11.- Asuntos para autorización · 2019-09-10 · Comisión Nacional de Hidrocarburos 11.- Asuntos para autorización 11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos

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Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

VIGÉSIMA SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:07 horas del día 9 de mayo del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Jléctor Moreira Rodríguez, así como la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Vigésima Segunda 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 220.0333/2019, de fecha 8 de mayo de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 18, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.

Con fundamento en el artículo 48 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, presidió la sesión la Comisionada Alma América Parres Luna.

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

Órgano de Gobierno Vigésima Segunda Sesión Extraordinaria 9 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

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11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre el Plan de Exploración presentado por Chevron Energía

de México, S. de R.L. de C.V, relacionado con el contrato CNH-R02-L04-

AP-CS-G03/2018.

11.2 Opinión Técnica sobre de la modificación de las Asignaciones AE-0004-

SM-Amoca-Yaxché-02, AE-0005-2M-Amoca-Yaxché-03, AE0006-4M

Amoca-Yaxché-04, AE-0028-2M-Cotaxtla-01, AE-0032-2M-Joachín-02,

AE-0051-SM-Mezcalapa-01 y AE-0055-4M-Mezcalapa-05.


pronuncia sobre la solicitud de autorización para la perforación del pozo

exploratorio en aguas someras ITTA-lEXP.



exploratorio terrestre la laja 11DEL.



exploratorio terrestre de sondeo estratigráfico YAXJUT-1 SON.

Vigésima Segunda Sesión Extraordinaria 9 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional

de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan

de Exploración presentado por Chevron

Energía de México, S. de R.L. de e.V,

relacionado con el contrato CNH-R02-L04-

AP-CS-G03/2018.

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

la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al maestro Rodrigo

Hernández Ordoñez, Director General de Dictámenes de Exploración.

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

términos que a continuación se transcriben:

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

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Gracias doctora. Buen día Comisionada, Comisionados. Pues vamos a darles una presentación con las generalidades de este Plan de Exploración asociado con uno de los contratos de la Ronda 2.4 de aguas profundas. Entonces si avanzamos en la siguiente diapositiva solamente para refrendar aquí el fundamento legal que utilizamos para desahogar estos asuntos. Por supuesto está lo establecido en la Ley de Hidrocarburos, en la Ley de Órganos Coordinados en Materia Energética, el Reglamento Interno de la Comisión que nos faculta para hacerlo y los lineamientos que estaban vigentes en aquel momento con el que se debe de terminar el desahogo de este trámite, además de las cláusulas propias del contrato.

En el mapa que ustedes ven en la sección derecha de esta lámina, ven con este color rojo el polígono que está enmarcando el área contractual. Esa área contractual ahorita vamos a ver un poco más acerca de su localización, pero como ustedes ven en el mapa general aquí está en la cuenca Salina del Istmo en la parte ya norte de la misma y está circundada por otros

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Hidrocarburos

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contratos de la misma licitación de la cuarta licitación de la Ronda 2 que

operan Carigali, BP, Shell y en este caso que nos ocupa pues el operador es

Chevron.

En la siguiente justamente les decimos que la ubicación del área está en la

Cuenca Salina del Istmo aproximadamente a 210 km del litoral de Tabasco,

es decir, es una zona bastante retirada del litoral. La superficie es amplia,

son 2,880 km2 aproximadamente y hay que resaltar que los tirantes de

agua van desde 1,600 metros y hasta 2,800 metros, entonces estamos

hablando de una zona de aguas ultra profundas. Como antecedentes

exploratorios en el área, se ha obtenido sísmica 2D. En el mapa de la

derecha ustedes ven esas líneas moradas y amarillas, justamente son esas

líneas 2D que han cruzado por el bloque. Existe sísmica 3D con una

cobertura reducida que está solamente en esta porción del norte del área

en este polígono donde el achurado es más cerrado. Hay algunas muestras

de fondo marino. Hay un mapeo estructural que se ha construido con esta

información 2D y 3D y hay algunos modelos de madurez térmica, es lo que

existe como antecedentes exploratorios de estudios que se han realizado

en el área. Entonces como vemos es una zona que pues está digamos en la

frontera no solamente tecnológica respecto de la perforación, sino

también respecto de la calidad o de la cantidad de información

exploratoria.

En la que sigue justamente reflejamos que respecto de esa cadena de valor

de la fase exploratoria pues esta área empieza en la evaluación del

potencial ya que no hay todavía ninguna perforación en el área. No se ha

comprobado la existencia o el funcionamiento mejor dicho de algún

sistema petrolero, por lo tanto, estamos en esa fase. Y como se plantea

justamente en el documento que entrega el operador llegar hasta la

perforación de algunos pozos, pues podría alcanzar la etapa de

incorporación de reservas en caso de que tuvieran éxito. Entonces el

objetivo de ese plan por supuesto es evaluar el potencial del área y probar

el funcionamiento del sistema petrolero que exista a través principalmente

de la adquisición y reproceso de información sísmica 3D, algunos estudios

exploratorios que se derivarán no solamente de la sísmica sino de los

demás datos y la perforación de hasta dos prospectos exploratorios en el

{ área.


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Hidrocarburos

En esta diapositiva ustedes ven un pequeño diagrama en donde

esquemáticamente decimos cómo es el flujo de trabajo que estará

llevando el contratista. Ahorita lo que se tienen son algunos leads que se

han identificado basados en sísmica 2D como decíamos y se identificó un

prospecto que se llama Colel Cab. Después entonces llevarán a cabo la

adquisición y el reproceso de la información 3D que es de Azimut amplio.

Se evaluarán entonces o se reevaluaran estos prospectos que ya se tenían

y se caracterizarán nuevamente con la información nueva o la información

3D. Se elaborará una jerarquización, una cartera jerarquizada con ese

trabajo. Se determinarán qué localizaciones sean posibles a perforar y

entonces notificarán a la Comisión cuál escenario seleccionarán porque

hay un escenario base y un escenario incremental que vamos a ver ahora

sobre todo en el calendario, en el cronograma de las actividades. Por

supuesto, existe la posibilidad de que ningún lead sea prospectivo. Ojalá

esto nunca ocurra, pero siempre existe.

Entonces justamente en la siguiente lámina lo que vemos es el cronograma

de estas actividades. Se inicia con la información geofísica en la adquisición

y el reproceso de la misma y la interpretación que pues lleva un periodo de

tiempo bastante amplio porque pues es un área amplia y hay que estar

reprocesando la información. A lo largo de esas interpretaciones, se va a

hacer de manera iterativa la construcción de varios modelos geológicos,

modelos que tienen que ver con secciones estructurales, con estudios de

roca almacén, de la estratigrafía sísmica, en fin, y la evaluación petrofísica

que existe de algunos pozos análogos se incorporará a estos modelos.

Posteriormente viene o de manera contigua digamos en tiempo se

empiezan a preparar o están todos los estudios preparativos para la

perforación de un pozo. La perforación de este pozo 1 pues dará como

resultado datos que se van a incorporar a los modelos que ya se tienen

trabajados. Ese es el escenario base lo que está en azul. Lo que ustedes ven

en este color gris es el escenario incremental. En caso de que se decida

hacer el escenario incremental, pues entonces después de tener estos

modelos se empiezan a hacer los estudios asociados con el segundo pozo,

se perforaría el segundo pozo y como resultado de lo que se obtenga del

segundo pozo se vuelve a alimentar el modelo y se hace esta iteración

digamos de esos modelos que se van construyendo y alimentando con los

nuevos datos. A lo largo de todo el proyecto digamos o de todo el tiempo

que se está trabajando aquí se están haciendo y actualizando los estudios


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Hidrocarburos

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ambientales para tener una línea siempre clara de qué es lo que está

sucediendo en el área. Entonces eso es respecto a los estudios y

actividades que se van a realizar.

Ahora bien, ya respecto de un poco a las actividades que considera cada

escenario. En el escenario base ustedes ven hay la adquisición y

procesamiento y reprocesamiento de 3,000 km2 aproximadamente de

información 3D que es lo que vemos aquí en el mapa con ese achurado en

líneas diagonales que está circundando toda el área contractual. Hay ocho

estudios exploratorios considerados apura realizarse, la perforación de un

prospecto exploratorio como les decía y la integración de los resultados y

la actualización de los estudios exploratorios y los modelos. Estos son los

leads que hasta ahora se han identificado en el área que, como vimos,

solamente hay información 3D en esta sección del bloque, entonces por

eso es que este lead es que el que ellos con la información que tienen

actualmente suponen que sería el que podría perforarse, porque el resto

pues tienen un nivel de información todavía menor. Para el escenario

incremental entonces se plantea la perforación de un pozo adicional y por

supuesto la integración de los resultados y la actualización de los modelos

dados los resultados de este pozo.

