ÓRGANO DE GOBIERNOla presión de saturación en 161 kg/cm2• El corte de agua actual para este campo es del 18.35% y tenemos una RGA promedio de 270 m3/m3• La historia de producción

Comisión Nacional de Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

QUINCUAGÉSIMA PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:10 horas del día 29 de agosto del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Parres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez. Estuvo también presente la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Quincuagésima Primera Sesión Extraordinaria de 2019 del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la Secretaria Ejecutiva mediante oficio número 220.0700/2019, de fecha 28 de agosto 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 Reglamerito 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 Parres Luna.

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

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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-0201-M-Campo Madrefil.

11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0090-M-Campo Chuhuk.

11.1

11.- Asuntos para autorización

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-0201-M-Campo Madrefil.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al maestro Francisco Castellanos Páez, Director General de Dictámenes de Extracción.


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

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

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Si, gracias. Vamos a presentar lo que son los pormenores de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación del campo Madrefil. Primeramente, tenemos que el campo Madrefil, la solicitud de modificación, la presentó el 22 de abril del 2019 el operador para solicitar una modificación al plan de la ronda O. Después tenemos lo que sería la declaratoria de suficiencia de información el 16 de mayo de 2019 y posteriormente se llevaron a cabo comparecencias y diferentes alcances a esta comparecencia en la que estuvimos solicitando información adicional de cuál era los principales aspectos de la modificación del plan. Después de estas comparecencias, el operador nos dio atención con información adicional y se estuvo revisando, se solicitó a la Secretaría de Economía la parte del contenido nacional. A la ASEA también lo que es la parte de administración de riesgos y el día de hoy 29 de agosto estamos presentando los pormenores de lo que sería la modificación del plan, para lo cual le cedo la palabra al ingeniero Rubén Felipe Mejía para que nos pueda dar los pormenores de la revisión.

SUBDIRECTOR EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- Buenos días Comisionada, Comisionados. Continuando con la presentación de esta solicitud de modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación Madrefil. Si pudiéramos ir a la lámina 2 por favor, a la 2. Tenemos como antecedentes para esta Asignación que el Título de Asignación fue adjudicado a Petróleos Mexicanos el 13 de agosto del 2014. Tiene una vigencia de 20 años a partir de la fecha de adjudicación. Inició producción en octubre del año 2009 en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano. La producción promedio durante junio de este año fue de 11,000 barriles por día de aceite y de 13.92 millones de pies cúbicos diarios de gas. La reserva remanente 3P certificada al 1 de enero de 2019, y que vale la pena decir que es el volumen a recuperar contemplado por parte del operador, es de 31.4 millones de barriles y 44. 7 miles de millones de pies cúbicos de gas, correspondientes

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a 41.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La que sigue por favor. La que sigue por favor. La que sigue por favor.

Tenemos como historia de producción para este campo que inició explotación en octubre del año 2009, teniendo una presión inicial para el yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano de 1,070 kg/cm2

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Actualmente se tiene una presión de 425 kg/cm2 y se encuentra alejado de la presión de saturación en 161 kg/cm2• El corte de agua actual para este campo es del 18.35% y tenemos una RGA promedio de 270 m3/m3• La historia de producción de este campo se divide en tres etapas. La primera etapa del año 2009 al 2012 únicamente se tenía un pozo en producción, que fue el pozo exploratorio. Posteriormente, se replanteó como de desarrollo y fue un periodo de estudio y de adaptación de la infraestructura. La etapa posterior en la etapa del 2013 al 2015 se incorpora la producción de tres pozos más e inicia la producción de agua en el campo. Algunos saltos en la gráfica, en los picos, es principalmente debido al cierre de un pozo, debido a tendido de línea.

Y por último tenemos la etapa 3, que es del año 2016 al año 2018 ya posterior a la adjudicación de la Asignación. Se incorpora la producción de dos pozos más, incrementó la producción de agua por canalización del pozo Madrefil-61 y un efecto de conificación en los pozos Madrefil-11 y Madrefil-51, llegando al corte de agua que actualmente tenemos. El pico máximo de producción para esta ·Asignación fue en el año 2015 y fue alrededor de 23,000 barriles por día de aceite y 36 millones de pies cúbicos diarios de gas. La que sigue por favor.

Esta Asignación es una Asignación terrestre que se localiza a 17 km al oeste de la ciudad de Comalcalco, Tabasco, en el municipio de Comalcalco. Cuenta con una superficie de 46.06 km 2• Dentro de esta área de Asignación se encuentran 13 pozos perforados, de los cuales 12 pertenecen exclusivamente al campo Madrefil y uno es un pozo exploratorio actualmente taponado que pertenece a una Asignación de Exploración que traslapa con el área de Asignación de Extracción. No se tiene actividad de desarrollo o está alejada - perdón - la actividad de desarrollo del área de exploración. Actualmente para la Asignación se tienen seis pozos produciendo.

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El objetivo de la modificación al plan consiste en max1m1zar el valor económico de la Asignación mediante la extracción de aceite y gas hasta el año 2040 que se tiene visualizado como el límite técnico-económico. El alcance para alcanzar este objetivo es a través de la perforación de seis pozos, de los cuales tres irían al yacimiento actualmente en explotación, el yacimiento del Jurásico, y tres pozos más irían al yacimiento del Cretácico que actualmente no ha sido explotado. También la ejecución de 14 reparaciones mayores que consiste principalmente en obturar el intervalo agotado e ir a un intervalo superior para abrir explotación. La ejecución también de 1,692 reparaciones menores, que consisten principalmente en limpiezas a pozos, estimulaciones matriciales ácidas y la instalación del sistema artificial de producción de bombeo neumático y también la construcción de cuatro duetos. Para esto, el costo total asociado es por 1,016 millones de dólares, en el cual se incluyen actividades de abandono como lo son 17 taponamientos de pozos y actividades de abandono de duetos hasta el año 2040. Para esta Asignación se contempla recuperar un volumen total de 30.1 millones de barriles de aceite y 43.2 miles de millones de pies cúbicos de gas. Cabe destacar que este volumen sería a la vigencia de la Asignación.

