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DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Se hace en este caso por el procedimiento tal cual como menciona el 3.1 A. En este caso, la medición se maneja con una cinta especial. Cuando se cambia, se pone una pasta y se determina hasta cómo se lanza, cómo se determina, qué altura e inclusive por dónde se tiene que tomar el nivel de tanque porque tiene un lugar especial en el tanque para el lanzamiento de la cinta. Y en este caso cambia de coloración cuando se llega al cambio por densidad, en este caso con agua y el crudo en este caso que tengamos. Entonces se determina y se visualiza.
Aquí el punto es que cuando se maneja la temperatura, ellos toman la temperatura, pero no la toman durante la medición en este caso cuando se debe de tomar cuando se toma la cinta, porque es en ese momento estás determinando la temperatura. Lo que hacen es que hacen la medición por cinta, después se van y hacen el análisis de laboratorio de la muestra y toman la temperatura para la muestra y esa la toman como referencia. Y no es lo mismo, o sea, una cosa es la temperatura del muestreo y otra cosa es la temperatura para la medición que está afectando durante ese momento.
Entonces realmente aquí, vamos a decirlo, en este caso la medición manual que vimos fue porque se tienen, aunque tienen implantado por ejemplo en la norma que nosotros manejamos que es la 3.1 B que es instrumentado vamos a decir el tanque, obviamente no todos están funcionando los instrumentos. Entonces lo que hace el operador es hacerlo manual. Al estar una falla por el radar vamos a decirlo, que no está operando en ese momento, entonces mandan al operador para que lo haga. Entonces cuando nosotros vemos que hacen el procedimiento, nosotros revisamos con el operador. ¿Sabes qué? Aquí te falta mejorar tu procedimiento para la determinación de ese valor. Toma la temperatura, checa bien esa norma para que lo mejores dado que no tienes el 3.1 B que es el API por radar.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, licenciado Gamboa.
DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Muchas gracias. En relación a lo que comentaba el licenciado Ramón, si bien no nos alcanza en este momento para que técnica y jurídicamente impongamos una sanción, se están dejando ciertas
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recomendaciones para mejorar la medición de los hidrocarburos en esta terminal, por lo que si quisiéramos adicionar alguna más, pues ...
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Creo que aprovechando la pregunta del doctor Moreira. La parte técnica habla del API 3.1 A. La parte jurídica dice API 3.1 A no está previsto en nuestros lineamientos. En nuestros lineamientos están dos normas API, la MPMS 2.2 A que tiene que ver con la medición y calibración de tanques para utilizar cintas para medir y el API MPMS 3.1 B que es el que se acaba de mencionar hace rato por la maestra Bertha, en donde se habla de la práctica estándar para medición automática a nivel de hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios. Entonces si estos son nuestros lineamientos, me parece que todas las posturas que tenemos en el dictamen no debieran de nombrar el API 3.1 A, dado que no es parte de los lineamientos. Yo estoy totalmente de acuerdo, bueno, nos paramos aquí, todavía hay más observaciones y hechos, pero estoy totalmente de acuerdo en que no hay ningún proceso sancionatorio posible. Pero me parece que en la redacción sí debemos que cambiar el API 3.1 A. ¿Por qué lo metemos si ni siquiera está dentro de nuestros lineamientos?
Y, por otro lado, si lo pusiéramos aquí en la parte técnica, pues va en contraposición con el análisis jurídico. ¿Cómo le vamos a dar recomendaciones al operador de que vaya más al API 3.1 A, si realmente pues no está en los lineamientos? Entonces lo que haría que hacer es cambiar los lineamientos y después pedirles que hagan las modificaciones. Ahora bueno, la medición en tanques no es la final. Todavía pasa por otros medidores en donde pudiera tener una mejor precisión. La precisión aquí hablan del 0.76% y aquí la pregunta es se supone que debiéramos de manejar 0.3, ¿no? Pero bueno, a lo mejor ahorita esa es la respuesta que nos van a dar para el tanque, pero no quiere decir que es un error que se lleve a la comercialización y que tenga que ver en un impacto con los impuestos o con alguna cuestión de gravedad. Eso es importante mencionarlo. Esa es mi postura y lo dejo claro, que en la parte técnica hagan todas las recomendaciones, pero no basándose en el API 3.1 A, porque no está dentro de los lineamientos.