Este prospecto que les decía que se llama Colel Cab o que se va a llamar

Colel Cab plantea de manera inicial tres objetivos, uno a nivel del Oligoceno

y otros dos a nivel del Mesozoico en el Cretácico y uno en el Jurásico. Pues

sí, hay que destacar que el pozo más cercano en esta zona pues está a SO

km al Sur, entonces no hay todavía información que permita hacer un

amarre de la información sísmica con los pozos, por lo tanto, hay que hacer

todavía bastante trabajo exploratorio aquí. De manera inicial, se prevé que

este pozo llegue a una profundidad de 7,600 metros que, como les decía al

principio, pues es un tirante de agua bastante considerable y además pues

la perforación llegaría a la parte somera o la parte superior de lo que se

espera sea el bloque autóctono de la sal, toda la parte autóctona - perdón

- que está en esta zona, pues recordemos que es la Cuenca Salina. Los

recursos prospectivos que se visualizaron actualmente son alrededor de

289 millones y la probabilidad geológica es 17%, es decir, es pues

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elativamente baja.

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Hidrocarburos

En la siguiente lámina ustedes van a ver ahora un mapa de localización

donde está este prospecto. Ya lo habíamos visto, está en la parte norte del

bloque. Aquí está la estimación de recursos en las diferentes categorías o

probabilidades que se hacen y hay dos secciones, una sección que va del

Noroeste al Sureste y una sección que va del Suroeste al Noreste, cruzando

justamente por esta zona del prospecto Colel Cab. Este mapa está

mostrando la cima del Cretácico. Entonces, como ven, la columna

sedimentaria que tiene que ver con el Terciario que es justamente todo

esto que va desde esta línea verde hasta el fondo marino pues marca un

espesor muy importante y la información sísmica conforme vamos yendo

más profundo hacia la parte del Mesozoico empieza a perder resolución.

Entonces por eso es que se requiere primero pasar por los estudios

sísmicos para afinar estos modelos y después pues ya reinterpretar e

incorporar esos resultados a los leads visualizádos.

Ahora bien, respecto a las inversiones que se tienen consideradas para este

plan, aquí ustedes ven desagregada de acuerdo con la actividad petrolera

que estamos en exploración y las distintas subactividades. Está por

supuesto el rubro de general, geofísica, geología, perforación de pozos,

seguridad, salud y medio ambiente que considera todas las actividades que

como vimos ya están calendarizadas. Como se considera desde el escenario

base la perforación de un pozo, pues una muy buena parte de la inversión

se va a la perforación del pozo, el 70% de la inversión va ahí. El total de la

inversión estimada para este plan se espera para el escenario base de 215

millones de dólares aproximadamente y si consideramos entonces el

escenario incremental sumando con el base, es decir otro pozo y los

estudios asociados que veíamos con esa perforación, pues ahora sube la

proporción a 82% la perforación de ambos pozos y la inversión pues por

supuesto se multiplica también y llega hasta 354 millones

aproximadamente. Entonces así está distribuida la inversión que se espera

que pueda tener en este bloque y dependiendo por supuesto de los

escenarios.

En la siguiente lo que vemos es respecto del contrato, pues ustedes saben

que hay que dar el cumplimiento al Programa Mínimo que está inscrito en

el mismo. Este contrato considera un Programa Mínimo de 11,700

unidades y un incremento al Programa Mínimo de Trabajo de 47,500

unidades, lo que hace un total de 59,200 unidades de trabajo. De manera

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resumida, aquí tenemos lo que se considera para dar el cumplimiento a esas unidades de trabajo. Lo que tiene que ver con la información sísmica, tanto la adquisición como el procesado, la perforación del pozo que es lo que da evidentemente una muy buena cantidad de unidades y el programa de adquisición de información sobre todo en los pozos para dar 151,613 unidades en el escenario base, lo cual supera por mucho lo que está considerado en el contrato. Si ellos decidieran hacer el escenario incremental, pues por supuesto suman muchas más unidades llegando a 235,133 unidades de trabajo, con lo que claramente lo planteado por el operador cubre de sobra lo que está establecido en el contrato. Respecto de los programas asociados.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Una pregunta. Ahí en el segundo pozo, si se optara por el escenario incremental, las unidades son de 66,000. ¿Por qué la diferencia respecto del primero? O sea, el primero lo señalaste bien son 115,000 unidades, pero el segundo solo 66,000. ¿Por qué?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Es por dos razones principales. Una el tirante de agua del primer pozo sería mayor, entonces se dan más unidades de trabajo cuando el tirante de agua es mayor. Y la otra también la perforación del pozo en el segundo pozo sería menor. Entonces es un pozo que es más somero en agua y también más somero en perforación, por eso es menor la cantidad de unidades de trabajo.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Decíamos de los programas asociados. Como saben, revisamos el cumplimiento de estos programas con Secretaría de Economía, lo que tiene que ver con el cumplimiento de contenido nacional y el de transferencia tecnológica. Respecto de ellos, recibimos la opinión favorable tanto de contenido nacional como de transferencia tecnológica para este plan por parte de la Secretaría de Economía. Respecto de la ASEA, de la Agencia de Seguridad y Ambiente,

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también se confirmó que el operador tiene la Clave Única de Registro de Regulado, entonces cumple digamos con esos programas asociados.

Aquí entonces vemos las conclusiones en la siguiente de este plan. Vemos primero que pues el objetivo principal del plan como vimos era comprobar que exista el sistema petrolero y que haya hidrocarburos en el subsuelo. Es muy importante porque esto permitirá el avance del conocimiento del subsuelo en esa zona. Es una zona de frontera, es una zona donde no hay pozos, entonces es muy importante tener EL conocimiento de esta zona de aguas ultra profundas que se ve muy prospectiva, no obstante no ha habido importante actividad. Lo que vemos es que pues las actividades que plantea el operador se ciñen a las mejores prácticas considerando por ejemplo los algoritmos que están planteando utilizar para el reprocesado sísmico. Los estudios que presentan también al hacerlos de manera iterativa pues es una mejor práctica para ir incorporando la información que se va generando. Y la perforación de los pozos pues también tienen previsto un programa de adquisición de datos muy bueno para tener la información suficiente para alimentar los modelos de los prospectos. Y la secuencia operativa que presentan y los tiempos programados son acordes con las características que tiene el área que se encuentra en una fase de evaluación del potencial. Por lo tanto, entonces advertimos que este plan es técnicamente factible dadas las tareas y actividades que presentan, por lo que sometemos a su consideración la aprobación del Plan de Exploración asociado con este contrato.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias maestro Hernández. ¿Algún cometario? Por favor Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo tengo dos comentarios. El primero en la número 6. En primer lugar, la que yo tengo no es esa, yo tengo otra diferente.

DIRECTOR GENEf{AL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Hicimos seguramente la segunda versión que resumía.

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Comisión Nacional de Hidrocarburos

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo quisiera que nos pusiéramos de acuerdo. Me preocupó y chequee cuándo había recibido yo esto. Lo recibí a las 10:37 a.m., entonces como que está muy difícil que seamos tan eficientes.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.-Algo pasó seguramente en las versiones que mandamos.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.-Pero no, a final de cuentas la pregunta importante es si ves ahí dice confirmaciones sísmicas 3D, el /ead o prospect descartado, prospecto caracterizado, lead o prospect

descartado. ¿Qué pasa si deciden que el prospecto no garantiza nada? ¿Abandonan el área, o sea, pagan la multa y qué? O sea, ¿eso es lo que está aquí involucrado?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, maestro.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Afortunadamente el operador como vimos tiene de momento visualizados ocho prospectos. Entonces tendría que pasar que los ocho fueran malos. ¿No?

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Tendrían que regresar al otro.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Aja, tendría que regresar al otro. Y eventualmente sí, si tuviéramos tan mala suerte que eso ocurriera, sí tendrían, o bueno, está la posibilidad del contrato de que paguen las penas y salgan del área.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Entonces habría que poner en alguna parte que tiene ocho prospectos y que este.es el número uno, el más importante, y que de ahí va a proceder si no llega aquí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí. Quizá yo fui la culpable de cambiarlo a última hora, es mi ponencia. El punto es de que como se tenía el proceso marcado inicialmente daba la impresión de que si no se tenía éxito en un prospecto parecía que se abandonaba el área y en