Continuando con las generalidades y descripciones de los yacimientos que se encuentran en el campo Madrefil, tenemos que son dos yacimientos que se tienen evaluados, estudiados y uno en producción, es el yacimiento del Cretácico Medio e Inferior y el yacimiento del Jurásico Superior Kimmeridgiano. Tenemos las áreas respectivas con las cuales se contempló el volumen original y el volumen explotable de estos yacimientos. La porosidad promedio que va de 2% al 4%, la permeabilidad que va de 0.01 mD hasta 8.5 mD. La presión inicial que se tenía en el Jurásico Superior Kimmeridgiano de 1,070 kg/cm2 y la presión inicial, que es la actual para el yacimiento del Cretácico, de 900 kg/cm2• La presión de saturación que se tiene para el yacimiento del Jurásico es de 264 kg/cm2• EL tipo de fluido del yacimiento es aceite volátil de 33 a 40 grados API y se tiene un factor de recuperación actual de 22.3%. El mecanismo de desplazamiento que se tiene para el yacimiento actual en explotación es la expansión roca-fluidos. Y la profundidad promedio para la extracción es de 5,500 metros verticales en el Cretácico y 6,500 metros verticales para el Jurásico. Actualmente los pozos que se tienen en el Jurásico Superior son seis productores, cinco cerrados con posibilidades y uno cerrado sin posibilidades. ¡\

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Para explicar un poco las imágenes que se tienen en la parte derecha de la lámina, tenemos el mapa de lo que sería el yacimiento Cretácico en la parte superior y las localizaciones a los pozos que se tienen contemplados. Cabe destacar que los pozos contemplados para el yacimiento Cretácico serían pozos horizontales o de alto ángulo. Para el yacimiento del Jurásico, que es la imagen inferior, tenemos otros tres, las localizaciones de los tres pozos a perforar y las localizaciones de los pozos actualmente productores. También podemos decir que los pozos que se van a perforar en el Jurásico serían pozos desviados tipo "J". Y hay unos pozos remarcados en rojo en la parte de un bloque, el bloque llamado bloque 2, que tienen alto riesgo geológico debido a que el cubo sísmico con el cual se evaluó este yacimiento no llega o llega en la parte límite de este bloque sísmico, aunado a que en la parte del Terciario se tiene mucha intrusión salina que dificultó la evaluación de los volúmenes que se tienen en ese bloque 2. Entonces es un bloque de alto riesgo que en el plan vigente de ronda O el asignatario tenía contemplado perforar, pero debido a la baja producción que obtuvo en los pozos perforados en el bloque 1, que es el bloque del lado izquierdo, prefirió realizar los pozos en el bloque 1 y no hacerlos en el bloque 2 en el plan vigente. La que sigue por favor.

Como justificación a la modificación al Plan de Desarrollo, se tienen dos preceptos. El primero es que el asignatario contempla un cambio de estrategia en la extracción debido a la mayor actividad contemplada respecto a lo requerido en el plan vigente y también tenemos el avance en las operaciones y debido a los estudios del yacimientos y resultados obtenidos de la producción, resultó en una actualización en la cuantificación de reservas. En la imagen superior tenemos dibujado el polígono de la Asignación, el polígono del campo de extracción y en rojo tenemos las líneas o duetos con los cuales se maneja la producción del campo. En la imagen inferior tenemos la imagen de un núcleo que fue tomado del pozo Madrefil-1 y un registro de imágenes en el mismo intervalo del núcleo. Lo que podemos ver aquí es el alto fracturamiento que se tiene para el yacimiento del Cretácico, ya que este núcleo fue tomado en ese intervalo del yacimiento del Cretácico, por lo cual justifica la utilización de pozos horizontales para atravesar el mayor número de fracturas dentro de este yacimiento. La que sigue por favor.

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Como cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, tenemos la tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables. En esta lámina tenemos la evolución de las reservas de petróleo crudo equivalente, cómo se han comportado a través del tiempo desde el inicio del plan vigente a lo que tenemos en la actualidad. Podemos ver una disminución en las reservas 3P, que es principalmente debido a la continuación en la explotación del yacimiento y una actualización o reclasificación de las reservas posibles debido que va en un incremento con respecto a las reservas probables y probadas, debido a que todavía no se ha explotado el yacimiento Cretácico y el bloque 2 que tenemos para ambos yacimientos. La que sigue por favor.

El asignatario presentó cinco alternativas de desarrollo en la modificación al plan, las cuales principalmente van asociadas a la reserva a explotar en este campo. La alternativa 1 tiene contemplado la explotación de la reserva 3P del campo. La alternativa 2 tiene contemplada la explotación de la reserva 2P del Jurásico Superior y 3P del Cretácico. La alternativa 3 tiene contemplada la explotación de la reserva 3P del Jurásico y 2P del Cretácico Medio e Inferior. La alternativa 4 tiene contemplada la explotación de la reserva 2P del campo. Y la alternativa 5 tiene contemplado el éxito total de la alternativa 1 y posteriormente se realizarían más actividades, la perforación de más pozos, para poder obtener un mayor volumen, inclusive a la reserva 3P actualmente certificada. Asimismo, los volúmenes a recuperar son diferentes. El mayor volumen se recuperaría en la alternativa S. Sin embargo, se requeriría mayor inversión y mayor gasto de operación para poder ejecutar esta actividad, aunado al alto riesgo que tiene y dependiendo del éxito obtenido en la alternativa 1 seleccionada, que es la que mejor índice de utilidad da, aun después de impuestos. La que sigue por favor.

Como comparativo de los pronósticos de producción de aceite para este campo, tenemos que en la historia de producción con respecto a ronda O no se alcanzaron los objetivos de producción contemplados. Sin embargo, el contratista en la modificación, perdón, el asignatario en la modificación al plan contempla recuperar un volumen aproximado a lo que se tenía contemplado en el plan vigente, esto realizando la actividad adicional contemplada. Con lo cual, incrementaría el factor de recuperación del

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campo del 13.4% al 23.4% para aceite en el periodo establecido de 2019 al límite económico que sería el año 2040. Habría una producción no obtenida de 10 millones de barriles respecto a lo contemplado en el plan vigente únicamente. La que sigue por favor.

Con respecto al comparativo de producción de gas, tenemos que para el gas, con respecto a lo contemplado en el plan vigente, en el histórico sí llegó a alcanzarse la producción o estuvo cercana la producción máxima esperada. Sin embargo, ocurrió una declinación de la producción y lo que tiene contemplado el asignatario es con la mayor actividad es obtener un volumen de gas aproximado o cercano al que se tenía contemplado en el plan vigente, elevando el factor de recuperación del 15.2% al 25.8% en el periodo establecido del 2019 al 2040. El desfase de la producción que no se tendría con respecto al plan vigente es de aproximadamente 3,000 millones de pies cúbicos para el gas.

