Órgano de gobierno · 2019-09-03 · lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la...

Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

TRIGÉSIMA OCTAVA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:15 horas del día 4 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 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 Trigésima Octava 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 220.0541/2019, de fecha 3 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 Parres Luna.

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

Órgano de Gobierno Trigésima Octava Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la prórroga del periodo adicional de evaluación presentada por Tonalli Energía, S.A.P.I. de C.V. respecto del contrato CN H-R01-L03-A24/2016.

11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de Pemex Exploración y Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Baalkah-lEXP.

11.3 Opinión Técnica sobre la modificación del Anexo 1 del título de la Asignación AE-0395-M-Magallanes-Tucán-Pajonal.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

/ presentada por Dunas Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V. respecto

/ del contrato CNH-R01-L03-A8/2015.

11.1

Órgano de Gobierno

11.- Asuntos para autorización

Resolución por la que la Comisión Nadonal de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la prórroga

del periodo adicional de evaluación

presentada por Tonalli Energía, S.A.P.I. de C.V.

respecto del contrato CNH-R01-L03-A24/2016.

Trigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019

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Hidrocarburos

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al maestro Fausto Álvarez Hernández, Titular de la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos.

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

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Álvarez.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Hola, ¿qué tal? Muy buenos días Secretaria Ejecutiva, buenos días Comisionados. Como bien lo menciona la Secretaria Ejecutiva, el tema que traemos el día de hoy es la solicitud de prórroga para el periodo adicional de evaluación que presentó la compañía Tonalli Energía, S.A.P.I. de C.V .. con respecto al contrato CNH-R01-L03-A24/2016. En ese sentido, un poco de antecedentes. Por ahí, si recordarán en la 25ª Sesión Extraordinaria que se celebró el 21 de mayo fue la primera vez que trajimos este tema al Órgano de Gobierno y en aquella ocasión fue para 11 áreas contractuales. La diferencia ahora con Tonalli es que Tonalli corresponde a ese grupo de contratistas de la convocatoria 1.3 que firmaron como segundos lugares y la fecha efectiva de este contrato es en agosto, a diferencia de los contratos previos que fue en el mes de mayo.

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En ese sentido, derivado de la publicación de los Lineamientos que Regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos que fueron publicados el 12 de abril de este año. En particular, me refiero a lo que es el capítulo cuarto que se refiere a la caracterización y delimitación y sobre todo al artículo 51, ahí es donde se establece este concepto de la prórroga de los programas de evaluación. Ahí se menciona que el operador petrolero podrá solicitar mediante un escrito libre dentro de 60 días naturales previos a que termine su periodo de evaluación o el periodo adicional de evaluación, según corresponda, la prórroga del mismo, a fin de que concluya con las actividades que estaban contempladas dentro del Programa de Evaluación que había aprobado ya la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Y esto a consecuencia o por

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Hidrocarburos

razones que fueran no imputables al contratista y que le impidieran la

terminación de las mismas.

En ese mismo orden de ideas, en el artículo 51 también se menciona que

esta prórroga al Plan o al Programa de Revaluación no contempla una

modificación al programa, sino simplemente una prórroga del mismo. Es

importante también hacer mención a los transitorios del lineamiento, en

específico a dos de ellos. El primero es el undécimo. Aquí establece que

para el caso de las asignaciones o de los contratos cuyo periodo de

evaluación o el periodo adicional de evaluación ya se encontrara en

ejecución a la entrada en vigor de estos lineamientos, los operadores

petroleros podrán solicitar esta prórroga. Pero a diferencia de ser los 60

días, aquí define que es con 5 días previos a la terminación de este periodo,

a fin de que prácticamente cumpliera con lo que establece el propio

artículo 51.

Y finalmente también hago referencia al elemento quinto de los

transitorios, en el sentido de que en los casos en los que una asignación o

un contrato para la exploración o para la extracción de hidrocarburos se

haga referencia a un Plan de Evaluación, este se entenderá como Programa

de Evaluación. Esto es importante mencionarlo porque en el modelo de

contrato de la convocatoria 1.3 hace referencia a Plan de Evaluación,

entonces con esto se clarifica que se refiere en realidad al Programa de

Evaluación. En ese sentido, lo que procedió fue realizar el análisis de la

solicitud de prórroga que presentó la compañía Tonalli Energía para el área

24 de Tecolutla. Esta básicamente lo que se hizo, se hizo en tres pasos.

El primero de ellos fue determinar el estatus actual del contrato o del

programa o del Plan de Evaluación que en ese momento se encuentra

corriendo para el contratista y ahí lo que se hizo fue revisar prácticamente

las actividades que tenían programadas versus lo que ya han ejecutado al

día de hoy. Obviamente también teníamos que revisar lo que era el avance

del Programa Mínimo de Trabajo, el incremento al Programa Mínimo de

Trabajo y también señalar los compromisos adicionales. ¿Por qué me

refiero a los compromisos adicionales? Porque estos contratos ya habían

hecho una solitud de un periodo adicional de evaluación. Entonces al hacer

dicha solicitud del periodo adicional de evaluación, todos los contratistas

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Hidrocarburos

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se comprometían a cumplir con 4,000 unidades de trabajo más para pasar a ese siguiente proyecto.

El siguiente aspecto que se revisó en segundo lugar pues es la procedencia de la prórroga en sí. En ese sentido, esto es basándonos principalmente en lo que establece el artículo 51 de los lineamientos. En este sentido, lo primero que se revisó fue la presentación de la solicitud. ¿Qué queremos decir con esta presentación de la solicitud? Pues prácticamente que el contratista hubiese estado operando en un periodo de evaluación que se encontraba vigente al día de la presentación de la solicitud, que así fue, y que este haya sido en tiempo considerado con base lo establecen los Lineamientos para los Planes de Exploraci�n y de Desarrollo.

La segunda componente de la procedencia de la prórroga es que en la presentación del escrito libre que hace el contratista pues viniera esta manifestación de las causas por l�s cuales está pidiendo la prórroga al periodo adicional de evaluación. Y lo que hicimos aquí pues prácticamente fue cotejar y revisar lo que el contratista manifiesta versus los informes mensuales, trimestrales y cualquier otro escrito que el contratista haya ingresado para cotejar esto. Y finalmente lo último que se hizo en este segundo paso fue la definición de la no imputabilidad de esas causas manifestadas por el contratista con el apoyo de la Unidad Jurídica.