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realidad creo que eso no es el objetivo de cómo nos los estaban planteando el operador. Y lo que se quiso decir en esta gráfica, en este proceso, es de que una vez confirmado el análisis - o sea, el análisis sísmico y su evaluación - en caso de que después de haber caracterizado toda la evaluación y el prospecto, o sea el lead o el área digamos para ver si había algún prospecto en esa área, y al no encontrarlo ten.dría que repetir de nuevo el proceso y volver a evaluar otra área para ver si encontraban otra área y para poderla caracterizar hasta que terminaran todas las áreas de interés que tenían en cada una. Y como se tenía en la primera propuesta que nos habían enviado era de que aparentemente parecería que abandonaban el área, ¿no? Decía fin. Entonces eso desde mi punto de vista no es lo que nos estaba proponiendo el operador. Entonces aquí es terminar todas las áreas y en último de los casos si no encuentran ahí sí habría un abandono de las áreas.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo no sé, quizá nada más habría que revisar el dictamen, decir, si el lead o prospecto es descartado te tienes que regresar aquí con un nuevo prospecto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Así es, exactamente. Si, por favor doctor Faustino. No, ¿va a contestar algo? Doctor Faustino.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Sí. Nada más explicar un poco el mecanismo como se va actualizando la información. Es decir, si en el primer prospecto lo perforan, aunque este no tenga éxito, tiene mucho valor por toda la información del pozo. Todas las profundidades que se tienen ahorita son programadas, sin embargo, ya con un pozo se calibran los modelos geológicos/geofísicos que sirven para otra vez actualizar los modelos genéricos, los más generales y ver si realmente esos prospectos que tienen determinados ver si efectivamente pueden mejorarse desde el punto de vista de incertidumbre geológica. Es decir, reducir la incertidumbre es uno de los objetivos principales. Por eso en el programa ustedes ven que la interpretación sísmica es continua. Esto se lleva cuatro años continuos, ¿por qué? Porque van reprocesando la sísmica y si van perforando también van actualizando estos datos. Pero sí tiene razón, en el diagrama de flujo al principio se veía como si con el primer lead pudieran abandonar el área. Pero por eso es iterativo, vamos a decirlo así, es un flujo iterativo.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, para que termine.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Nada más para que quede claro en el dictamen en realidad que tienen ocho prospectos y que se van a ir revisando en términos del potencial de cada uno hasta que lleguen a alguno donde tengan la_información en este caso confirmada. ¿5í?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias doctora, yo quisiera preguntarles. Si entendí bien, este prospecto o lead es el único que tiene por lo pronto información sísmica 3D. ¿No? Del área que nos presentaste, ese es el único que por ahora tiene esa información. ¿Cómo se haría y qué tiempos tomaría para que si este lead resulta descartado puedan ellos optar por otro si no tienen información 3D? O sea, entiendo que lo van reinterpretando, que la perforación es muy valiosa, pero entiendo que el otro lead por el cual tendrían que optar ninguno por el que opten tendría la misma información sísmica que tiene este primero. ¿Entonces cómo sería en términos de actividades exploratorias, cuánto tiempo tomaría? Porque se dice fácil, pues este es descartado, tomas otros, pero no estoy seguro que los tiempos nos vayan a dar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Doctor Monroy?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Sí. El reproceso de la sísmica 3D WAZ que es una sísmica que se adquirió o se va a adquirir al Centro, tienen programado terminar en este año 2019, donde toda el área va a quedar cubierta ya ahora de sísmica 3D.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Ah, toda el área.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Toda el área, sí. De hecho, si podemos ver la lámina 8 por favor. Ahí todo en achurado es básicamente una sísmica que es 3D WAZ inclusive. O sea, es una información sísmica bastante detallada que van a obtener, pero el reprocesamiento que se está poniendo en sus actividades terminaría en diciembre de este año según el programa que

! tienen.


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Hidrocarburos

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Ya, me perdí aquí, gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Néstor Martínez, Comisionado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No. Es que creo que tenían todavía algo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Igual iba a agregar algo más para complementar. Actualmente efectivamente solo hay parcialmente en ese prospecto hay 3D. No está cubierto completo. Y la otra es que pues típicamente no se va trabajando un área por área, sino que se va trabajando todo el bloque en conjunto. Entonces no va en serie digamos, haces un prospecto y si no sale, bueno, haces otro y otro, sino que al cubrir toda el área llega un momento en el que tienes información de los distintos prospectos. Es probable, quizás, no lo sé, pero que al reprocesar esta información sísmica 3D puedan visualizarse más oportunidades de las que hay ahora o algunas de las que hoy se visualizan no las veas ya. Entonces ese número pues probablemente cambie.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias doctora. Que bueno que tienen la lámina 8 porque es donde voy a preguntar. Hay ahí nueve posibles prospectos, seguramente hay alguno que ya está desechado, ¿verdad? Porque han estado hablando de que ocho, ocho, ocho. ¿Cuál es el que está descartado de los que se ven ahí en la gráfica? Porque son nueve los que están dentro del área contractual.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Son ocho más el que ya tienen programado. O sea, el de más al Norte.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Colel Cab es el que van a perforar, es el que está.


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Hidrocarburos

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Ese ya lo tienen visualizado con sísmica 2D y con 3D, por eso lo ponen como prioritario. Los otros ocho son el resto como dice.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- En total serían nueve, ¿verdad?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, esa era una primera duda que surgió de la discusión, pero mi duda es ahí abajo donde hablan de que los objetivos del pozo que se va a perforar en Colel Cab es Oligoceno, Cretácico Superior, Jurásico Superior. Están bastante separados. El primero están en 3,800 metros, el Oligoceno. El siguiente está a 5,400 que está a 1,600 metros de diferencia entre el Oligoceno y el Cretácico Superior y el Jurásico está 1,100 metros más abajo. Entonces dicen que hay un recurso prospectivo de 289 millones de barriles de petróleo equivalente, pero ese corresponde al Cretácico Superior. ¿Cuánto es el recurso prospectivo que estarían esperando obtener en total si es que ojalá los tres objetivos resultaran ser productores? Mucho menores que 289 que son los correspondientes a Oligoceno y a Jurásico o cómo anda más o menos la posición. Porque me llamó mucho la atención que dijeron tiene una probabilidad geológica muy baja de 17%. ¿Pero cómo están las otras probabilidades? Para tener una mejor idea.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniera Elliott.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- Gracias. Bueno, tomando en consideración que este plan corresponde a un área que ha sido muy poco explorada, el operador prácticamente hizo su oferta en la licitación basado en la estimación de recursos que tiene para el Cretácico en Cole! Cab y digamos que este es el volumen que está proponiendo como a evaluar. Sin embargo, lo que pretende incluso en su estrategia es ya que tenga la evaluación de los recursos, ya que pueda digamos tener elementos técnicos para dar certeza a otros volúmenes, nos va a presentar una actualización de estos, sin embargo, únicamente está dejando como plays hipotéticos el Oligoceno y Jurásico Superior.

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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero sin embargo va hasta el Jurásico que son más de 1,100 metros abajo. O sea, sí está arriesgando en esa parte de la perforación. OK. La otra pregunta es referente a las actividades del Plan de Exploración - es la lámina anterior, la 7 - donde se puede observar que desde 2018, la 7 por favor, desde 2018 empezaron con actividades de adquisición y procesamiento, ya comentaron algo ustedes. El pozo se va hasta 2021 el primer pozo y el pozo dos podría ser hasta 2022 y una buena parte de lo que están haciendo es adquirir y procesando sísmica. Entonces yo no tengo ningún comentario acerca de lo que está haciendo Chevron, pero sí me gustaría saber un poquito más qué es lo que está sucediendo en el negocio de los ARES porque las compañías realmente están yendo a comprarles la información de las otras empresas que se dedican a adquirir y a procesar o prefieren hacerlo por sí solos como este tipo de empresas muy grandes que posiblemente tenga algoritmos muy eficientes para determinar con mayor precisión la posibilidad de hallazgo de hidrocarburos. ¿Eso pasa con las grandes, qué pasa? Como ustedes están en esa parte del negocio, que nos pudieran platicar un poquito, porque yo creo que cualquiera la duda que le surge es y por qué no lo compran si es que existiera. A lo mejor ni existe en esa parte. Y bueno, ¿y por qué es la pregunta? Porque lo que quisiéramos todos es tener pozos antes, ¿verdad? No tenerlos hasta 2021, 2022.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Muy bien, gracias. Si, efectivamente este es un caso de los que menciona doctor. Lo que sucede es que en el contrato se agrupa digamos el concepto de adquisición y procesado y ese concepto sirve para cuando la empresa va al campo y recoge los datos ya sea ella o a través de un tercero o cuando los compra también se le da el mismo nombre. En este caso en particular para esta área contractual Chevron sí está comprando los datos. Son datos que ya fueron adquiridos por una empresa previamente, una empresa con un ARES adquirió toda esta zona y una zona más grande todavía y Chevron está licenciando esos datos. De hecho, acá aparece esa parte del licenciamiento de Campeche 3D Waz. Es justamente, el estudio es mucho más grande, ellos solamente están comprando digamos esa licencia para su área contractual. Pero efectivamente, es información que ya se adquirió previamente y Chevron

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Hidrocarburos

solo lo está comprando y pues después de esa compra la empezó a reprocesar y ya la va a reprocesar enfocada obviamente a su bloque, porque pues el que adquirió la información sísmica la adquirió de manera regional digamos para una buena parte del Golfo de México sin un objetivo en particular y aquí ahora sí Chevron lo va a hacer de manera particular en su área contractual. Entonces por eso es que toma este tiempo para re procesar toda esa información y lo va haciendo alimentando los modelos poco a poco, pero efectivamente es información reciente, yo creo que del año anterior se terminó y ya.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, nomás para completar. Efectivamente, este proyecto ARES es un ARES de 70,000 km2 todo el proyecto, es un proyecto muy grande, y se va a finalizar en diciembre de 2019 precisamente todo el proceso ya. O sea, de la adquisición de este ARES ya se terminó por parte de la compañía multi cliente a donde compró Chevron. Exactamente, es parte de todos esos 70,000 km2

• Entonces ya nos dio aviso de inicio Chevron para la adquisición del reproceso de datos del otro, de Campeche 3D WAZ que se llama.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Quisiera, si pudieran en la 8, entender un poquito la lógica detrás de todo esto. Ellos están en esta zona de acá que es la zona donde hay más información y donde está el primer prospecto. Entonces vamos a suponer que no es exitoso, bueno, se moverían a otro prospecto. Vamos a suponer que sí son exitoso y entonces aquí van a tener ya un pozo exitoso. Tendrían que hacer una evaluación de esta área, entonces tendrían que pasar a un Plan de Evaluación en esta área. Pero ellos además tienen otros prospectos que puedan ser interesantes. Entonces a la hora en que entraran digamos a explorar estas otras áreas, ¿se considerarían nuevos Planes de Exploración o se considerarían como evaluación de lo primero? Entonces, ¿cuál sería nuestra definición para ellos? Suponiendo que fueran exitosos en el primer prospecto.