Con respecto a las actividades a realizar, tenemos el cronograma propuesto por el asignatario, que consistiría en la perforación y terminación de seis pozos, los cuales se realizarían los primeros tres años del periodo. Aquí tenemos que destacar que cinco pozos son adicionales a los contemplados en el plan vigente y un pozo corresponde a uno que todavía no se ha perforado respecto a lo contemplado. Tenemos también la construcción de cuatro duetos y la ejecución de 12 reparaciones mayores, esto a la vigencia de la Asignación. La ejecución de 1,548 reparaciones menores, igual a la vigencia de la Asignación y el taponamiento de 7 pozos a la vigencia de la Asignación. Posterior a la vigencia de la Asignación, el asignatario contempla la ejecución de dos reparaciones mayores, 144 reparaciones menores, el taponamiento de 10 pozos y el abandono de 8 duetos. La ejecución de dicha actividad queda sujeta a la modificación al título propuesta por esta Comisión a la Secretaría de Energía.

Con respecto al cumplimiento al artículo 44, el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, tenemos que a la fecha de aprobación del PAGNA en el año 2018 el asignatario para esta Asignación ya cumplía con la meta de aprovechamiento del 98%. Tenemos como histórico para los años 2016, 2017 y 2018 un aprovechamiento superior al 98%. En esta propuesta de modificación al plan, el asignatario tiene contemplado


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mantener esa meta e incluso en algunos años superarla, por lo tanto, se mantiene en términos de lo aprobado por esta Comisión.

Con respecto a los mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos, tenemos que para el campo Madrefil se tiene contemplado dos etapas, la etapa actual como actualmente se realiza la medición y se maneja la producción de hidrocarburos. Tenemos que del campo Madrefil la producción en mezcla se transporta del campo a la Batería de Separación Bellota, donde se separa el gas d~I aceite. El gas pasa a la estación de compresión en la misma instalación Bellota y de ahí se deriva a la Estación de Compresión Paredón, que también se tiene contemplada, perdón, la Estación de Compresión Jujo como alternativa para poder recibir el gas, dependiendo de la capacidad que se tenga o que se haya alcanzado la capacidad que se tiene en la Estación de Compresión Paredón. Posteriormente, tanto el gas como el condensado pasan por el mismo dueto hacia los puntos de medición fiscal que sería el complejo Cactus y el complejo Nuevo Pemex. Dentro de las Estaciones de Compresión Jujo y Paredón, únicamente se hace el cálculo teórico del condensado y ya la separación como tal se tiene en los puntos de medición fiscal Cactus y Nuevo Pemex.

Con respecto al aceite, pasaría de la Batería de Separación Bellota al centro Cactus y posteriormente pasaría al punto de medición fiscal que se tiene Centro Comercializador de Crudo Palomas. Como tipo de medidores para gas y condensado en estos puntos de medición fiscal, tenemos placa de orificio para gas y condensado y para petróleo tenemos el tipo de medidor ultrasónico. La que sigue por favor.

Como tipos de medición futuros en el año 2020, para el hidrocarburo del gas tenemos prácticamente el mismo recorrido y el cambio sería para el hidrocarburo del aceite, únicamente el cambio de utilizar el centro de Cactus por Cárdenas Norte. Los puntos de medición fiscales continuarían siendo los mismos. La que sigue por favor.

Respecto el Programa de Inversiones, tenemos que el asignatario tiene contemplado erogar un total de 926.54 millones de dólares a la vigencia de la Asignación, los cuales se desglosan en la actividad de desarrollo de un 48%, en la actividad de producción de un 50% y para el abandono se tiene destinado un 0.28%. En la parte de subactividad general tanto de

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producción y desarrollo se tienen montos superiores a los 300 millones de dólares, perdón, y esto se debe a la compra de gas que se tiene contemplada para utilizar para el bombeo neumático. Aparte del total de inversión contemplada para el proyecto, tenemos otros egresos que serían por 72 millones de dólares, que se refieren a erogaciones por concepto de manejo de la producción en instalaciones fuera de la Asignación Madrefil.

Como resultados de la evaluación económica considerando las siguientes premisas utilizadas, tenemos que una pi::oducción de aceite de 29.95 millones de barriles, una producción de gas de 43 mil millones de pies cúbicos. El gas transferido, que contempla el gas producido más el gas adicional comprado para el BN menos el gas no aprovechado de 104.97 miles de millones de pies cúbicos. El precio del aceite promedio de 64 dólares por barril, el precio del gas de 2.93 dólares por millar de BTU, la tasa de descuento utilizada del 10% y el tipo de cambio de 20.5 pesos por dólar.

Con estas premisas se obtuvo de la evaluación económica los siguientes indicadores económicos. Valor presente neto antes de impuestos de 952 millones de dólares, después de impuestos de 39 millones de dólares, una tasa interna de retorno antes y después de impuestos indeterminada, valor presente de la inversión de 253 millones de dólares, índice de utilidad de 3.76 antes de impuestos y 0.16 después de impuestos y una relación beneficio/costo de 2.51 antes de impuestos y 1.03 después de impuestos.

Como recomendaciones que se le dan al asignatario después de la evaluación de esta modificación al plan, tenemos principalmente el contemplar o el hacer una evaluación más exhaustiva a yacimientos o campos que comparten características similares con el sistema de rocafluido, mecanismos de producción con respecto al yacimiento Madrefil, con el objetivo de poder encontrar algún proceso de recuperación secundaria o mejorada que se pudiese implementar para este campo. lo anterior, para recuperar el aceite remanente contenido en la matriz dado que en yacimientos que podemos decir análogos de otros países se ha obtenido factores de recuperación superiores al esperado utilizando estos métodos de recuperación adicional. También otra recomendación que se le hace al asignatario es la utilización de inhibidores de incrustaciones debido a la alta precipitación de asfaltenos e incrustaciones orgánicas que

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se van a tener en las tuberías, en los pozos de estos campos. Y lo anterior para optimizar los costos en lugar de la ejecución de un número grande de limpiezas contempladas en el plan propuesto.

Como cumplimiento a la normatividad aplicable, tenemos que esta modificación al plan da cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, al artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, cumplimiento a los diversos artículos de los Lineamientos de Planes, cumplimiento a los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos y cumplimiento a las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado. La que sigue por favor.