Finalmente, el tercer paso dentro de todo el análisis para la solicitud de la prórroga presentada por el contratista es la determinación de las características de esta prórroga. En este sentido, con apoyo principalmente de la Unidad de Extracción, lo que se hizo fueron tres pasos. El primero era la revisión de las actividades a ejecutar. Esto es básicamente revisar la consistencia de las actividades que el contratista estaba colocando para prórroga, que fueran las que ya estaban aprobadas dentro de su plan o Programa de Evaluación. El segundo pues obviamente que tenía que presentar un cronograma en el cual el contratista se comprometiera a terminar dichas actividades y que dicho cronograma fuera congruente con las actividades ya aprobadas por esta Comisión Nacional de Hidrocarburos. Y finalmente pues al hacer el cruce entre las actividades y el cronograma, pues que el tiempo de prórroga fuera consistente con las actividades y el total que solicitó el contratista.

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En ese sentido, como conclusión a este primer tema, consideramos que la solicitud del contratista dio cumplimiento tanto al artículo 51 como al undécimo de los transitorios del lineamiento porque - número uno - fue presentada como lo establece el artículo 51 mediante un escrito libre y en los tiempos que así se prevé. Prevé concluir las actividades contempladas en el Plan de Evaluación que ya había sido autorizado por esta Comisión Nacional de Hidrocarburos. Obviamente también señala las causas por las que le resultaron imposible concluir las actividades petroleras ejecutadas durante el periodo adicional de evaluación. Y por lo anteriormente expuesto, es que tanto la Unidad de Extracción como la de Administración de Asignaciones y Contratos y la Unidad Jurídica dejamos a su consideración dicha aprobación para la prórroga de este contratista. Y con eso finalizo mi presentación.

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

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

adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:

RESOLUCIÓN CNH.E.38.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos aprueba la prórroga del periodo adicional de

evaluación presentada por Tonalli Energía, S.A.P.I. de C.V.

respecto del contrato CNH-R01-L03-A24/2016.

ACUERDO CNH.E.38.001/19

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

de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en

Materia Energética, 13, fracción XI del Reglamento Interno

de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, 51 y Undécimo

Transitorio de los Lineamientos que regulan los Planes de

Exploración y de Desarrollo para la Extracción de


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Hidrocarburos

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la prórroga del periodo adicional de evaluación solicitada por Tonalli Energía, S.A.P.I. de C.V. respecto del Contrato CNH-R01-L03-A24/2016.

11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud

de autorización de Pemex Exploración y

Producción para realizar la perforación del

pozo exploratorio en aguas someras Baalkah

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 Ricardo Basurto Ortiz, 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:

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

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DD EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Muchas gracias. Buenos días Comisionada, Comisionados. Efectivamente les traemos a su consideración los elementos de evaluación técnica sobre la solicitud de autorización para la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Baalkah-lEXP presentada por el operador petrolero Pemex Exploración y Producción.

Y precisamente en la siguiente lámina, a partir de esta presentación de Pemex, les presentamos los tiempos que consideramos para el proceso de atención a esta solicitud de autorización, viendo que el 1 de mayo ingresó


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Pemex esta solicitud a la Comisión y el 3 de junio del 2019 emitimos la prevención correspondiente a la solicitud, solicitando algunas aclaraciones técnicas y algunos faltantes relacionados con los requisitos que se establecen para la presentación de esta solicitud, atendiendo Pemex el día 6 de junio del 2019 y trayendo a su consideración el día de hoy 4 de julio del 2019. Para esto, los Lineamientos de Perforación de Pozos otorgan a la Comisión un plazo de 35 días hábiles para dar atención a este proceso y se los traemos a un tiempo de 27 días hábiles. La que sigue por favor.

Para ello, tenemos un fundamento legal que se basa en la Ley de Hidrocarburos, en la que se observa la facultad de la Comisión para emitir las autorizaciones de perforación de pozos. También la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, en la que observamos las atribuciones que tienen los Órganos Reguladores, así como el Reglamento Interno de la Comisión, donde se establecen las facultades que tiene este Órgano de Gobierno para la emisión de las autorizaciones y así como también las facultades que tiene cada una de las Direcciones Generales de esta Comisión. Finalmente, nos fundamentamos en los Lineamientos de Perforación de Pozos, en los que se establecen requisitos y procedimientos para la autorización de la perforación de pozos.

Bueno, como ya les he mencionado, el pozo, como datos generales el pozo es Baalkah propuesto por el operador y el nombre del pozo proviene de una palabra de origen maya que significa cosmos y con esto el operador da cumplimiento al anexo 3 de los lineamientos relacionado con el nombre del pozo. Asimismo, la clasificación del pozo propuesta por el operador y analizada al interior de la Comisión recibe la nomenclatura 102, que corresponde a un pozo exploratorio en un nuevo campo. El pozo se ubica en aguas someras del golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco y se ubica aproximadamente a 25 km al noroeste de Frontera, Tabasco.

Es muy cercano a pozos de correlación que presentan características similares, entre los cuales destaca el pozo Kinbe-lDL, Kinbe-1 y Jetsil, los cuales fueron perforados con objetivos similares a los que vamos a observar para este caso y en el caso del pozo Jetsil-1 se encontró una columna geológica imprevista. Perseguía objetivos en el Jurásico Superior Kimmeridgiano y finalmente cortó 1,000 metros de sal. Al encontrar esta


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Hidrocarburos

condición decidió no perforar y fue abandonado el pozo. El pozo Kinbe-1DL

alcanzó sus objetivos geológicos, tomó registros y logró realizar la

evaluación petrofísica de los objetivos geológicos. Sin embargo, por un

problema posterior a la cementación del liner de producción programado,

no pudo continuar, quedando atrapado el soltador del colgador del liner y

por lo cual fue declarado como accidente mecánico. Y bueno, alrededor se

encuentran diversos pozos de correlación perforados con anterioridad

correspondientes a los campos Citam, Xux y un pozo con accidente

mecánico Kaa-1.