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Hidrocarburos

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

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, gracias Comisionada. Cada prospecto, bueno, vamos a suponer que el primer prospecto sale exitoso, pasa a un Programa de Evaluación en su caso, pero todo lo demás sigue en una etapa de exploración y no se necesitaría una modificación al programa siempre y cuando esté en el programa que nos está presentando.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Sí. Salvo que en vez del Cole! Cab - creo, eh - salvo que en vez de ese con el análisis de la información sísmica que ellos van a tener decidieran no perforar en Colel Cab y moverse a otra área. Yo creo que esa pudiera ser un cambio de estrategia exploratoria y entonces sí requerirías, creo, una modificación al Plan de Exploración. Pero en efecto, el Plan de Exploración convive con el Programa de Evaluación que está dentro del Plan de Exploración y eventualmente poder incluso llevar esa área a extracción. Pero el Plan de Exploración completo se mantiene.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Precisamente parte del diagrama que se presentó es cómo es su estrategia de entrada a esta área. O sea, ellos debido a que tienen únicamente información en este momento de sísmica en esa parte donde está el prospecto Cole! Cab que ellos llaman, dicen, bueno, posiblemente sea donde yo vaya a perforar. Sin embargo, lo primero que voy a hacer no es perforar en esa área, sino lo que voy a hacer es adquirir, procesar información sísmica y caracterizar toda el área - o sea, por eso es tan importante esta - antes de definir a la Comisión las localizaciones de si perforo un pozo o perforo mi escenario incremental, el escenario incremental del operador de dos pozos. O sea, ellos hasta este momento van a notificar a la Comisión. O sea, no van a hacer ninguna modificación en todo este proceso, sino hasta este momento ellos van a notificar a la Comisión y van a decir, "voy a perforar un pozo y va a ser en esta área" o "voy a perforar dos pozos - o sea, por eso presentaron un escenario incremental - y van a ser en esta área". Así presentaron su estrategia exploratoria que está muy bien. Entonces una vez que ellos han evaluado, han estudiado y hay jerarquizado su cartera de proyectos. Entonces por ejemplo aquí decía el Comisionado Martínez: "¿Cuánto


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Hidrocarburos

volumen tiene?" Es que la verdad es de que todavía no empiezan a estudiar el área. O sea, ya una vez que hayan estudiado, ellos con la poca información que tienen dice, "bueno, aquí hay uno y es este prospecto. Sin embargo, yo no voy a perforar este prospecto hasta que haya estudiado todos los prospectos, tenga mi cartera de prospectos y ver cuál es la mejor oportunidad", para en este caso del operador. Entonces eso es lo que se quiere decir en esto y ellos perforarán, o sea, digamos hasta que se notifique a la Comisión qué escenario de los dos van a perforar. Van a perforar uno o van a perforar dos, ahí sabremos nosotros en dónde sería.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Que no necesariamente va a ser Colel Cab.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No necesariamente sería el Colel Cab. Digamos que el prospecto Colel Cab hasta salió sobrando, ¿no? Ahorita tienen un prospecto que es el que más estudiado tienen, pero no necesariamente es ese el que van a perforar.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Gracias.

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

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Nada más para agregar con este prospecto. Así como lo tienen programado es típicamente lo que se llama un pozo paramétrico o un pozo de sondeo estratigráfico ya que aquí hay complejidad en la sal después del Terciario entrar al Mesozoico. Entonces este pozo realmente por eso es complicado que ellos dieran recursos prospectivos de todo. Si ven la sísmica todavía que tienen, no está bien reprocesada. La resolución sísmica es muy baja a nivel de esas profundidades de 6-7 km y entonces para mí este pozo sí sería un poco más de tipo paramétrico. Decir, ah, bueno, vamos a ver si la columna en primer lugar qué predicha está, qué propiedades tiene cada una de las rocas que se están atravesando y empezar a reducir, como les decía anteriormente, reducir la incertidumbre y el riesgo en cada uno de los prospectos. Nada más.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Yo simplemente como a nivel de información. Este contrato

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desde luego el operador es Chevron, pero es un consorcio que también está participando Petróleos Mexicanos y el operador lnpex. ¿No? Entonces simplemente como información porque aquí también Pemex tiene una participación pues más o menos casi del 30%, 27.5% tiene participación. Quiere decir que Pemex sigue participando en aguas profundas.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Como parte del contrato.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Como parte del contrato. ¿Sí? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de ...

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Un último comentario.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ya vimos que hay bastantes posibilidades de cambios, pero lo que sí tienen que cumplir es con el Programa Mínimo de Trabajo, eso es definitivo. Entonces bueno, el planteamiento que traen es con la perforación de este pozo. Si hacen cambios, tendrán que ser congruentes de tal forma que cumplan con el Programa Mínimo de Trabajo, eso queda claro para todos. Aunque no sea Colel Cab o sea el que fuera, al final tendrán que cumplirlo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Desde luego. 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.22.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado por Chevron Energía De México, S. De R.l. de C.V, relacionado con el Contrato CNH-R02-L04-AP-CSG03/2018.


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Hidrocarburos

ACUERDO CNH.E.22.001/19

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

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

Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44

fracción 1, de la Ley de Hidrocarburos, v 13, fracción 11,

inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

emitió la Resolución por la que se aprueba el Plan de

Exploración presentado por Chevron Energía de México, S.

de R.L. de C.V, relacionado con el contrato CNH-R02-L04-

AP-CS-G03/2018.

11.2 Opinión Técnica sobre de la modificación de las

Asignaciones AE-0004-SM-Amoca-Yaxché-02, AE-000S-

2M-Amoca-Yaxché-03, AE0006-4M-Amoca-Yaxché-04,

AE-0028-2M-Cotaxtla-01, AE-0032-2M-Joachín-•02, AE-

0051-SM-Mezcalapa-01 y AE-0055-4M-Mezcalapa-0S.


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

Moreira Rodríguez, en su calidad de Comisionado Ponente.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Esta es una nueva -¿cómo ponerle?-, otra de las funciones que tiene la CNH como asesor de la Secretaría de Energía. Entonces es muy interesante porque es una asesoría, es una opinión técnica con respecto a los límites de las asignaciones y la manera en que las asignaciones pueden ir cambiando a medida que se vaya teniendo más información o se hayan hecho

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descubrimientos. En este caso nos están solicitando una opinión técnica respecto a la modificación de siete asignaciones de exploración porque en estas siete asignaciones se localizan seis descubrimientos. Entonces hay seis descubrimientos. Entonces a la hora de hacer los análisis se ve que los aescubrimientos mencionados que son Mulach, lxachi, Suuk, Pokche, Tetl y Tlacame se extienden más allá de una sola asignación. Entonces las modificaciones consisten en reconfigurar los límites de las asignaciones a fin de que cada uno de los seis descubrimientos se ubiquen en una sola asignación, de manera que la administración de estos campos pues se simplifique.

Con esta propuesta se facilitará la gestión y captura de valor de cada asignación para las decisiones que puede tomarse en el futuro con respecto a la evaluación y desarrollo de estos campos. Derivado de lo anterior, la SENER está solicitando opinión técnica de esta Comisión respecto a estas modificaciones que propuso Pemex consultando además si estos cambios impactan en los Planes de Exploración que son ya digamos aprobados para cada una de estas asignaciones. Entonces quisiera pedirle la venia a la Comisionada Alma América Parres para solicitar al maestro Rodrigo Hernández, Director General de Dictámenes de Exploración, exponer el análisis que se ha realizado respecto a esta opción.

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

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Gracias, buen día. Pues como bien lo refiere el Comisionado, aquí hay un conjunto de asignaciones que primordialmente se van a reconfigurar sus límites pero además hay otros elementos que tenemos que transmitir. Entonces en la que sigue ustedes ven el fundamento legal que seguimos para hacer esta opinión que, como ya lo refería el doctor Moreira, pues está escrito en la Ley de Hidrocarburos como un apoyo a la Secretaría de Energía en la modificación de las asignaciones. La Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el propio Reglamento de la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento Interno de la Comisión, además de lo que aparece en los diversos Títulos de Asignación. En este primer mapa, si regresamos, van a ver ustedes dónde están actualmente esas asignaciones. Son dos


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Hidrocarburos

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asignaciones que están en la Cuenca de Veracruz y las otras cinco que están

acá en la zona de Cuencas del Sureste en una zona transicional entre tierra

y mar. Ahorita vamos a ver con mayor detalle cada una de estas zonas.