Derivado de este análisis presentado, se propone el presente dictamen técnico en sentido favorable de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil, presentado por Pemex Exploración y Producción, mismo que de ser aprobado estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la vigencia de la Asignación o requiera modificación. Por parte de esta Dirección General sería todo y estamos atentos a cualquier duda o comentario que sea.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Me llamó la atención el análisis económico. El valor presente de la inversión que nos comenta el operador son 271 millones de dólares y la Comisión Nacional de Hidrocarburos tiene un cálculo de 253.16 millones de dólares. Eso es una diferencia de 18 millones de dólares. ¿A qué se debe esa diferencia? Estoy hablando solamente del valor presente de la inversión.

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JOSUÉ LÓPEZ GARCÍA.- Buenos días Comisionados. Respecto a la diferencia comentada del VPI entre el operador y lo calculado por la Comisión, es principalmente por la tasa de descuento. Como se está utilizando una distinta tasa de descuento a la presentada por el operador, es por eso el resultado que difiere.

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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Cuál es la tasa que utilizamos nosotros?

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JOSUÉ LÓPEZ GARCÍA.- 10% se utiliza en la Comisión.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿y ellos?

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JOSUÉ LÓPEZ GARCÍA.- 7.5%.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario? Yo solamente quisiera el riesgo que se tiene en la parte del bloque adyacente. O sea, normalmente ese, o sea, es un campo que desde luego está en desarrollo como bien nos lo mostraron. Y pues si nosotros siguiéramos un proceso normal en la cadena de valor, pues deberíamos de haber ya delimitado este yacimiento y la delimitación debería de haber. .. O sea, lo que quiero decir es de que de acuerdo a lo que hemos visto en otros desarrollos que ha realizado el mismo operador, normalmente cuando pasa esto lo consideran como pozos exploratorios cuando es un bloque anexo y podría ser considerado por el alto riesgo que tiene, podría ser considerado como un pozo exploratorio lo que van a realizar en los bloques anexos dado que hay bastante incertidumbre. Primero, porque entendí que la sísmica no es definitoria, el cubo sísmico que tienen no es definitorio, quizás hasta tendría que haber nuevos procesados o nueva adquisición sísmica. Y segundo, pues el bloque se ve separado totalmente, posiblemente por una intrusión salina o por las mismas fallas que se manejan aquí.

¿Entonces cómo se maneja? O sea, digamos, aquí parecería que son dos pozos más dentro del Plan de Desarrollo. Desde luego están en reserva, en la reserva 3P ya estos dos pozos. Pero, o sea, ¿cómo lo están planteando para saber de esa posible continuidad del yacimiento? O ustedes considerarían que, digo, esto ya sería desde un punto de vista más técnico, ¿considerarían que se trata del mismo yacimiento?

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SUBDIRECTOR EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- El asignatario realizó una actualización a los modelos, al modelo geológico. Lo que hizo fue el poblar con la ayuda de los atributos geofísicos y efectivamente porque no cuenta con pozos delimitadores. Lo único que se ha hecho es la evaluación con los atributos geofísicos y la actualización del modelo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- lPero si los atributos geofísicos no son contundentes? O sea, eso es lo que entendí. ¿Verdad?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Sí. Lo que tenemos aquí, como bien comenta doctora, ellos han estado tratando con la información que tienen, la han estado reanalizando para poder tener más certidumbre. Lo que comentan ellos y lo que podemos ver ahí, por eso tienen algunos de ellos todavía en reserva 3P. Y lo que pasa generalmente, usted es experta en estas cuestiones geofísicas. Como tienen una intrusión salina muy grande, tienen problemas ahí con sus leyes de velocidades, entonces tienen mucha incertidumbre. Ellos han estado tratando de corregirlo con alguna de la información que tomaron en los nuevos, en los pozos que han ido perforando. Generalmente lo que hacen es que toman los VSP para ir calibrando esas velocidades e ir viendo cómo se comporta la continuidad de la formación. Eso es lo que les da a ellos cierta seguridad de que la formación tiene continuidad hacia esos bloques.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y digamos, o sea, mi punto es en caso que sea positivo, que ojalá pudiera ser positivo, ¿no podría tratarse de un nuevo yacimiento?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Lo que pasa es que como ven yo creo ellos la formación y ven la sísmica; incluso ya en los criterios de reserva les están dando 3P, es porque ven cierta continuidad.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿De qué manera?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Yo creo que analizando lo que es la sísmica, las profundidades y toda la información del modelo geológico. (\

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, digo, estoy de acuerdo a lo que se ve. Es que hay una ruptura total.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Si, total.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- De la continuidad de las formaciones tanto en Jurásico como en Cretácico y parecería que ojalá que tengan éxito en los dos pozos exploratorios, en el primero que pongan de este lado del lado este digamos. O sea, yo tendría dos recomendaciones. ¿No? La primera es de que ojalá que pudieran tener procesados sísmicos, si es que no los tienen.

SUBDIRECTOR EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- Perdón. El asignatario tiene contemplado realizar un reprocesamiento de sísmica.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, eso no se mencionó, o sea, yo creo que es un reprocesado sísmico. Y en segundo, de acuerdo a las presiones que se tengan del lado del bloque que van a perforar, en caso que las presiones no manifiesten continuidad, se tendría que manifestar un nuevo yacimiento en caso que no se vea una continuidad del yacimiento. ¿No?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Sí. Aquí también lo que pasa también es el antecedente que se tiene de otro campo, en el caso de Terra donde también tenían un bloque adyacente. Y ese bloque adyacente pues se los habían dado en reserva 3P. Entonces el problema que tenemos de sacarlo de la parte de desarrollo y meterlo a la parte exploratoria es que después tenemos problemas para llevar a cabo, si es en la parte exploratoria, hacer el Programa de Evaluación y que ellos lo puedan poner a producir. ¿No?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, yo lo único que diría es que podría ser el Madrefil Este, pero finalmente como orden para nosotros también es si se trata de otro yacimiento por las características que se pueden corroborar al momento de haber. O sea, ahorita de acuerdo a lo que ustedes nos proponen y de acuerdo a lo que propuso el operador, es de que está dentro de su mismo Plan de Desarrollo. De acuerdo a mi