El pozo se encuentra dentro de la asignación AE-0018-2M-Okom-01, la cual

considera la perforación de este pozo y su modificación, que incluye la

r,erforación de este pozo, fue otorgada por esta Comisión el 19 de febrero

del presente año mediante la resolución CNH.10.012/19. El tirante de agua

que se encontrará en la ubicación propuesta para este pozo es de 27

metros y persigue objetivos en Cretácico en un intervalo que va desde

5,230 a 5,410 metros verticales bajo la mesa rotaría. Esto representa un

espesor de 180 metros y comprende al Cretácico Medio, el Cretácico

Superior, de los cuales se esperan facies carbonatadas fracturadas y para

el Jurásico Superior Kimmeridgiano en un intervalo de 5,670 a 6,140

metros desarrollados bajo mesa rotaría. Se espera un espesor de 470

metros y espera facies carbonatadas afectadas por procesos diagenéticos,

en este caso parcialmente dolomitizadas.

El hidrocarburo esperado para este pozo es aceite ligero obtenido de los

pozos de correlación. Para el Cretácico serían 34 a 38 grados API estimados

y para el JSK 36 a 40 grados API estimados. Este pozo a condiciones del

yacimiento se clasifica como de alta presión y alta temperatura dado que

se encontrarán temperaturas de hasta 162 ºC en el objetivo más profundo

y una presión de 11,788 psi. El pozo está programado a ser vertical de

acuerdo con la propuesta de ubicación basado en los estudios de riesgos

someros e incluso por la propuesta de ubicación basado en la configuración

estructural que está determinada para este prospecto. Alcanzará una

profundidad total de alrededor 6,140 metros verticales bajo la mesa rota ria

y considera ser perforado y terminado en un tiempo total de 170 días. Para

la perforación se destinarían 103 días iniciando el 26 de julio de este año,

concluyendo el día 6 de noviembre de este año y la terminación iniciaría el

día siguiente para concluir el 13 de enero del siguiente año, el 2020. Para

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ello, para la terminación emplearía 67 días y esto debido a que considera

dos pruebas de producción, una en cada uno de los objetivos.

El costo total de la perforación del pozo serían 1,165 millones de pesos, de

los cuales 792 millones de pesos corresponderían a la perforación del pozo

y 373 millones de pesos para la terminación. La perforación del pozo será

realizada a través de la plataforma autoelevable Cantarell 11 que tiene una

capacidad de potencia de 3,000 HP y de carga en la corona y polea viajera

de 500 toneladas. A su vez, dadas las condiciones de presión que se

esperan en los objetivos, utilizará preventores de 15,000 psi. De acuerdo

con el análisis realizado, en superficie en el peor escenario de tener el pozo

lleno de gas, se tiene una presión estimada de 10,200 psi, por lo que los

preventores que están considerando se presentan adecuados. A este

prospecto, el operador estimó un recurso de 49 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico del

28%. Esta asociada principalmente a las características de la roca almacén.

La siguiente lámina por favor.

En relación con el prospecto, este se relaciona con una trampa de tipo

estructural y tiene una geometría irregular, esto debido a la presencia de

los movimientos de sal que se presentan en el área que son característicos

de esta área para este tipo de objetivos geológicos y se presenta como un

pliegue de expulsión. Este está limitado en sus flancos Oeste, Sureste y Este

por columnas de sal y presentaría cierre natural en las direcciones Norte y

Sur. Como se mencionó, tiene una geometría irregular, sin embargo,

presentaría una orientación preferencial Noroeste-Sureste y el pozo se

está ubicando en una parte estructural favorable en relación con la propia

interpretación dada por el operador. La que sigue por favor.

En relación con el diseño del pozo, el operador consideró distintas opciones

de diseño para este pozo en las fases de planificación. Consideró cinco

opciones de diseño, todas estas basadas en el análisis de los pozos de

correlación, la columna geológica y las condiciones de yacimiento. La

ventana operativa que se muestra en el diagrama central está

fundamentada en un estudio geomecánico, la aplicación de factores de

seguridad. Se muestran asentamientos adecuados para la tubería de

revestimiento y densidades de fluidos de perforación también acordes con

el propio diseño y el modelo geomecánico. Como se puede ver en la gráfica


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(

del modelo de geopresiones, se tienen condiciones normales de presión en las formaciones que comprenden el Reciente Pleistoceno y hacia la cima del Plioceno Medio encontraría una rampa de presión iniciando con una zona de transición hacia presiones anormales.

Esta condición conservándose hasta la base del Oligoceno Superior, en donde encontraría un intervalo de sal alóctona de aproximadamente 400 metros de espesor y posterior a la perforación de este intervalo seguiría encontrando condiciones de sobre presión en secuencias que comprenden el Oligoceno, el Eoceno y el Plioceno y cambiando a estas condiciones de presión hacia el Cretácico y el Titoniano. Para ello, el operador consideró un diseño basado en siete etapas, una contingencia para el intervalo de sal, previendo una etapa superficial para asentar una tubería de 20" a 1,200 metros de profundidad, con lo cual se estarían cubdendo los riesgos someros identificados en el área, así como cuatro fallas normales. La siguiente etapa, correspondiente a una etapa intermedia, estaría cubriendo el resto de las fallas normales interpretadas, estas asociadas a un sistema extensional debido a la falla de Comalcalco y alcanzaría la cima del Mioceno Medio.

Posteriormente programó una siguiente etapa intermedia, con la cual se alcanzaría la cima de la sal y cubriría la zona de presiones anormales más altas encontradas previo a la entrada de la sal. La siguiente etapa corresponde a una TR de 9 7 /8", con la cual se está considerando atravesar el intervalo de sal y la zona de presiones anormales máximas dentro del Oligoceno y el Eoceno. De no poder atravesar con una sola etapa el intervalo de sal y esta zona de presiones anormales, el operador petrolero está considerando un liner de contingencia de 11 7 /8", con lo cual permitiría aislar la sal y continuar con la etapa ya mencionada y programada. Finalmente, para los objetivos geológicos se está considerando dos liners de producción. El primero para aislar el Cretácico, obviamente tener contacto con la formación para su evaluación, sería un liner de 7 5/8" y el segundo un liner de 5 1/2" programado ex profeso para el objetivo Jurásico Superior Kimmeridgiano. La que sigue por favor.