Entonces estas son las asignaciones vigentes. No las voy a leer ya todas

porque son muy largos los nombres, pero estas son las áreas que están

actualmente cubriendo. Los tirantes de agua o elevación que tienen, como

vemos, son todos en aguas someras o bien son terrestres y son zonas

relativamente bajas. Hay algunos polígonos dentro de esas propias

asignaciones que tienen alguna restricción ya sea porque ya existe un

campo o porque existe algún contrato. Entonces es lo que referimos aquí,

esos nombres de los polígonos y los descubrimientos que están asociados

a esas asignaciones que son los que ya refería el doctor Moreira que tienen

o van a estar digamos en cada asignación. Como ven, hay algunos que se

repiten. Actualmente por ejemplo es el caso de Suuk que está en esta

asignación actualmente y también se repite en esta asignación. El otro

claro también es el último, lxachi está en esta y también está en esta otra.

Entonces para facilitar la administración es que se está proponiendo los

cambios de esta configuración de los límites de las asignaciones.

En la que sigue entonces vemos cuál es el objetivo de la propuesta,

particularmente en las Cuencas del Sureste. Entonces ahora sí nos

enfocamos en esta zona. Con colores sólidos se alcanza a ver la

configuración propuesta. Son pequeños los cambios, sin embargo, aquí

está un campo que es Suuk y lo que se está haciendo es reconfigurar el

límite del Norte para que quede entonces en esta asignación que está con

rojo. Lo mismo pasa con Mulach, el límite la cortaba aquí y entonces ahora

se está llevando hacia la parte oriental. Y así, son cambios digamos mínimos

pero que sí se requieren para facilitar la administración. Entonces como

ven aquí, el kilometraje que cambia es relativamente poco, 4.53% de

reducción. En estos dos casos de la 5 y la 6 son mayores porque está

involucrando a estas asignaciones que pasan de una a otra, entonces por

eso los porcentajes son mayores. De manera que ahora sí los

descubrimientos van a quedar todos en esta asignación, en la 0006. Va a

quedar Tetl, Suuk, Tlacame, Pokche y Mulach, todos que son los polígonos

amarillos que vemos aquí con este amarillo claro quedarán ahora

embebidos en esta asignación roja. De manera que ahora sí están todos

agrupados ahí. Esa es la propuesta que nos está haciendo la Secretaría de

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Hidrocarburos

Energía y que a su vez fue también trabajada con Petróleos Mexicanos pues

como asignatario.

Lo mismo tenemos en la siguiente lámina, pero de una manera un poco

más simplificada porque aquí son solamente dos asignaciones las

involucradas y aquí está el campo lxachi. El campo lxachi pues justamente

quedó a la mitad de esas dos asignaciones. Aquí lo que se está proponiendo

entonces es que se fusionen las dos asignaciones en una para que ahora la

asignación 0032 quede cubriendo toda el área exploratoria. De esa

manera, entonces es que por eso aquí el cambio es de 100%, porque la

asignación 0028 que es la que perdería toda el área pasaría toda a la

asignación 0032 que es donde quedaría ahora sí por completo ese

descubrimiento o ese campo lxachi.

En la que sigue vemos, recuerden el doctor lo refirió, además de la opinión

que nos pide la Secretaría de Energía para reconfigurar las áreas, también

nos dice que si hay algún impacto en los planes de exploración vigentes.

Entonces aquí es el análisis que hicimos. Para el caso de las asignaciones 4

y 5 no hay un impacto en esos planes, perdón, pero para el caso de las

asignaciones 6 y 51 que son las dos que se ven aquí (esta es la 6 y la 51), sí

hay un impacto en los Planes de Exploración. ¿Por qué? Pues porque las

actividades que estaban por ejemplo en el área 51 pasan ahora a esta área

6 y entonces tiene su impacto reversivo en la otra asignación. Pierde todas

las actividades a excepción de la perforación de un solo pozo que queda en

el escenario incremental. Entonces en estos casos de la asignación 6 y la 51

que son las que vemos acá, sí se tendrá que presentar una versión

actualizada del Plan de Exploración para que en su momento sea aprobada.

Y lo mismo pasa con las asignaciones 28 y 32 que son las que están acá en

la zona de la Cuenca de Veracruz. Al haber una fusión de estas dos

asignaciones, pues evidentemente el plan que quede cubriendo toda la

asignación que será el de la 0032 pues absorbería todas las actividades, por

lo tanto, se requiere también tener un plan actualizado con esas

actividades. Entonces estamos dando esa opinión. La asignación 0028,

como vimos, pues pierde toda el área, entonces por lo tanto debería

quedar sin efecto. Eso es respecto al impacto que tienen los planes de

exploración.


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Hidrocarburos

/

Adicionalmente a la opinión de la configuración digamos geográfica de las

asignaciones, en las siguientes láminas lo que traemos es una opinión que

nos piden acerca de lo que quedaría en el Título de Asignación respecto a

los anexos 1, 2 y 3 en particular. Entonces la SENER, la Secretaría de Energía

nos hace una propuesta de lo que se pondría en el anexo 2 para la parte de

evaluación y nosotros estamos haciendo una recomendación para hacerlo

un poco más preciso simplemente en la parte de evaluación, no dejándolo

nada más abierto a nivel de lo asociado con el pozo lxachi, sino que siendo

un poco más precisos a nivel de las unidades lito estratigráficas asociadas

con el pozo lxachi. Porque recordemos particularmente en este caso, si lo

dejáramos tan abierto como está en la propuesta actual, la propuesta

actual dice que sería el Cretácico Medio donde se haría la evaluación. Sin

embargo, Pemex sigue explorando ese Cretácico Medio porque hay otras

facies más profundas que son del Cretácico Medio y que si lo dejáramos así

impediríamos que Pemex en su Título de Asignación siguiera con esas

actividades. Por eso estamos haciendo estas precisiones en este inciso b)

digamos de la parte de la evaluación. Y lo mismo hacemos para el

compromiso de trabajo que es el anexo 2. Nos están pidiendo entonces

que pongamos cuál sería el compromiso de trabajo referente a la

evaluación y lo estamos haciendo en referencia a las actividades que el

propio Título de Asignación tiene marcadas en el término y condición

quinto, en su inciso b) que es donde se marcan las actividades de

evaluación. Simplemente estamos diciendo que deberá cubrir esas

actividades que marca el propio título como compromiso mínimo de

trabajo. Esa sería la propuesta para el anexo 2.

En la que sigue pues simplemente es una propuesta similar, nada más que

para los otros títulos de la 6 y la 51. En la anterior, perdón, omití decirles

que era para la asignación 0032. En este caso que vemos aquí es para la

asignación 0006. Lo mismo estamos haciendo siendo precisos respecto a

las unidades, pero aquí el descubrimiento pues es Mulach, es otro

descubrimiento, y se está poniendo además del compromiso mínimo de

trabajo en evaluación, aquí se está añadiendo el compromiso mínimo de

trabajo para extracción. ¿Por qué? Pues porque aquí sí ya va a haber un

desarrollo de este campo, de Mulach. Entonces deberá haber un

compromiso mínimo de trabajo y esta es la propuesta que se está haciendo

para inscribirla como compromiso mínimo de trabajo en la fase de


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Hidrocarburos

extracción claramente. Esto únicamente toca a la parte de extracción que está en ese título.

En la siguiente vemos algo análogo para la 55. Solamente el compromiso mínimo de trabajo también para la fase de extracción es lo que se está proponiendo aquí. Respecto a metas físicas e inversiones, esa es la propuesta que está haciendo la Comisión para que quede como el compromiso mínimo de trabajo de la fase de extracción. Y finalmente en el anexo 3 que es el anexo en donde vienen algunas sugerencias, ese anexo pues la Comisión es donde tiene opción de sugerir al operador o al asignatario en este caso en particular qué es lo que debe hacer. Se está poniendo una sugerencia que es la que aparece en donde se reitera sobre todo a PEP hacer un monitoreo de los contactos agua-aceite con el modelo que deba hacer para esto. Es la recomendación de manera general que está haciendo la Comisión para que se inscriba en el Título de Asignación.

Y bueno, entonces derivado de este análisis que tenemos es que estamos proponiéndoles a ustedes emitir esta opinión a la Secretaría de Energía confirmando los cambios propuestos en la reconfiguración del área y para lo que viene en el anexo 2 como compromiso mínimo de trabajo como el compromiso mínimo de trabajo tanto en evaluación como en extracción y las recomendaciones del anexo 3 para las asignaciones que aplican. No aplica en todas, solamente en las que vimos.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo quisiera nada más añadir que no nada más la administración es más sencilla como ya lo señalaron muy bien que la supervisión es más sencilla, las estrategias son más claras, etc., pero también le permite a Pemex de acuerdo a sus intereses, de acuerdo a sus decisiones, conservarla como asignación, hacer una migración, hacer un farm out y todo es más sencillo de la manera en que se está proponiendo. Entonces creo que es una buena decisión.