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opinión, podría ser un nuevo bloque. O sea, y podría ser un yacimiento diferente al que estamos viendo del otro lado. Yo sí creo que en caso que se compruebe mi hipótesis tendríamos que decir, o sea, si ya lo estamos aprobando dentro de este Plan de Desarrollo, cuando menos que sí se manifieste que se encontró un bloque este del campo Madrefil. O sea, yo creo que por las condiciones dinámicas que se puedan encontrar de este, en el caso que sea positivo y que sea exitoso, cuando menos yo creo que es lo menos que podemos pedir.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, MAESTRO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si, nada más si me permiten para recapitular un poco. Desde 2014 en ronda O ya estaba el bloque dado de alta. Ya tenía cuatro localizaciones porque en ese momento con la información que se contaba no se predecía que estaba la intrusión salina. De hecho, se veía como una estructura en flor de forma continua donde teníamos un anticlinal del segundo bloque en la parte este. Posteriormente, con el retrabajo que se ha hecho, se infiere o se ve a través de los atributos que tiene esta intrusión salina, entonces por lo cual podríamos estar esperando que no haya una continuidad hidráulica y se viera como un bloque aislado hidráulicamente, aun cuando solamente veríamos que el yacimiento fue intrusionado por la sal y se comportó de forma separada. Entonces ya lo traemos tanto en ronda O en reservas y sí nos tendría que en algún momento ver o decir el resultado de la perforación de los pozos qué estaba utilizando o qué está pareciendo condiciones iniciales del yacimiento. Que es muy también probable que se da en la zona, el mismo caso está Terra, el mismo caso está Puerto Ceiba, que es un yacimiento compartamentalizado que está altamente afallado, sobre todo por las fallas compresivas que se tuvieron o de transgresión en su momento y que dan esta especie de formaciones, sobre todo a nivel de Jurásico.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, no, o sea, digo, simplemente para dar esa recomendación.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, MAESTRO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si, correcto.

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

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~ Comisión Nacional de

Hidrocarburos

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Con esto que comentas, una pregunta. Podría entonces el asignatario en caso de que perforara en lo que la doctora denominó el yacimiento este digamos. Si encuentra que hay hidrocarburo en esta parte del yacimiento, ¿podría llevarlo entonces ya a la etapa extractiva? No tendría ya que delimitarlo, no tendría que agotar lo que normalmente hace el operador cuando encuentra un yacimiento nuevo. ¿Eso es así?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, MAESTRO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Es correcto. De hecho, como le comentaba ...

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿y eso técnicamente es válido?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, MAESTRO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Sí. Desde que estábamos en ronda O, ya se tenían localizaciones previstas ahí porque con la información que se contaba se decía que era formación continua, solamente tenía una limitación por una falla que estaba perpendicular a la localización de los pozos. Posteriormente, 2014 a la fecha que están viendo el reproceso sísmico, ven que hay una intrusión salina, la cual sí está partiendo en dos bloques, si los queremos ver, los yacimientos. Entonces derivado también del análisis de la información de producción que tuvieron durante todo este tiempo, es como lo están analizando. Y sí, técnicamente se puede dar. De hecho, por ejemplo, en el caso de otros casos análogos cuando es un yacimiento compartamentalizado. Si vemos que cada bloque fuera un yacimiento, tendrían que estar haciendo un proceso genérico. Pero realmente es que la información dinámica es lo que nos resulta de este comportamiento entre bloques y se va actualizando los modelos. Es un loop si lo queremos ver que se hace producción, tengo información dinámica, vuelvo a hacer procesamiento estático, dinámico y me vuelve a dar un modelo totalmente diferente o va evolucionando.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- O sea, esto equivale a un yacimiento compartamentalizado.

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DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Así es. Y lo que tiene este plan que está presentando el operador es que está dentro del desarrollo. O sea, está contemplado dentro de todas las actividades de desarrollo. No sería una actividad exploratoria, sino de desarrollo y por eso podría darle continuidad a la producción si encuentra hidrocarburos.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Muy bien.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perdón, nada más para contestar. Lo que pasa es que no siempre se maneja de la misma manera, cuando menos el operador no siempre lo ha manejado de la mima manera y en ocasiones, y lo hemos visto en diversas ocasiones, que simplemente cuando hay una falla que divide, o sea, de un yacimiento que ya está en desarrollo y hay una falla, nos piden un nuevo pozo exploratorio. Entonces no hemos sido, si ese es el punto que ustedes consideran, no hemos sido homólogos en todas nuestras dictaminaciones. ¿No? Entonces en realidad sí puede estar compartamentalizado, sin embargo, puede ser que se trate de otro yacimiento por las dimensiones que tiene este. Si, Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No sé si quieren ir a la parte donde dice comparativo de pronósticos que es la número 11. Aquí sale un ejemplo de lo que el doctor Néstor ha estado insistiendo. Si nos esperamos al 2034 al fin de la vigencia de la Asignación, lo que queda es un área digamos de baja producción, pero va a tener muchos gastos porque va a tener todo el abandono, va a tener el taponamiento, etc., que sí están contabilizados, pero que nosotros no podemos incluirlos en nuestra evaluación porque exceden la vigencia de la Asignación. Entonces yo no sé si en este caso opera la petición del doctor Néstor de solicitarle a SENER que se les extienda la duración de la Asignación hasta el 2040 que es el límite económico y que verdaderamente se incluyan todos los gastos que se van a hacer. Si no, nos vamos a topar, bueno, en el 2034 quizá ya no vamos a estar aquí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, seguro.

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COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero va a estar muy difícil otorgar una, digamos - bueno, ¿cuál será? - años extraordinarios porque va a salir negativa la evaluación. Entonces yo creo que debemos analizar la vida completa del campo y hacer todos los cálculos con eso, que ahorita no podemos por la restricción legal. Entonces no sé si pudiéramos poner en el dictamen como una recomendación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, abogado maestro Massieu.

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEU ARROJO.- Gracias Comisionada. Buenos días Comisionados. Esa recomendación, debido a que es recurrente por parte del Comisionado Martínez y avalada por todos ustedes, ya se tomó en cuenta y ya se incluyó tanto en el dictamen como en la resolución de este proyecto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muy bien. Si, por favor ingeniero López.