Finalmente, una vez presentados estos elementos técnicos, se presentan

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cumplimiento de los requisitos y elementos técnicos establecidos en el artículo 27 de los lineamientos. El operador atendió a estos requisitos y con la información complementaria presentada a través de la prevención pues subsanó las inconsistencias detectadas. Además, presentó el soporte técnico para la selección del diseño. Como lo vimos, se fundamentó en una propuesta de cinco posibles propuestas de diseño para la perforación de este pozo. Acreditó los elementos que permiten al operador petrolero alcanzar los objetivos propuestos, así como preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. Y este pozo en aguas someras está considerado en un Plan de Exploración vigente aprobado por esta Comisión el 19 de febrero del 2019. Y, además, aquí cabe resaltar que utilizó la tecnología adecuada para la perforación de este pozo y cobra relevancia la condición de alta presión, alta temperatura. Tanto fluidos. materiales y herramientas fueron considerados para este tipo de perforación.

En relación con el artículo 39 de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, también se consideran elementos de evaluación en el sentido de que la perforación de este pozo contribuye a acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. Se contribuiría a la reposición de reservas en caso de éxito y utilizaría la tecnología adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos. Sería todo.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. El costo del pozo son 1,164 millones de pesos que equivale aproximadamente como a 58 millones de dólares. Me llama mucho la atención que el costo de terminación es del orden del 47% del costo de la perforación. ¿Tenemos detalles de cómo va a ser la terminación? Porque están probando dos formaciones, Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano, y tienen presiones muy diferentes. ¿Tenemos alguna información acerca de cómo va a ser esa terminación?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- OK. La terminación del pozo obviamente programarían primero realizar las pruebas sobre el


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intervalo más profundo, aislar ese intervalo y continuar con las pruebas del siguiente intervalo. Van a hacer pruebas de producción.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Lo que pasa es que el intervalo de abajo es el que tiene menos presión.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DD EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Así es.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces aquí no se puede hacer eso. Porque si abre el de abajo, después pues va a tener que taponarlo, no sé, y después abrir el de arriba porque arriba tiene 13,035 psi y abajo 11,000. Es por la zona de presión anormal. Pero adelante .por favor.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DD EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- OK. Bueno, además el operador considera el abandono permanente del pozo dada la condición exploratoria que este mismo tiene. Y, sin embargo, bueno, dadas las condiciones de presión y temperatura que ya mencionó usted, pues está considerando incluso materiales adecuados para esta perforación. Sobre todo, en el asunto de los disparos para mantener el contacto con la formación, pues se requieren materiales específicos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Entonces los 370 millones de pesos es para dejarlo el pozo abandonado, lo van a taponar?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DD EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Sí. Bueno, el costo de la terminación incluye el abandono del pozo según los programas que están mostrando como programa preliminar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario complementario en cuanto a la orden de la terminación?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- Sí. Probarían la parte inferior, taponarían, seguirían con el que sigue y después dejarían el pozo taponado permanentemente para abandonarlo.

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DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Tenemos como referencia información del pozo Jetsil, el pozo cercano de correlación. Obviamente este no tuvo éxito en relación a que encontró una columna distinta, pero el costo de la terminación está del orden de 270 millones de pesos con las mismas características de probar el Cretácico y el Jurásico Superior Kimmeridgiano.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Eso son 100 millones más.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- 100 millones más, así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario? Si, ingeniero Alcántara.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Hay una diferencia nada más también ahí, que es un pozo de alta presión y alta temperatura. Entonces pues eso requiere de mayor tiempo, claro. Y como mencionó en anteriores Órganos de Gobierno, de que esto requiere de personal pues obviamente altamente capacitados para llevar a cabo este tipo de operaciones. Entonces eso también influye un poco en el costo de esto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. ¿Algún otro comentario? Nada más, ¿al Sur y al Oeste también son asignaciones de Pemex?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Sí? OK. O sea, porque parecería que hacia el Sur podría haber una continuación de la estructura. ¿No?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Así es.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero, o sea, son asignaciones de Pemex.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Y además las distancias doctora. Si puede ver ahí hacia la izquierda, hacia el Occidente, se ve muy pegado, pero realmente son como 3 km si no mal recuerdo. Ricardo. Exacto, hacia la otra asignación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Es como 1 km, ¿no?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DD EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Aquí están los datos en la diapositiva, 1.2 km.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si mis ojos están bien, eso solo 1 km.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.-OK, 1.2. ¿y hacia abajo?

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.-Hacia el Sur de 3 y tantos estaba.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, pero cuando nos presentaron la estructura, aparentemente por la estructura parecería que habría continuidad hacia la asignación al Sur. Aparentemente no es mucha congruencia, pero dice que hacia el Oeste precisamente no habría porque está con sal, aunque la sección sísmica no necesariamente dice eso. No sé si es cuestión de escala o algo, pero ...

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DD EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.-Si, si quieren vemos la sección sísmica en la siguiente lámina por favor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-O sea, yo estaba viendo el cuestionamiento de escalas. A lo mejor eso es lo que no nos hace ver hacia el Oeste la parte de la sal.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DD EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- En la sección

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Hidrocarburos

sísmica la sal no aparece, está en este lado. Lo que limitaría en su momento podría se esta falla que se presenta aquí en el mapa de configuración estructural, mas sin embargo incluso el operador está proponiendo el área más pequeña, el área mínima que pudiera encontrar en caso de haber una acumulación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, ¿los 40 millones es únicamente hasta la falla?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- No. Los 40 millones es considerando el resto de la estructura, pero el área mínima incluso se truncaría por la falla y no permitiría incluso que trascienda.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, pero la estructura que está considerando el operador es considerando hasta el Sur.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Hasta la columna de sal que encontraríamos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, hasta la columna de sal y al Sur pasando la asignación. ¿No?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DO EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- El límite de la asignación, así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Que no sé si en estas ocasiones es cuando se pone que en caso de, pero es hasta la delimitación. ¿No? Hasta la delimitación. Pero bueno, esa era mi observación.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Nada más para dejar claro. El mapa mayor más grande es a nivel del Cretácico y la más pequeña es a nivel Jurásico. Son dos configuraciones.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, y en los dos sobrepasa la asignación. O sea, la estructura sobrepasa la asignación hacia el Sur. ¿Sí? OK, ese sería. Sí.