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


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Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Agregando una idea que va en línea con lo que dijo el doctor Moreira. Pero finalmente todas estas asignaciones tienen que ser consideradas en conjunto cuando hagan los desarrollos de toda esa área para que se maximice el valor. Pero efectivamente, es mucho mejor tener asignaciones que son derivadas de las cuestiones geológicas y no de cuestiones administrativas, que eso es lo que estamos haciendo el día de hoy. Pero finalmente habrá que hacer todo el trabajo que se requiera para maximizar el valor de acuerdo con el desarrollo de todas las áreas que están planteando. Afortunadamente todas son Pemex, ¿no?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario? Si, Secretaria Ejecutiva.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Bueno, yo quedé con la duda de la opinión del anexo 1. Ahí no entendí muy bien la diferencia entre la propuesta que hace SENER y la que nosotros estamos haciendo, porque la nuestra la siento muy complicada pues en cuanto a su redacción y me preocuparía que fuéramos más restrictivos de lo que queremos ser. Nosotros queremos no limitar a Pemex en la evaluación o el desarrollo de lo que continúe encontrando de lo que está evaluando. Entonces no me quedó tan claro que estamos haciendo eso.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Es que el anexo 1 lo que trae es la configuración de la asignación. Entonces nos dice por un lado cuál es la configuración de la superficie que tiene y las coordinadas y por otro lado también nos dice qué profundidades ocupa. Entonces como las asignaciones han ido avanzando en el tiempo, originalmente pues eran todas exploratorias, no había ningún descubrimiento. Ahora que se han dado estos descubrimientos, esos descubrimientos pues se han dado en zonas muy focalizadas, ¿no? Se sabe bien en dónde están los hidrocarburos encontrados. Entonces justamente como el título marca que la exploración termina, ya no se puede hacer exploración en donde se hace evaluación, pues no queremos ser restrictivos. Queremos decir si tu ya vas a evaluar aquí está bien, que bueno, pero puedes seguir explorando en todas partes. Si nosotros dejáramos más abierto, justamente lo que haríamos sería restarle capacidad de exploración a Pemex en esas áreas. Entonces


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Hidrocarburos

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mientras más precisos podamos ser, es mejor para que Pemex pueda seguir explorando en el resto de las unidades estratigráficas. Esa es la precisión.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Muchas gracias. Estas asignaciones entiendo están en el periodo adicional de exploración que concluye el 27 de agosto. Más adelante en la Orden del Día vamos a ver unos pozos en los que en las resoluciones estamos incluyendo de manera expresa en aquellos en donde las actividades rebasan esta fecha pues que Pemex evidentemente tendrá que tener derechos amparados en un título de exploración. No sé si valga la pena decir lo mismo acá. Es decir, toda vez que estos Títulos de Asignación por disposición constitucional concluyen el 27 de agosto, teniendo claro que la razón de la reagrupación es conveniente y es positiva, pues simplemente decir, una propuesta, que toda vez que concluyen - insisto - el 27 de agosto pues tendrá que tener Pemex los títulos jurídicos que amparen esta reconfiguración, para no obviarlo pues. No es el tema claramente de esta sesión, pero para no obviar esa circunstancia creo que vale la pena decirlo expresamente. ¿No?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y quizá no sé si es en el mismo sentido, pero yo me quedé un poco con la duda en la parte de los Planes de Exploración. O sea, hay no sé si es una o dos asignaciones que van a requerir modificación de su plan. No ponemos tiempo, o sea, no ponemos tiempo, por lo tanto, no sé en este periodo en lo que se presenta el plan qué se tiene de vigencia. O sea, ¿se tendrá vigencia el plan actual y se podrán realizar actividades? Es decir, ¿si en un momento dado hay un pozo a perforar en estas asignaciones, sobre qué plan estaría trabajándose? O sea, en donde se dice que hay que presentar una modificación. O sea, digo, es duda, no sé si nos lo podrían aclarar abogados.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- Con mucho gusto Comisionada. En este caso el operador puede seguir ejecutando actividades al amparo del Plan de Exploración aprobado y del Título de Asignación vigente hasta en tanto, uno, no se modifique este Título de Asignación. Recordemos que esta es una opinión, pero aún falta


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la determinación de la Secretaría de Energía para modificar este Título de Asignación. Entonces tendrán que pasar dos cosas. Uno, que se modifique el Título de Asignación, se le requiera al operador para la presentación de la modificación del Plan de Exploración y hasta en tanto nosotros aprobemos el Plan de Exploración pudiera seguir ejecutando actividades al amparo del Plan Vigente siempre que cuente con los derechos de exploración.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Y ahorita me acordé. Algo dijimos cuando opinamos el más dos de estos Títulos de Asignación respecto del compromiso mínimo de trabajo, ¿no? Como propuesta a SENER evidentemente. No recuerdo si la propuesta fue que no se hablara de algún compromiso mínimo. Claramente no nos hicieron caso en SENER, lo cual no tiene ningún problema, pero creo que en aras de consistencia a lo mejor valdría la pena - esa es mi propuesta - pues estamos a tres meses de que estos títulos concluyan. Hablar de un compromiso mínimo de trabajo la verdad me parece innecesario, me parece excesivo para Pemex y yo creo que no deberíamos de hablar de un compromiso mínimo. ¿No?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado, perdón, maestro Hernández.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Valga una precisión nada más respecto al periodo que se tiene para presentar el Plan de Exploración. Efectivamente deberá quedar marcado en la asignación, esa no es digamos nuestra facultad. Pero además también que bueno que lo menciona Comisionado lo del compromiso mínimo de trabajo. En consistencia con lo que se hizo en la opinión para el compromiso mínimo de trabajo del periodo adicional, en el anexo 1 lo que se hizo fue que para exploración lo que se hizo fue referir que ese compromiso mínimo de trabajo fuera las propias actividades de exploración que el asignatario está obligado a hacer. Por eso es que se hace la referencia al término y condición quinto. Aquí no aparece porque no es motivo de esta, pero sí estamos retomando, justamente para la evaluación estamos haciendo lo mismo. De manera

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Hidrocarburos

consistente estamos diciendo el compromiso mínimo de trabajo será aquel que viene en el término y condición quinto, pero en el inciso b} que ocupan las actividades de evaluación.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿Qué son o qué es?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Que son que evalúe toda el área. Claro, aquí ya hay otros periodos. El periodo de evaluación no se acaba el 27 de agosto, justamente tiene un periodo que puede llegar hasta tres años y en el caso de extracción pues ese periodo ya se arrancó y tiene vigencia de más de 20 años. Entonces para evaluación y extracción no nos preocupa que se acaba el 27 de agosto la asignación. Para exploración sí, es otra condición. Pero estamos siendo consistentes, lo que quiero decir es que estamos siendo consistentes con aquella opinión.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Perfecto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor abogada Rocío.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.Solamente para precisar. En estos casos acotando las dos etapas, la exploración está acotada a que tenga un descubrimiento y la evaluación a que tenga un descubrimiento comercial en aras de cumplir los objetivos de cada una de las etapas. Y solamente se está acotando la propuesta a que sea consistente con el contenido del inciso b} donde se describe la etapa de la evaluación, es el único ajuste que se está proponiendo.

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

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

ó ano de Gobierno Vigésima Segunda Sesión Extraordinaria 9 de mayo de 2019

29

¿ f


Hidrocarburos


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

de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en

Materia Energética, 6 de la Ley de Hidrocarburos, y 13,

fracción 11, inciso b. del Reglamento Interno de la Comisión

Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, con

base en el documento de análisis presentado, por

unanimidad, emitió opinión sobre la modificación de las

Asignaciones de Exploración AE-0004-SM-Amoca-Yaxché-

02, AE-0005-2M-Amoca-Yaxché-03, AE0006-4M-Amoca

Yaxché-04, AE-0028-2M-Cotaxtla-0l, AE-0032-2M-Joachín-

02, AE-0051-SM-Mezcalapa-01 y AE-0055-4M-Mezcalapa-

05.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronunda sobre la solicitud de

autorización para la perforación del pozo

exploratorio en aguas someras ITTA-lEXP.


la venia de la Comisionada Porres dio la palabra a la ingeniera Lizeth Cruz

Roldán, Directora de Análisis e Interpretación de Modelos Geológicos.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniera Cruz, por favor.

DIRECTORA DE ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE MODELOS GEOLÓGICOS, INGENIERA LIZETH CRUZ ROLDÁN.- Gracias Comisionada. Buenas tardes Comisionada, Comisionados, compañeros de la Comisión. En esta ocasión ponemos a su consideración la autorización para la perforación del pozo exploratorio en aguas someras ltta-lEXP. En la siguiente lámina podemos


30


Hidrocarburos

ver la solicitud de autorización, el proceso de solicitud. El operador, en este caso Pemex Exploración y Producción, ingresó su solicitud el día 26 de marzo del 2019, la cual se elaboró un oficio de prevención, el cual fue notificado el día 10 de abril. El operador atendió el día 12 de abril. El día de hoy la presentamos ante este Órgano de Gobierno.

Aquí podemos ver el fundamento legal que viene de la Ley de Hidrocarburos, donde se faculta a la Comisión para emitir las autorizaciones de perforación de pozos. La Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, donde se establecen las facultades de los Órganos Reguladores y el Reglamento Interno de la Comisión que establece las facultades para el Órgano de Gobierno y para cada una de las Direcciones Generales de esta Comisión.