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Comisionados en esta lámina es básicamente ese universo de 647 pozosque tenemos al día de hoy asociados a contratos, cómo se encuentrandistribuidos en el tiempo y aquellos entre 2016 y 2018 que ya fueronperforados, que principalmente corresponden a los contratos deevaluación de la 1.2 y comenzaba también con la actividad de los camposen tierra. Y es en 2019 donde ya detona la actividad tanto exploratoriacomo de desarrollo en los contratos petroleros y se mantiene estaactividad para los siguientes años. Es importante recalcar aquí que estos647 pozos corresponden únicamente a esos 133 planes que se tienen yaaprobados. Pudiera ser que, derivado de la aprobación de los siguientesplanes que se tienen pendientes, estas cifras tiendan a incrementar.Entonces al día de hoy tenemos 62 pozos que han sido perforados o enproceso de perforación. De esos, son 35 pozos que ya fueron perforados yterminados y tenemos 27 que están en proceso de perforación que al díade hoy los contratistas se encuentran perforando. Cabe recalcar que estosnúmeros que les estoy entregando Comisionados corresponden al cortedel mes de mayo porque es el último reporte/informe oficial derivado denuestros Lineamientos de Planes.
En cuanto a esos pozos que veíamos ya en proceso que ya habían sidoconcluidos o terminados o los que se encontraban en perforación, ahí loque pueden observar del lado izquierdo es principalmente la ubicación dedónde ha ocurrido esta actividad petrolera y de lado derecho a quéconvocatoria o a qué modelo de contrato es al que corresponde. Entonces,como podrán ver, hay actividad desde la ronda o convocatoria 1.1, 1.2, 1.3,1.4, así como las migraciones y las asociaciones. Y para los pozos enperforación, es en el mismo sentido. O sea, es consistente conforme vanrealizándose las aprobaciones, los operadores van moviéndose en laactividad una vez que tienen aprobado el plan y obviamente tienen laautorización correspondiente por parte de la Comisión para losexploratorios o el aviso para el tema de los pozos de desarrollo.
Otra cosa que es importante mencionar sobre esos 647 pozos queobservábamos que era la totalidad que comprendían estos planes, yavimos que teníamos esos 62 que ya habían terminado o que están enproceso de perforación, pero también es importante y esto sirve parademostrar dónde es donde se espera que venga la actividad en estossiguientes años 2019, 2020, 2021, 2022. Entonces, como podrán ver ahí,
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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Felicidades maestro Álvarez, ingeniero Trejo."
No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno adoptó el Acuerdo siguiente:
ACUERDO CNH.08.002/19
El Órgano de Gobierno tomó conocimiento del Informe Trimestral de la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos sobre Asignaciones de Exploración y de Extracción, que incluye información sobe campos prioritarios para Pemex Exploración y Producción.
111.2 Segundo Informe Trimestral de 2019 sobre
autorizaciones para realizar actividades de
Reconocimiento y Exploración Superficial.
En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Porres, dib la palabra al doctor Faustino Monroy Santiago, Titular de la Unidad Técnica de Exploración y su Supervisión.
La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los términos que a continuación se transcriben:
"TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN Y SU SUPERVISIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Buenas tardes doctora, Comisionados. Buenas tardes. Sé que ha sido larga esta sesión. Voy a ser un poco breve.
SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Nos falta otra.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN Y SU SUPERVISIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Sin embargo, les recuerdo que
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atención promedio es de 8 días hábiles y esto, pues gracias a la participación y la colaboración de los operadores, la gente de la UATAC que responde rápidamente las notas informativas y la interacción que se requiere, la gente de la Unidad de Extracción también que nos apoya con la asignación de los números de inventario para los pozos digamos y los operadores que también responde rápidamente a las aclaraciones de la información que complementariamente se requiere en las notificaciones. Esa es la información. Si tienen alguna pregunta, estamos a la orden.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias ingeniero. ¿Algún comentario? Si, doctor Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias. llenemos información para Pemex de cuántos pozos se perforan por administración y cuántos se perforan por compañías privadas? ¿Eso es parte de la información que ellos nos otorgan o no tenemos eso? Petróleos Mexicanos puede perforar sus pozos por administración, eso quiere decir que lo hace con sus propios equipos de perforación, con sus propias tripulaciones, pero también lo puede contratar. Entonces, lesa información es parte de lo que ellos nos proporcionan? ¿Podríamos tener alguna estadística de esa información? Claro, no ahorita, no quiero que me contesten.
DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO GERARDO JIMÉNEZ MALPICA.- Sin duda tendríamos forma de tener esa información.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- la tenemos.
DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO GERARDO JIMÉNEZ MALPICA.- la podríamos procesar y próximamente los podríamos presentar.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Si, muchas gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario? Maestro Malpica. Yo nada más de los pozos que se han perforado, por ahí tenía una gráfica del 2019. ¿Cuántos? Ahí está. Dice de estos pozos (136), ¿cuántos han sido por asignación y cuántos por contrato? Creo que lo tenía en una lámina anterior, nada más para ...
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