Ór no de Gobierno Trigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019

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Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Me gustaría hacer un comentario genérico. Cuando nosotros aquí en el Órgano de Gobierno autorizamos la perforación de un pozo, lo que fundamentalmente vemos es la integridad. Hace rato yo preguntaba acerca de la terminación. El operador es el que define cuál es la determinación más adecuada, igual que la localización, etc., etc. Nosotros no estamos avalando de ninguna forma los costos ni mucho menos, esto ellos tendrán que irlo cuidando. Y finalmente es un presupuesto y finalmente ellos tendrán que ver como operadores que los costos disminuyan, pero no es una atribución de nosotros. Creo que los comentarios que a veces hacemos son para definir ciertas líneas, pero no es nuestra atribución. ¿Verdad?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Totalmente.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y sí quería dejarlo claro.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Abonando un poco en este comentario del Comisionado. Nosotros nada más aprobamos la perforación del pozo y únicamente tenemos un diseño preliminar de la terminación que se va a desarrollar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero sí se avala técnicamente ese diseño.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Si, ese diseño preliminar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Para ver la integridad de ese pozo.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Exactamente, sí, está incluido.

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

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

Ó gano de Gobierno Trigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019

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Hidrocarburos


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 Baalkah-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 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 Baalkah-1Exp.

11.3 Opinión Técnica sobre la modificación del Anexo 1 del título de la Asignación AE-Ol395-MMagallanes-Tucán-Pajonal.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al ingeniero Miguel Ángel lbarra Rangel, Director General Adjunto en la Dirección General de Dictámenes de Extracción.


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"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor ingeniero

lbarra.

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ano de Gobierno Trigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019

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Comisión Nacional de Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO MIGUEL ÁNGEL IBARRA RANGEL.- Gracias, muy amable. Comisionada, Comisionados, compañeros, buenos días. Como bien se comentó por la Secretaria Ejecutiva, traemos a su consideración la opinión respecto de la modificación del anexo 1 del Título de Asignación AE-0395-M-Magallanes-Tucán-Pajonal. Siguiente por favor.

En la lámina podemos ver la relación cronológica del proceso. Este se inició desde septiembre del 2018 y al día de hoy por diferentes situaciones en tanto que Pemex solicita a SENER la solicitud de modificación, SENER solicita la opinión a la Comisión, la Comisión solicita aclaraciones respecto de la información ingresada, SENER vuelve a solicitar a Pemex la aclaración de esta información o la atención de las aclaraciones, Pemex atiende la atención de la solicitud de las aclaraciones, SENER nos la proporciona a nosotros y hacemos el análisis de la información para posteriormente presentar a ustedes la opinión técnica respecto de la modificación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Cuándo es cuando tenemos la información para poder dictaminar?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO MIGUEL ÁNGEL IBARRA RANGEL.- Apenas ahora.

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍ VELÁZQUEZ PAREDES.- El 23 de mayo ingresó.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- El 23 de mayo, que esa es la fecha de inicio la evaluación.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO MIGUEL ÁNGEL IBARRA RANGEL.- Del análisis. OK, siguiente por favor. Como generalidades de la asignación Magallanes-Tucán-Pajonal, bien, esta se encuentra en la Cuenca Salina del Istmo en la porción occidental del estado de Tabasco, aproximadamente a 50 km al oriente de la ciudad de Coatzacoalcos. Cubre un área de 187.2 km2 y fue asignada o la fecha de emisión de la asignación


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Hidrocarburos

es el 13 de agosto del 2014. La última modificación de esta asignación fue

el 29 de abril del 2016. Tiene una vigencia de 25 años. Es una asignación de

exploración y extracción de hidrocarburos y colinda con la asignación Cinco

Presidentes. Siguiente por favor.

Respecto de la información de la asignación, bueno, esta de acuerdo al

Título de Asignación también que emite SENER puede realizar actividades

de exploración y extracción en todas las formaciones, a excepción de

aquellas con plays de recursos no convencionales. La densidad del

hidrocarburo es de 33 grados API y está operado bajo el esquema de un

Contrato Integral de Exploración y Producción. Por lo que hace al objeto de

la opinión que solicita SENER a la Comisión es en cuanto a la modificación

del anexo 1 del Título de la Asignación e informar si dicha modificación

tiene algún impacto respecto de los planes respectivos, en este sentido

tanto el de exploración como el de desarrollo.

Bien. Por lo que analizamos de la propuesta de la modificación de la

asignación, podemos ver en la imagen lo que corresponde a los polígonos

del área de la asignación Magallanes-Tucán-Pajonal y asimismo el límite

con el área contractual CNH-A4-Ogarrio/2018 y se observa en el color

naranja el área pequeña que es la que se pretende modificar. Siguiente por

favor.

Como haciendo un acercamiento del área, el área de asignac1on de

Magallanes tiene un área de 187.2 km2• La reducción de la modificación del

área que se pretende cubre 4.9 km2, por lo tanto, el área resultante de la

asignación Magallanes sería de 182.3 km2 . Cabe mencionar que dentro de

esta área a reducción tenemos 10 pozos de los cuales 4 están taponados

definitivamente y 6 están cerrados al día de hoy. Siguiente por favor.

Ahora bien, respecto de la opinión sobre el impacto de la modificación a lo

que hace a los Planes de Exploración, se detectó que para el prospecto

Otates-701 que se encuentra al sur del campo Otates precisamente, esta

localización se encuentra en la superficie que quedaría excluida en la

propuesta de modificación. Es fundamental mencionar que el dictamen

correspondiente a la aprobación del Plan de Exploración vigente establece

que la ejecución de esta queda condicionada a la aprobación de la

migración de la asignación a un Contrato de Exploración y Extracción de

Hidrocarburos, lo cual pues ya no se llevará a cabo y también se revisó la


20


Hidrocarburos

información relativa al subsuelo. Con la información presentada, se

identifica que existen dos fallas con orientación Noreste-Sureste que

parecen ser el límite Sur del campo Otates. Siguiente por favor.

Por lo que hace al impacto en el Plan de Desarrollo para la Extracción y de

acuerdo con la información remitida por PEP en este caso, asimismo con la

información que tenemos en el Centro Nacional de Hidrocarburos, la cual

se revisó como comenté anteriormente, dentro del área a reducir hay 10

pozos de los cuales 4 se encuentran taponados, 6 se encuentran cerrados.