Como datos generales, la palabra ltta tiene un origen náhuatl que significa ver o mirar. Este pozo se encuentra ubicado en aguas someras del Golfo de México a 24.8 km del Puerto de Dos Bocas en Tabasco. El Plan de Exploración de esta asignación es la AE-0008-4M-Amoca-Yaxché-06. Fue aprobado en febrero de este año, en su escenario base considera la perforación de dos pozos. Uno de ellos ya fue perforado, el otro está por resolverse. En el escenario incremental considera la perforación de hasta siete pozos. El pozo ltta-1 está considerado dentro del escenario incremental. La clasificación del pozo es 102, un pozo exploratorio en un nuevo campo. Tiene un tirante de agua de 26 metros. Tiene dos objetivos, ambos en el Mioceno Superior. El primero se encuentra a una profundidad de 1,727 a 1,799 metros desarrollados. El segundo de 1,883 a 1,979 metros desarrollados bajo mesa rota ria. El operador espera encontrar aceite ligero de 33 grados API a una temperatura de 69 ºC y una presión de 4,585 psi. Esto lo clasifica con condiciones normales de presión y temperatura. La trayectoria del pozo va a ser direccional tipo "J". Tiene un desplazamiento horizontal de 640 metros. La profundidad programada es de 1,890 metros verticales y 2,063 metros desarrollados. Se tiene programada iniciar la perforación el día 8 de junio y terminarla el 9 de julio. Durante la perforación se va a tomar un núcleo convencional de 9 metros en el objetivo del Mioceno Superior. La terminación inicia el 9 de julio y concluye el 4 de agosto. En este tiempo, de tener resultados buenos mediante el núcleo y los registros que se toman, el operador espera realizar una prueba de producción de aproximadamente 22 días con un aparejo integral DST-


31


Hidrocarburos

TCP, con lo cual se optimizan tiempos y movimientos. El costo de estas

actividades es de 439.6 mfllones de pesos, de los cuales 271.8

corresponden a la etapa de perforación y 167.8 a la etapa de terminación.

Este pozo se va a perforar con la plataforma auto elevable Cantarell-11, la

cual tiene capacidades en un tirante de agua de 157 metros y de

perforación de hasta 9,144 metros. Tiene preventores de 15,000 libras.

En el mapa podemos ver algunos de los pozos que se utilizaron como

análogos geológicos que en este caso fue el pozo Xikin-1, Uchbal-1, Yaxché

lDL y el pozo Tsanlah-lEXP. El pozo este último fue improductivo seco, los

otros tres fueron productores en el Mioceno, productores de aceite y gas.

También podemos ver la distancia que hay del pozo hacia los límites de la

asignación. Hacia el Norte, 1.8 km; hacia el Sur, 13.9; hacia el Este, 32.4; y

hacia el Oeste hay 107 metros. Como les comentaba, el desplazamiento

que va a tener horizontalmente es de 640 metros, pero la trayectoria va

hacia el Noreste, por lo cual el pozo va a quedar dentro de sus límites de

asignación. Se estima un recurso prospectivo de 29 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico del

39%. En la siguiente lámina podemos ver la trampa.

Esta trampa es una trampa de tipo combinada con una orientación

principal en sus ejes Noroeste-Sureste. Tiene componente estructural del

pozo. El pozo presenta cierra contra falla normal que es la línea gris hacia

la porción Este y cierre estratigráfico por cambio de facies hacia la porción

Oeste. También podemos ver la sección sísmica donde podemos ver la

trayectoria del pozo. Este pozo va a atravesar dos fallas. La primera está a

260 metros y la segunda a 946 metros verticales. De acuerdo con los

estudios y la información con la que se cuenta, se considera que durante la

perforación estas fallas no van a presentar algún problema operativo. De

acuerdo con la información de los pozos de correlación, se espera perforar

secuencias de lutitas con intercalaciones de areniscas y esporádicos

fragmentos de mudstones y bentonita.

Aquí podemos ver el diseño del pozo, el cual el operador realizó

considerando la información que tiene de los pozos análogos, la columna

geológica y las condiciones del yacimiento. En este modelo geológico, en

el modelo mecánico - perdón - podemos identificar, tres zonas

básicamente con la línea roja. La primera que va del lecho marino hasta


32


Hidrocarburos

aproximadamente los 1,000 metros, donde el pozo perforará sedimentos

arcillosos poco consolidados. Se tiene una presión de poro que se

considera con valores normales de 1.03 a 1.05, la presión de colapso de

1.08 a 1.10 y el gradiente de pérdida va de 1.60 a 1.65 gr/cm3. La segunda

etapa va de los 1,000 a los 1,400 metros que es rampa de transición, una

zona de alta presión con una variación en la presión de poro de 1.10 a 1.34

y de colapso de 1.22 a 1.36 con un gradiente de pérdida de 1.70 a 1.86. En

la tercera zona, que va de los 1,400 metros a los 2,063 que es la

profundidad total, se espera una zona de alta presión. Esto es debido a que

consideran que las areniscas que se van a encontrar están impregnadas de

hidrocarburos. En el peor escenario, ellos consideran que el fluido va a ser

gas, por lo cual podemos ver que hay un incremento y una regresión en la

presión de poro de 1.75 a 1.61, una presión de colapso de 1.64 y un

gradiente de pérdida de 1.95 a 1.85.

Este pozo, podemos ver su estado mecánico, está diseñado para perforarse

en cuatro etapas. La primera es con una TR conductora de 20" con la que

se establecerá el control superficial y se cubrirá la primera falla que está a

260 metros. La segunda etapa que es una TR superficial de 13 3/8" para

cubrir los posibles acuíferos y la segunda falla que está a 946 metros. Estas

dos primeras etapas se va a utilizar baches bentoníticos. En la tercera etapa

es un liner intermedio de 9 5/8" para cubrir la zona de alta presión del pozo

y finalmente el liner de producción de 7" con la cual se espera llegar a la

profundidad total. El operador considera una etapa de contingencia en el

objetivo en el Mioceno Superior de presentar problemas operativos

durante la perforación del pozo. Esa última etapa de contingencia va de los

1,700 hasta la profundidad total. También para la perforación de este pozo

el operador considera el uso de sartas direccionales a partir de la etapa de

13 3/8", con la que aseguraría la trayectoria del pozo. Adicionalmente, se

utilizarían herramientas como la MWD, LWD y PWD que sirven para la

toma de registros en tiempo real, el monitoreo de los recortes en el espacio

anular, la densidad equivalente de circulación, así como evaluar la presión

de poro y correlacionar los asentamientos de las tuberías de revestimiento.

En la siguiente lámina podemos ver que el operador cumplió con los

elementos de evaluación. Este pozo, como les comentaba, está

considerado dentro del escenario incremental del Plan de Exploración.

Cumplió con los requisitos establecidos en el artículo 27 de los


33


Hidrocarburos

lineamientos. Para la selección del diseño, adicional a la propuesta que les presenté, el operador analizó otras tres opciones. Acreditó los elementos que permiten alcanzar los objetivos geológicos. La tecnología que utiliza es adecuada como les comenté en esta última etapa. Con respecto al artículo 39 de los Órganos Reguladores, de perforarse el pozo, aceleraría el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. De ser exitoso, contribuiría a la reposición de las reservas de hidrocarburos y utiliza la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos. Eso es todo Comisionada, Comisionados.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo me quedé con una duda. La lámina 6 en donde se presenta el modelo geomecánico, no puedo identificar aquí en mi hojita, tampoco allá. Esa línea verde, voy a tomar aquí el mouse. ¿Esta línea verde a qué se refiere, la que está aquí en la última etapa? A ver, aquí la tengo, esta. Porque en esta última etapa empieza con este valor y empieza a disminuir, pero no identifico qué es. Esta es la presión de formación, ¿pero esto qué es, esto verde? Porque se pega mucho a la densidad de lodo que se va a utilizar, ¿entonces a qué se refiere esa línea verde? Ahí viene la nomenclatura, pero está tan chiquita que no la alcanzo a ver y acá tampoco en lo que tengo impreso.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Silva.

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Yo también estuve revisando este pozo doctor. A lo mejor valdría la pena que hicieran un zoom en la gráfica. Y vamos a comenzar de izquierda a derecha. La línea que usted preguntaba Comisionado es el inicio de pérdida en el pozo, pero ya para explicar toda la ventana operativa. La primer curva es la curva de colapso, de izquierda a derecha. La que le sigue sólida es la de presión de poro.

,4" COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Es la roja?

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Es la roja. La sólida


34


Hidrocarburos

punteada es un margen de seguridad en la presión de poro. La que le sigue punteada verde como escalonada esa es la densidad.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es la presión de lodo.

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- La densidad del lodo. La que le sigue es la curva de inicio de pérdida de fluido dentro del pozo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces se está pegando mucho ahí en el fondo.

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Se está pegando en la parte del fondo, exactamente. La que le seguiría es la curva de margen de seguridad en la de fractura, que es la de punteada azul. La que le sigue es propiamente el gradiente de fractura. Hay una curva adicional que normalmente no se presentan en estas ventanas operativas, pero aquí sí la pusieron que es la del esfuerzo máximo que está entre la de fractura y la rosa que es la de sobrecarga.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. El problema en la parte de abajo es que se están pegando mucho a esa presión de inicio de pérdida, pero no pueden bajar la densidad porque si bajan la densidad va a empezar a fluir arriba a los 1,500 metros. Entonces yo creo que alguna recomendación sería el que se tenga mucho cuidado en esa parte. Bueno, eso lo hacen todos los operadores, lo hace Pemex, pero que se identifique explícitamente de que ahí pueden existir problemas operativos.