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JOSUÉ LÓPEZ GARCÍA.- Respecto a las actividades de abandono, también cabe destacar que cuando se realiza la evaluación económica y también cuando se proyecta lo que es el Programa de Inversiones, todas la actividad de abandono, todos los montos de abandono, aunque sobrepasen la Asignación, se están considerando dentro de nuestros análisis justo porque el operador tiene la obligación de realizar estas actividades de abandono aunque se sobrepasen de la vigencia de la Asignación. Entonces todos los resultados aquí mostrados en cuanto a abandono, consideran todos esos montos.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pues con relación a la inquietud del Comisionado Pimentel y bajo la suposición de que descubriera un nuevo yacimiento porque tiene las condiciones de presión inicial del Madrefil, etc. Entonces está aislado hidráulicamente. Y la inquietud me parece interesante. Dice, bueno, ¿entonces van a poder empezar a producir? Y la respuesta fue sí. El desarrollo normal de los


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yacimientos involucra la perforación de un pozo exploratorio y después un proceso que tiene que ver con la delimitación. ¿y por qué es importante el hacer la delimitación? Porque en ese momento se tiene una claridad de cuánto va a ser la producción de ese campo tanto de aceite, como de gas, como posiblemente de agua. En ese momento es cuando se puede construir toda la infraestructura de producción en la superficie. Entonces bueno, si tuviéramos el caso de un yacimiento alejado, pues es obvio que no podrían producirlo porque no tendrían la infraestructura, pero además también no sabrían de qué tamaño tendrían que ser las tuberías o las baterías de separación. Eso no lo podrían tener. Si lo empezaran a hacer, podría generar una pérdida de valor.

Pero en este caso, en el caso de Madrefil, las instalaciones superficiales están ahí arriba y no solamente es bueno producir el pozo porque la cuestión de valor presente neto. La producción del pozo da datos para la caracterización de ese nuevo yacimiento y para la delimitación. Entonces cada caso es especial. En algunos casos vamos a tener planes que perforan 2-3 pozos hasta que empiezan a producir, que son los que están alejados de las infraestructuras de producción que están construidas en las áreas, y otros en donde el pozo exploratorio se puede convertir en un pozo productor que además está aportando día a día información porque la producción con la información de la presión puede considerarse para hacer un análisis de cuál puede ser el potencial de la permeabilidad, porosidad, extensión, etc., etc. Entonces en este caso sí la respuesta es sí, pero creo que había que hacer toda esta explicación porque no siempre va a ser sí y no siempre van a ser nuevos yacimientos.

Hasta que no se perfora es que se va a tener la claridad. A mí me gustaría mucho que fuera un nuevo yacimiento, porque si es un nuevo yacimiento entonces está con alta presión y tiene alto potencial de producir. Ese fue el caso de muchos yacimientos. Por ejemplo, Cactus. Cactus se descubrió en los años 70 y Teotleco que está pegadito se descubrió mucho tiempo después y que bueno que no se descubrió en aquel tiempo porque entonces se tuvo producción en esa área que revitalizó todo ese activo de producción. Y en ese caso, Teotleco era suficientemente grande y tenía su Plan de Desarrollo específico. Entonces bueno, cada caso es especial.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si no hay más comentarios, Secretaria 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.51.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0201-MCampo Madrefil.

ACUERDO CNH.E.51.001/19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 7, fracción 111 y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción correspondiente a la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil.

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11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0090-M-Campo Chuhuk.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venfa 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 el tema, se desarrollaron en los términos que a continuación se transcriben:

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Barkley.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY VELÁSQUEZ.- Muchas gracias. Buenos días Comisionada, Comisionados. Efectivamente traemos para su consideración la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de campo Chuhuk. Bien, por favor la siguiente.

Esta modificación se recibió la solicitud el 29 de marzo. El 25 de abril se realizó la prevención de información. 14 de mayo respondió el operador a las prevenciones de información. Se le declaró suficiencia el 11 de junio. Se presenta el día de hoy al Órgano de Gobierno, con la participación de Economía y de ASEA en el proceso.

Bien, las generalidades del campo. Se encuentra el campo Chuhuk en un clúster de campos de gas y condensado y aceite ligero, donde se encuentran Homol Kuil, Etkal y Ché. Está en aguas someras, aproximadamente a 20 metros de profundidad y a 52 km de Ciudad del Carmen. Tiene un área de 18.5 km2, seis pozos perforados, cuatro productores. Se ha descubierto en 2003 con una porosidad de 9%. La


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presión inicial es de 339, presión actual 298 y de saturación 261 kg/cm2

todo. El tipo de yacimiento es un aceite ligero de 41 grados API. Las formaciones geológicas es Mesozoico, Cretácico Superior. Tiene un empuje hidráulico, 164 ºC de temperatura y se ubica a 6 km al sur franco del campo Homol. Siguiente por favor.

Bien, el alcance de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción. Cae bajo los supuestos normativos de los Lineamientos de Planes, el artículo 40, fracción 11, en el cual el inciso h nos marca que exista una variación en el monto de la inversión. En este caso la variación sería en un 38% superior. Esto debido a que se ejercieron 61 millones de dólares adicionales a lo autorizado en el Plan de Desarrollo vigente de 2014 a 2019 y esto responde a ajustes por incremento en el costo de perforación y terminación de los pozos. Asimismo, una mayor erogación asociado al mantenimiento de infraestructura. Y a través de esta modificación del plan, se planea recuperar un total de 0.8 millones de barriles de aceite y 1.07 miles de millones de pies cúbicos de gas, con un costo total de 59.6 millones de dólares. Esto planifica agotar las reservas remanentes lP, 2P y 3P. Bien, siguiente por favor.

Bien, un poco la historia de producción del campo Chuhuk. Inicia en 2013 la producción. Asimismo, la recuperación del pozo descubridor Chuhuk-1 y se desarrollan cuatro pozos para producirlo. En la etapa 2 se logra la máxima producción es 43,000 barriles por día en 2016. Tuvieron cinco pozos operando y el incremento de producción del agua obliga al cierre de un pozo: Chuhuk-35. En la etapa 3 se tiene una declinación de producción con la puesta en operación de cuatro pozos y al día de hoy aproximadamente produce 1,600 barriles de petróleo. Siguiente.

Tenemos los mecanismos de empuje discretizados por el operador. Se observa que se logra básicamente el 40% aproximadamente del factor de recuperación y bueno, esto debido a que el empuje hidráulico es bastante fuerte, el cual hace que la presión inicial, la presión promedio no varíe a través del desarrollo de la producción del capo y esto indica un empuje hidráulico bastante importante. Bien, en cumplimiento del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, vamos a presentar la tecnología y el plan de producción que permita maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables.