Y también se menciona que al 1 de enero de 2019 estos pozos no cuentan

con reservas de hidrocarburos asociados a ninguna de sus categorías.

Siguiente por favor.

Por otro lado, también derivado del análisis realizado por la Comisión, la

Comisión solicitó a SENER que se indicara el procedimiento administrativo

más adecuado para que los pozos referidos que se encuentran en el área a

reducir quedaran bajo resguardo y pudieran ser desarrollados. En ese

sentido, la SENER consideró que el procedimiento más adecuado era el

resguardo y desarrollo eficiente a través del otorgamiento de una

asignación, motivo por el cual solicitó a Pemex demostrar capacidad

técnica, financiera y de ejecución para extraer de manera eficiente y

competitiva los recursos de dicha área y proporcionar los beneficios

esperados en términos de la producción y garantía de abasto de

hidrocarburos. Una vez realizado el análisis económico por parte de PEP,

este determinó que no era rentable el desarrollo de esos recursos

remanentes y también señaló que los mismos no son viables

económicamente para realizar actividades de extracción. La Comisión

también realizó el análisis económico respectivo y determinó que, de la

misma manera como PEP, no era rentable económicamente seguir

desarrollando los pozos dentro de esta área. Siguiente por favor.

Como resultado de la opinión, y tomando en consideración la información

remitida por la Secretaría, se propone emitir opinión favorable para la

modificación del anexo 1 de la asignación AE-0395-M-Magallanes-Tucán

Pajonal de conformidad con lo siguiente. Uno, por lo que hace al impacto

en el Plan de Exploración, no se identifica que exista impacto alguno a ese

plan y, por lo que hace al Plan de Desarrollo, tampoco se identifica que

exista algún impacto para la extracción.


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\

(


Hidrocarburos

1

Ahora bien, en el anexo 1 se considera procedente la modificación al anexo 1 del Título de Asignación. Lo anterior conforme a lo dispuesto en los términos y condiciones séptimo y vigésimo del Título de Asignación. Se emite la presente opinión técnica en términos de lo dispuesto en los artículos 1, 2, fracción 1, 5, primer párrafo, 6, párrafos quinto y sexto de la Ley de Hidrocarburos; 1, 2 y 16, fracción I del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos; 1, 2, fracción I y 39, fracción VI de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; y 10, fracción VI, inciso a, y 35, fracción II del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Es cuanto y quedo a sus órdenes para sus comentarios.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario? Comisionado Moreira, por favor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- ¿La única razón por la cual están haciendo esta acción es porque no van a realizar ningunas actividades y tienen un costo que pagar ahorita?

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍVELÁZQUEZ PAREDES.-Así es. Ellos nos mencionan que no están interesados en realizar actividad física ni inversión en esa parte del área que buscan reducir.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- ¿Entonces puedo hacer otra pregunta?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Por favor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Y la otra cosa es ellos están regresando como 40 y tantos kilómetros, ¿no?

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍVELÁZQUEZ PAREDES.- No, 4.9.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO MIGUEL ÁNGEL IBARRA RANGEL.-4.9 km2

•

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.-Ah, 4.9, OK. Entonces es demasiado pequeño para hacer un área nueva.

ó gano de Gobierno Trigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019

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o


Hidrocarburos

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍ VELÁZQUEZ PAREDES.- Si, claro.

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DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO MIGUEL ÁNGEL IBARRA RANGEL.- Así es.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Entonces básicamente volver a licitar el área en alguna ocasión posterior va a estar muy difícil.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.- Es correcto. De hecho, también se analizó pozo a pozo el histórico de producción a través de un análisis de balance de materia para ver cuál era la recuperación máxima estimada por pozo y ya llegaron casi al límite de la recuperación de cada pozo. Asimismo, hay unos que tienen flujo fracciona! alto de agua. Entonces ya tenían manejo de agua con poco hidrocarburo. Entonces eso ya sopesó. Y viéndolo en términos de la asignación, esos 4.9 km2 saldría con VPN negativo si fuera solito.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, gracias.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Hay del orden de 10 pozos que se van a desincorporar. Algunos están solamente cerrados, otros están taponados. ¿Esos pozos que están cerrados qué va a suceder? ¿se van a quedar cerrados así? ¿Los van a taponar?

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍ VELÁZQUEZ PAREDES.- No, exacto, lo van a taponar.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Antes de desincorporar se taponan y después los entregan?

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍ VELÁZQUEZ PAREDES.- No, se taponan después desincorporar el área.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Si, en ese orden.

rgano de Gobierno Trigésima Octava Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos

/

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, la opinión que se está dando a la Secretaría de Energía tiene un párrafo que lo quisiera leer de manera integral que yo había pensado que había estado en la presentación. Y dice, "sin menoscabo de lo anterior, esta Comisión advierte que una vez modificada la asignación es importante que PEP lleve a cabo las actividades de abandono de los pozos e infraestructura existente en el área de reducción, debiendo incluir todas las actividades necesarias para el taponamiento definitivo de pozos, restauración, remediación y compensación ambiental del área a reducir, desinstalación de maquinaria y equipo, así como la entrega ordenada y libre de escombros y de desperdicios del área, lo cual debería realizarse conforme a las mejores prácticas de la industria y al Sistema de Administración y normativa aplicable". O sea, eso es parte de nuestra opinión.

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍ VELÁZQUEZ PAREDES.- Eso se encuentra dentro de los términos y condiciones vigésimo del Título de Asignación. Ahí se hace mención del abandono.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, OK.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿y hay algún tiempo especificado?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No sé si está en la normativa algún tiempo.

JEFE DE DEPARTAMENTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO SAMUEL ISAÍ VELÁZQUEZ PAREDES.- No.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.- No se tiene un tiempo.

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

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- No tenemos un tiempo específico para este supuesto, pero se tiene que dar el inicio del procedimiento de reducción y consecuente devolución del área de la asignación en términos


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6

¡


Hidrocarburos

Evaluación al principio y después pidieron una prórroga de 12 meses,

tuvieron que incluir 4,000 unidades de trabajo a estas actividades, dando

un total de 12,648 unidades de trabajo que, como bien pueden ver, se

acreditaron hasta con algunas unidades de más. ¿No?

Voy a dejar lo de la notificación en un momento, vamos al plan de

Desarrollo de Corto Alcance. También tiene 24 meses y fue aprobado el 17

de abril del 2017. Ahora en estos momentos nos estamos encontrando,

bueno, nos encontramos aprobando o no la modificación del Plan de

Desarrollo de Corto Alcance por 12 meses más, porque el propósito de

todos estos planes es garantizar la continuidad operativa. Como bien dije,

esta área se encontraba en producción desde el momento en que fue

adjudicada, entonces debemos de procurar que se mantenga por lo menos

la producción que tiene el campo. La peculiaridad que tiene este proceso

es que el contratista ya presentó ante la Comisión la notificación de

continuación de actividades el 3 de junio de este año. Esto quiere decir que

conforme a la cláusula 5.3 del contrato deberán de presentar ya el Plan de

Desarrollo Multianual, es decir, ya no de corto alcance por uno o por dos

años sino por el resto de la vigencia del contrato que serían más o menos

22 años y tiene 122 días posteriores a esta notificación. Entonces estamos

hablando que, de aquí a octubre y conforme a contrato digamos y los

lineamientos tenemos 35 días hábiles, lo tendrían que estar presentando

en agosto, por lo que esta modificación del Plan de Desarrollo estaría viva

hasta en tanto se aprobara este Plan de Desarrollo Multianual. Todo esto,

lo repito, para garantizar la continuidad operativa del contrato, del campo

más que nada. La siguiente por favor.

Haciéndole un zoom in a este proceso, bueno, podemos ver que el

contratista presentó esta modificación el 26 de abril de este año. Nosotros

previnimos de la información faltante el 13 de mayo y el contratista solicitó

una prórroga para atender dicha prevención, la cual fue concedida por la

Comisión y el contratista finalmente atendió la prevención el 6 de junio del

2019. Durante este tiempo tuvimos una comparecencia y hubo tres

alcances de información por parte del contratista y pues finalmente

emitimos el dictamen el 2 de julio y estamos presentándolo hoy. Cabe

destacar que, del total de días hábiles destinados para el proceso, perdón.


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Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, hay dos comentarios. Por favor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo quisiera hacer un comentario con respecto a esta información. A veces lee uno en la prensa, dice, "la CNH se tardó cuatro meses" y la verdad es que nos estamos tardando bastante poco. O sea, si ustedes ven los datos de abajo, el proceso total duró 48 días hábiles y de eso solamente 26 son atribuibles a CNH. Lo demás es o falta de información o que no está congruente v que es realmente atribuible al contratista. Entonces si ustedes ven ahí en realidad la aprobación de este caso duró menos de un mes. O sea, son 26 días hábiles que se requirieron desde que se presentó hasta el día de hoy en que se está presentando al Órgano de Gobierno. Entonces yo había insistido y el ingeniero Trejo aquí me complació contando los días hábiles, es decir, cuánto nos estamos tardando. Si queremos reducir los días hábiles de CNH, se refieren a procesos internos. Si queremos entrar con el contratista, pues lo único que podemos hacer es dar mejor información, pero está realmente en la responsabilidad del contratista. Entonces creo que es una buena señal de que realmente se ha vuelto muy, muy eficiente CNH.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias Comisionado. Creo que nada más había un comentario. Por favor.

DIRECTORA DE ÁRA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍ ES.- Continuamos por favor. Bueno, ya ahondando en las generalidades del contrato, como bien lo dije, el área contractual es la número 8, Duna. Se encuentra en el municipio de China, Nuevo León. Tiene un área de 336.74 km2

• Ya expliqué la fecha efectiva y la vigencia y el tipo de contrato, así como la operadora. La formación productora es Paleoceno Midway. No hay reducción en la profundidad media para exploración y extracción. Y las colindancias, como lo podemos observar en el mapa, son las áreas contractuales Mareógrafo y Calibrador y el campo China. Aquí debemos destacar que es productor de gas seco únicamente. Tiene 914 BTU en promedio. Fue descubierto en 1976. Cuenta con 21 pozos y de los cuales actualmente operan 13. Tenemos cerca del área la Presa El Cuchillo y debemos destacar que los

1''"º de Gob;emo Trigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019

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Hidrocarburos

del término y condición vigésimo del Título de Asignación, donde incluye las actividades de abandono que menciona usted Comisionado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A mí me gustaría que se agregara en el párrafo que acaba de leer la doctora Alma América que fuera a la brevedad posible.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, se agrega.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- OK.

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

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


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 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 técnico presentado, por unanimidad, emitió opinión respecto de la modificación del Anexo 1 del título de la Asignación AE-0395-MMagallanes-Tucán-Pajonal.

11.4

Órgano de Gobierno

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificaciónal Plan de Desarrollo para la Extracciónpresentada por Dunas Exploración y Producción,

, t ¿ _

S.A.P.I. de C.V. respecto del contrato CNH-R0l-L03-A8/2015.

rTrigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019 O

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Hidrocarburos

En desahogo de estos puntos del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra a la maestra Lourdes Jamit Sentíes, Directora de Área en la Dirección General de Dictámenes de Extracción.


"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestra Jamit.

DIRECTORA DE ÁRA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍES.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Como dice la Secretaria Ejecutiva, procederemos a presentarles la modificación al Plan de Desarrollo para la extracción asociada al contrato CNH-R01-L03-A8/2015, correspondiente al campo Duna.

Primeramente, para entender en qué punto estamos, me voy a permitir comentarle los antecedentes de este contrato. Bueno, primeramente el contrato tiene un esquema fiscal de licencia. Fue adjudicado el 24 de diciembre de 2015. Dado que esta área tiene la particularidad de que estaba en producción en ese momento, el contrato dice que debían de presentar un Plan Provisional previo a la firma del contrato. Entonces se presentó el Plan Provisional con una duración, una vigencia de 12 meses, la cual la Comisión aprobó el 28 de abril del 2016. Después de que se aprobó este plan, se firmó el contrato el 10 de mayo del 2016 con una vigencia de 25 años entre la Comisión y Dunas Exploración y Producción. Conforme al contrato, el contratista también presentó, después de la fecha efectiva, un Plan de Evaluación y un Plan de Desarrollo de Corto Alcance. Les llamamos así porque tenían una duración de dos años.