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Bien, la evolución de las reservas. Tenemos un comportamiento disímbolo al pronosticado en 2015, en el cual se mostraba que existían reservas probables. De 2016 a 2017 se tuvo el avance de los contactos un poco más súbito de lo pronosticado y bueno, de 2018 a 2019 es básicamente continuidad operativa en la estructura que se tiene básicamente el desarrollo en el alto estructural del campo Chuhuk.

Bien, las alternativas de desarrollo que propone el operador. Ha seleccionado la alternativa 1, la cual es básicamente continuidad operativa. Solamente tiene una reparación menor que es por seguridad, es limpieza de aparejo e instalación de válvula secundaria de tormenta. Las tres alternativas que estudió el operador comparten la misma reparación necesaria para la operación segura del campo. Asimismo, estudiaron la alternativa 2, la cual contemplaba la construcción de un dueto de bombeo neumático y una reparación menor que es necesaria y la cual, bueno, se observa que duplica en inversiones los gastos erogados por el asignatario. Asimismo, la tercera alternativa tiene asociados costos de reentrada, es decir, el equipo para la reparación mayor y bueno, también se observa el incremento de las inversiones. Y bueno, la altura de los contactos de aguaaceite el día de hoy en las condiciones que tenemos del yacimiento es restrictivo para ese tipo de reentradas. Entonces por eso mismo el operador ha seleccionado la continuidad operativa.

Bien. Como parte de esta alternativa seleccionada, el pronóstico de producción de aceite. Se observa un poco de historia, que es básicamente mayor a lo pronosticado en ronda O y el comportamiento es muy similar a lo pronosticado en el inicio. Sin embargo, tuvo una producción mayor a la estimada y sobre todo en el tiempo se redujo el tiempo de desarrollo del campo, de incorporación a la producción. Igualmente, en gas, derivado a que la presión se encuentra por encima de la presión de saturación, se encuentra bajo saturado el yacimiento y se tiene igualmente un pronóstico, una producción mejor al pronóstico de producción.

Bien, las actividades a realizar del campo. Es una reparación menor, 2020. Taponamiento, uno en 2020 y cinco en 2022. Esto cuando se acaba el pronóstico de producción. Posteriormente, el abandono del dueto que va hacia Homol y la infraestructura de Chuhuk en 2023.

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Bien, se realizó un estudio de campos análogos, en el cual el promedio aritmético es de 36% comparado con el campo Chuhuk que tiene 40%. Es un poco mayor. Asimismo, se tomaron en consideración campos internacionales y nacionales como el campo Homol que es vecino y es análogo. Asimismo, el campo Kuil, Se encontró el campo Kitina en Congo y Zakum en Emiratos Árabes.

Bien, como parte del aprovechamiento de gas natural. Se tiene básicamente una figura para demostrar la capacidad en el Centro de Proceso Poi-A. Y bueno, asimismo en los años que quedan de pronóstico de producción para esta Asignación, el aprovechamiento de gas es 98% en toda la vida productiva.

Bien, como parte de los mecanismos de producción. Se tiene que de la plataforma Chuhuk tiene un dueto que fluye hacia Homol-A y de manera multifásica. Asimismo, Homol-A fluye hacia Chuc, en donde en Chuc se separa el petróleo y el gas. El gas fluye hacia Poi-A separado. En Poi-A se va directamente hacia el Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta, donde en Centro de Distribución de Gas Marino lo fiscaliza posteriormente a Ciudad Pemex y a Nuevo Pemex. Por su parte, el petróleo se separa en Chuc y posteriormente fluye a la plataforma Poi-A, donde se encuentra después la interconexión de Nohoch, donde se encuentran nueve corrientes que son básicamente Abkatun, lxtal, Taratunich, Onel, entre otras. Posteriormente, el petróleo se fiscaliza en TMDB y asimismo en el Centro de Crudo Palomas. Siguiente por favor.

Bien, como parte del Programa de inversiones. Vemos que los gastos generales, es decir, la administración del proyecto es un rubro importante, 7.36 millones de dólares. Asimismo, la intervención de pozos 3.47 y el rubro que constituye 78% de esta modificación es la actividad petrolera de abandono, desmantelamiento de instalaciones. Asimismo, el Programa de Inversiones involucra un total de 59 millones de dólares, en donde otros egresos también corresponde al manejo de la producción fuera de la Asignación, que es un monto de 4.13 millones de dólares.

Bien, y como parte de las premisas económicas que usó CNH para la evaluación económica, se usó que de la alternativa seleccionada se tienen las producciones de aceite y gas asociado. Asimismo, el precio del aceite tiene un valor más alto debido a la calidad de aceite ligero y el precio del

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gas tiene una pequeña fracción de condensados que ha sido tomada en consideración y una tasa de descuento de 10%. Se tiene que antes de impuestos el VPN es de 9.74 millones de dólares y tenemos un VPI de 42.07 con una relación beneficio/costo después de impuestos de 0.65.

Bien, en cumplimiento de la normativa aplicable. Tenemos el cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos, a la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, cumplimiento de los Lineamientos de Planes, cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos y cumplimiento a las Disposiciones Técnicas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado.

Bien, como resultado de este dictamen. Se tiene derivado del análisis presentado, se emite el dictamen técnico en sentido favorable al Órgano de Gobierno con respecto a la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a la Asignación A-0090-M-Campo Chuhuk, presentado por Pemex Exploración y Producción, mismo que de ser aprobado estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la vigencia de la Asignación o requiera alguna modificación. Es todo por mi parte, muchas gracias.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Un comentario general. En los mecanismos de empuje, no sé cuál sea la lámina, es de las primeras. Esa. Ahí en esa lámina se tiene los comportamientos típicos de yacimientos con diferentes tipos de empuje. Y lo que podemos observar que el campo Chuhuk realmente no sigue ninguno de ellos. Y lo que quiero enfatizar aquí es que cada yacimiento tiene un comportamiento diferente. Sí se ve que es de tipo de acuífero, pero es un acuífero muy potente. Los acuíferos normalmente siguen la línea azul. Cada yacimiento es diferente, cada yacimiento tiene que analizarse en forma diferente y algunas personas piensan que pudiera hacerse una planeación en base a campos vecinos o a yacimientos vecinos. Lo cual es cierto, pero en la medida que se tiene una planeación hay que irlo caracterizando en la forma más adecuada.