Primero voy a ir con el Plan de Evaluación. En este Plan de Evaluación el contratista pidió una modificación con respecto a las actividades. l\lo se hizo ningún cambio con respecto a la vigencia, fue de 24 meses, pero sí a las actividades y lo aprobamos el 7 de agosto del 2018. El contratista acreditó 12,800 unidades de trabajo. Debemos recordar que el contrato tenía 8,648 unidades de trabajo y al modificar el Plan de Evaluación pidiendo esta prórroga, porque realmente eran 12 meses de Plan de


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f


Hidrocarburos

pozos operando están en el sur del área contractual. Ya no están cercanos

a la Presa, se dieron como improductivos. La siguiente por favor.

Bueno, la modificación al Plan de Desarrollo tiene estos dos puntos

principales que es el alcance y el cronograma de actividades. Podemos ver

que la vigencia de esta modificación sería 12 meses. Como ya lo dije, el tipo

de yacimiento es gas seco. La producción promedio a mayo del 2019 fue

de 1.3 millones de pies cúbicos al día y el costo total por esta modificación

sería de 1.8 millones de dólares. El volumen a recuperar serían

aproximadamente 535 millones de pies cúbicos de gas. Podemos observar

en el cronograma de actividades que estas se centran en ocho principales,

siendo la mayoría de mantenimiento. No obstante, tenemos toma de

información y cuatro reparaciones menores y una reparación mayor

distribuidas en estos 12 meses. La siguiente por favor.

Asociando este cronograma de actividades con el pronóstico de

producción, podemos observar que la delta de la producción acumulada

serían 500 millones de pies cúbicos al finalizar este periodo de 12 meses y

podemos observar dónde serían las reparaciones menores y la reparación

mayor. La siguiente por favor.

En materia de medición de hidrocarburos y aprovechamiento de gas, el

contrato no tuvo modificación alguna ya que están en los términos

aprobados en el plan vigente. En la medición de hidrocarburos, el gas

seguiría yendo a la Planta de Deshidratación Mareógrafo y, bueno, la

medición sería en la Planta de Deshidratación Mareógrafo en el medidor

de transferencia ultrasónica y en el aprovechamiento de gas hay que

recordar que esta área contractual no se le aplicaría porque no es un gas

natural asociado, sino que es gas seco. La siguiente por favor.

En el Programa de Inversión podemos observar que de los 1.829 millones

de dólares la mayoría se centra en la intervención de pozos y en la

operación de las instalaciones con aproximadamente 700,000 dólares cada

uno, lo cual pues resulta proporcional a lo que el contratista está

proponiendo en materia de esta modificación, porque debemos de

recordar que va a haber cuatro reparaciones menores y una reparación

mayor. En general, como en otras sesiones, el Comisionado Néstor nos ha

puntualizado. Se están englobando la utilización de software, la gestión de

Órga o de Gobierno Trigésima Octava Sesión Extraordinaria 4 de julio de 2019

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Hidrocarburos

actividades y gastos en general, que son pues los gastos que puede tener la empresa, sobre todo en el personal. La siguiente por favor.

Bueno, ya casi para finalizar. La modificación al Plan de Desarrollo está cumpliendo con la normatividad aplicable, con el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, la fracción 11; con el artículo 39 de la LORCME; está cumpliendo con los Lineamientos de Planes del 2019 en el artículo XXII, XXV y el anexo 11; así como el cumplimiento en el contrato en la cláusula 5.3 y el anexo 9; el cumplimiento de los criterios generales de la resolución CNH.E.54.001/16 y también está cumpliendo con los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos. Hay que recordar que no le es aplicable las Disposiciones Técnicas de Aprovechamiento de Gas Natural. La siguiente por favor. Por lo todo lo anterior, y derivado del análisis presentado, sometemos a consideración este análisis para ver si la modificación al Plan de Desarrollo es favorable o no.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias. Comisionados, ¿algún comentario? Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A lo mejor un comentario así muy de lado, pero que tiene que ve con todo esto de los gastos. Es un contrato de licencia, entonces bueno, los operadores están super preocupados o más bien ocupados en bajar los costos. ¿Verdad? Entonces pues seguramente que esta es la presentación de los montos, 1,829,978, que les permite hacer las cosas con calidad. Porque no solamente hay que bajar el precio, hay que hacerlo con calidad. Entonces bueno, es bien diferente cuando hacemos el análisis de un Contrato de Producción Compartida porque en la producción compartida entonces todos esos rubros pues son compartidos por el Estado y por el operador. Pero algo interesante aquí es que el general es 10% y hemos visto algunos otros aquí en el Órgano de Gobierno que son muy altos. Pero finalmente no solamente es personal o software, a veces meten otras cosas porque no está bien especificado y entonces como que uno se lleva una falsa impresión de que no está claro, pero bueno, finalmente sí lo está. La propuesta o lo que yo siempre propongo es de que demos una claridad a la gente que nos escucha porque nosotros sí tenemos todo el desglose. Pero gracias, gracias por comentarlo.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario? Por favor maestro Trejo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.-Nada más hacer una precisión. En el área son 36.7 km2,

no 336. Hay un error en la lámina, nada más para que no piensen que son 336, son 36.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Si, buena aclaración. Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pueden poner el mapa por favor que creo que es la número 3, no estoy seguro. Esa, esa, esa. Ahí está, ahí está. Esta es muy interesante porque estás hablando de la Presa El Cuchillo. Entonces si ves la línea digamos con color un poquito más oscuro arriba, esa es la carretera Monterrey-Reynosa. Entonces estás hablando de áreas que están muy, muy cerquita de Monterrey, probablemente del orden de 70-80 km de monterrey. Entonces este gas es muy importante en el sentido de que estás ahorrando todo el transporte para satisfacer las necesidades de la planta productiva de Monterrey. Entonces no nada más es el campo, sino es su localización lo que lo vuelve un campo interesante.

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

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


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por Dunas Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V. respecto del contrato CNH-R01-L03-A8/2015.

Trigésima Octava Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos


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 Desarrollo para la Extracción presentada por Dunas Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V. respecto del contrato CNH-R01-L03-A8/2015.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 12:20 horas del día 4 de julio de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Trigésima Octava Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.

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

Alma Amér�Luna Comisionada

artínez Romero

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado

Carla Ga Secretaria Ejecutiva


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Órgano de gobierno · 2019-09-03 · lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la...

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