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Entonces aquí tenemos el ejemplo de que este es un campo con un alto empuje hidráulico, que ojalá lo tuviéramos así en muchos yacimientos. El de hace rato, el Madrefil, no tiene este tipo de mantenimiento de presión, se depresionó de más de 1,000 kg, se fue para abajo y más adelante va a llegar a la presión de saturación. Y de acuerdo con la historia de producción que presentaron, había momentos en que la RGA se incrementaba muchísimo. Entonces bueno, el énfasis es cada yacimiento es diferente, cada plan requiere un análisis concienzudo y el trabajo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de revisar estos planes con calidad y oportunamente es super importante para maximizar el valor. No se puede hacer como una máquina de planes o como en base a unas guías. Es yacimiento por yacimiento, así como lo hacen los doctores, los médicos, paciente por paciente. Cada uno es diferente. Gracias.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- La página 21. Nos damos cuenta que, bueno, este ya es un campo que está en sus últimas. O sea, tiene dos años nada más de esperanza de producción. Entonces a la hora en que vemos el valor presente neto antes de impuestos da 9.44 y después de impuestos se vuelve negativo porque ya vienen todos los gastos de taponamiento y abandono. Entonces sin embargo cuando se calcula el rendimiento, el rendimiento después de impuestos sigue siendo positivo. O sea, ¿por qué?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JULIO CÉSAR REYES MELÉNDEZ.Bueno, lo que le podemos comentar es que para calcular ese rendimiento se utiliza el valor presente de los ingresos dividido entre el valor presente de los ingresos. Entonces que se estuviera recuperando lo invertido nos daría como resultado l. Entonces, en este sentido, que sea menos a 1 significa que ya no estamos recuperando.

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COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Ah, OK. Entonces en realidad estás perdiendo 35 centavos de cada dólar.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JULIO CÉSAR REYES MELÉNDEZ.Exactamente. Entonces este indicador no va a ser negativo, sino menor a 1 ya significa.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Ah, OK. Lo estamos interpretando de cero a lo que sea, ¿verdad?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JULIO CÉSAR REYES MELÉNDEZ.Exactamente.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, gracias. Entonces cero

es que perdiste todo.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, INGENIERO JULIO CÉSAR REYES MELÉNDEZ.-Ya no recuperaste todo lo que invertiste, eso es lo que significaría.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, gracias.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Creo que hay que matizar

este tipo de resultados, porque los proyectos - y así está planteado en nuestra regulación - desde el inicio tienen que apartar dinero para el abandono. O sea, los hidrocarburos totales de la explotación finalmente pagan abandono. En este caso lo que estamos haciendo es que los hidrocarburos que se van a obtener de aquí en adelante son los que van a

pagar el abandono, entonces eso hace que sean negativos los valores. Pero no quiere decir que el proyecto es negativo, el proyecto realmente es muy satisfactorio, pero por eso tenemos este tipo de distorsiones por la forma como hacemos los cálculos y porque además no hubo el dinero en el momento adecuado para irlo guardando. ¿No? Y entonces ya todo eso se tendría dinero suficiente en un fideicomiso que pudiera haberlos pagado, entonces eso haría que se viera diferente.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí. O sea, como hemos dicho, digamos el proyecto se está evaluando en su etapa casi final de producción. Entonces si se hubiera evaluado digamos todo lo largo del desarrollo y la producción, seguramente no tendríamos estos números. ¿No? Ese es el punto. Si, claro maestro.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO FRANCISCO CASTELLANOS PÁEZ.- Nada más puntualizando de lo que se comenta. En esta gráfica podemos ver cómo fue el proyecto. Entonces si nosotros presentamos en este plan la proyección de la actividad remanente sobre el volumen remanente, pues no alcanza a pagar el abandono. Pero si nosotros hacemos un tipo de evaluación que se llama concurrente, donde tomamos lo que ya produjo y lo que le resta de vida, pues el proyecto paga el abandono y paga todo su mantenimiento, incluso los derechos e impuestos. Entonces es el enfoque que se le dé al tipo de evaluación. Nada más que, como está ahorita planteado hacer la evaluación económica, nada más ponemos la proyección hacia adelante. Pero si nosotros evaluamos - como lo dije al inicio - todo el proyecto, pues sí paga muy bien el abandono y todos los derechos y obligaciones.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Creo que están sacando ustedes un punto muy importante. Los contratos tienen dentro de su programa digamos de gastos una aportación al fondo de abandono. Entonces eso sucede año con año, de tal manera que cuando llegues al final vas a tener el ingreso para pagar el abandono. En el caso anterior que acabamos de ver estamos contando en la evaluación que esto sucede, de que se está apartando una cantidad de dinero para el abandono y eso es lo que haría que esto no sucediera. Sin embargo, habría que ver ahora sí en el caso de las Asignaciones cómo se están manejando los gastos asociados con el abandono de los proyectos que ahorita existen.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A lo mejor una cuestión legal. El artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos plantea que el plan de producción que nosotros evaluemos permita maximizar el factor de


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recuperación en condiciones económicamente viables. Aunque aquí el valor presente neto es negativo, pues es el plan de producción que incluye a todo el proyecto. Entonces estamos realmente en cumplimiento del artículo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Claro.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Porque algt,1ien puede interpretar que el cumplimiento es que los valores presentes netos tienen que ser todos positivos y no habría que cerrar y eso no es así. Porque finalmente cerrar significaría mucha más pérdida de valor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Totalmente de acuerdo. Secretaria, 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.51.002/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0090-MCampo Chuhuk.

ACUERDO CNH.E.51.002/19

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

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Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción correspondiente a la Asignación A-0090-M-Campo Chuhuk.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 12:17 horas del día 29 de agosto de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Quincuagésima Primera Sesión Extraordina.ria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.

La presente acta se firma y rubrica al margen de todas sus fojas por los Comisionados que en ella intervinieron, así como por la Secretaria

Ejecutiva.

Alma Amé·

Comisionada / .I

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

ie

artínez Romero Co isionado

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado

etaria Ejecutiva


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Documents

ÓRGANO DE GOBIERNOla presión de saturación en 161 kg/cm2• El corte de agua actual para este campo es del 18.35% y tenemos una RGA promedio de 270 m3/m3• La historia de producción