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Y precisamente porque es una zona de regresión en la presión de poro, en la parte superior se ve la zona máxima de presión de poro que corresponde a ese como escalón rojo, pero posteriormente se ve una regresión en la misma. Pero por esa zona de presión de alta presión, es estrictamente necesario manejar la densidad adecuada y la densidad equivalente de circulación para no iniciar la pérdida en esa última sección.


35


Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Porque por otro lado perforar esos objetivos con una densidad de 1.78 gr/cm3 puede generar daños a la formación.

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Sí, sí, claro. Pero en este caso estaría regido por la presión de poro de esa zona. En caso de bajarla, podría generar un influjo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- El problema es arriba, la presión anormal alta es arriba. En la formación como que nuevamente vuelve a regresar a tener menores valores. Y lo otro que yo quisiera comentar es que las zonas de presión anormal generalmente surgen por la gran cantidad de lutitas que se encuentran en la superficie. Son las que no permiten el flujo en todo el tiempo geológico de los fluidos y entonces hacen que tengan mucha mayor presión. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias Comisionado. ¿Algún otro comentario? Yo solamente tengo uno porque sí es importante. Dentro de esta resolución se le está haciendo saber al operador que debido a donde está localizado el pozo es importante que en el caso que se reúnan elementos suficientes que permitan inferir una posible existencia de un yacimiento compartido, se deberá atender el procedimiento establecido en el término y condición décimo del Título de Asignación en materia de unificación y sí es muy posible que pueda tener que manifestar esto el operador dado los elementos que se presentaron para el análisis de este pozo. Por lo tanto, pues sí se les está haciendo saber dentro de esta resolución y bueno, pues yo lo quería hacer saber de manera explícita. Si no tenemos otro comentario, Secretaria. Perdón, sí. A ver, ingeniero Alcántara.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Nada más retomando esta parte. Sí se quiso poner en la resolución por la cercanía que mencionaba la ingeniera Lizeth de 100 metros que se tenía, aunque sí también hay que recalcar que el diseño del pozo va hacia la parte Noreste más que hacia la parte.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo lo digo desde el punto de vista geológico, usted lo ve desde el punto de vista del diseño del pozo.


36


Hidrocarburos

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

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


{


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Pemex Exploración y Producción, empresa productiva del estado subsidiaria de Petróleos Mexicanos, para la Perforación del Pozo Exploratorio en aguas Someras ITTA-lEXP.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra 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 la perforación del pozo exploratorio en aguas someras ITTA-lEXP.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización para la perforación del pozo exploratorio terrestre la Laja llDEL.

Órga o de Gobierno Vigésima Segunda Sesión Extraordinaria 9 de mayo de 2019

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Hidrocarburos


la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Cuauhtémoc

César Zapata Gónzalez, Director General Adjunto de Autorizaciones de

Perforación De Pozos.



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

DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- Muchas gracias. Con la venia de la doctora y de los Comisionados voy a exponer los elementos que sustentan la solicitud de autorización de la perforación del pozo exploratorio terrestre La Laja-11DEL, para el cual el operador es Óleum. Óleum del Norte ingresó su solicitud el 6 de marzo. La Comisión Nacional de Hidrocarburos le previno sobre faltantes en la información adjunta a la solicitud el 20 de marzo y el 4 de abril Óleum ingresó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos el oficio de respuesta con la información que se le requería. La Comisión llevó a cabo la revisión o la evaluación técnica de la información y estamos hoy en día haciéndole a ustedes la presentación de esta solicitud.

Bien. Sobre el fundamento legal ya se comentó hace un momento. La Ley de Hidrocarburos, la de los Órganos Reguladores Coordinados, el Reglamento Interno, en donde se faculta al Órgano de Gobierno para tomar la decisión al respecto y a la Dirección General de Autorizaciones de Exploración para mostrarle a ustedes los elementos que sustentan la solicitud y los Lineamientos de Perforación en donde se establecen los requisitos y procedimientos que debe de seguir el operador.

Bien. El pozo La Laja-11DEL se ubica en el campo La Laja, correspondiente al número de contrato CNH-R01-L03-A10/2016. Por las características del pozo, se trata de un pozo delimitador que está ubicado en un terreno cuya altura o cuya elevación son 82 metros. El objetivo geológico que se persigue es el Cretácico Inferior en la formación Tarnaulipas. El aceite que se espera encontrar es un hidrocarburo de densidad mediana, 26 grados


38

Í\'

ú


Hidrocarburos

API. El pozo tiene o se espera que tenga una temperatura en fondo de 55

ºC y 5,697 psi. Se trata de un tipo de pozo direccional tipo "J'' y la

profundidad vertical bajo mesa rotaria es de 2,651 metros o 2,688 metros

desarrollados bajo mesa rotaria. El operador piensa iniciar las actividades

el 15 de mayo y terminarlas el 11 de junio antes de un mes de actividades.

Al día siguiente, iniciar las actividades de terminación y concluirlas el 21 de

junio, aproximadamente nueve días. El equipo de perforación que piensa

utilizar es un equipo que está dotado o tiene las características que la

perforación del pozo reclama: 1,000 caballos de potencia, una profundidad

de perforación hasta 4,000 metros, esa es su capacidad de perforación, y

está dotada de preventores para trabajar a 5,000 psi. El costo estimado es

de 55,775,303. 40,862,218 están destinados a la perforación y casi 15

millones a la terminación. En la esquina central, más bien en la parte

central inferior se ve el equipo de perforación que se utilizará. En la parte

superior derecha se observa la ubicación del campo La Laja. Este campo

está ubicado aproximadamente a 40 km de la ciudad de Tampico, está

cercano a la laguna de Tamiahua. La que sigue por favor.

En esta figura en la esquina superior derecha se observa que el pozo La

Laja-11 va a partir de la pera del pozo La Laja-8 y se va a extender hacia el

Suroeste de manera direccional y se muestran otros pozos en su contorno,

algunos de ellos funcionaron como pozos de correlación. La probabilidad

de éxito geológico que se atribuye es de 65%, es un área muy conocida. Los

primeros pozos de esta asignación fueron perforados ya hace tiempo en

1960, en 1978 se perforó el último, entonces tiene bastante historial. Hay

información que fue capitalizada por el operador para preparar su diseño

del pozo.

Bien. En esta figura se muestra la trampa geológica, es de tipo combinada

estructural/estratigráfica. En la parte derecha se puede observar que es

una trampa cuyo eje de la estructura está orientada hacia Suroeste

Noreste y el objetivo es el Cretácico Tamaulipas Inferior. La componente

estructural presenta un cierre natural estratificado hacia la porción sur. Es

decir, el pozo va a partir de la pera de La Laja-8 y se va a extender hacia el

Suroeste y la parte estructural hacia la porción noreste es una componente

estructural, es una falla localizada. En la esquina inferior izquierda se

observa la línea sísmica en donde se ubica el pozo. La línea casi horizontal

verde es el objetivo que persigue el pozo en el Cretácico Inferior, la


39


Hidrocarburos

formación Tamaulipas. De paso va a probar el potencial productivo de los objetivos Palma Real, Guayabal y Velasco que están ubicados en el Terciario y en términos generales eso puede decirse sobre la trampa geológica.

Bien. Acerca del diseño del pozo, la ventana operativa como ustedes lo observan es bastante amplia, da bastante holgura para trabajar. En la parte en la línea roja se observa la presión de poro. En ta azul que sigue es la presión de poro más un factor de seguridad que se está agregando. En la línea verde las densidades de los lodos que se van a utilizar y en la línea roja es el gradiente de fractura. La línea azul es la curva de gradiente de fractura con un factor de seguridad agregado. Y en la línea morada, esa es la presión de sobrecarga. Es un pozo relativamente sencillo comparado con algunos que aquí en el seno de este Órgano hemos analizado. La tubería conductora es una tubería de 13 3/8" que se va a hincar hasta 20 metros. Luego una tubería de revestimiento de 9 5/8" y finalmente una tubería de revestimiento de 7" que sería la tubería de explotación y que va a atravesar la formación Tamaulipas en el Cretácico Inferior y va a terminar en la formación Pimienta del Jurásico.

Bien. Los elementos de evaluación que se consideraron para este pozo La Laja es que estuviese considerado en un Plan de Evaluación aprobado, es el caso. Se observó que cumpliese con todos los requisitos establecidos en el artículo 27 de los lineamientos. Y para la selección del diseño, tuvo un soporte técnico sólido. Se acreditaron los elementos en los cuales puede alcanzar o con los cuales puede alcanzar los objetivos geológicos y asegurar también la integridad del pozo durante todo el ciclo de vida. Tanto para la planeación como para la perforación tiene planeado utilizar tecnología adecuada. El pozo va a aportar información para incrementar el conocimiento del potencial petrolero del país y va a contribuir a la reposición de reservas de hidrocarburos en caso de que salga exitoso. Y como comentamos tanto en la planeación, en el proceso de planeación como en la planeación del pozo mismo, se utilizó la tecnología adecuada. Eso es todo doctora Parres.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias ingeniero Zapata. ¿Alguna pregunta Comisionados? Yo tengo una pregunta. ¿Por qué es un pozo delimitador? O sea, se supone que el yacimiento La Laja, como bien


40


Hidrocarburos

lo comentó, es un yacimiento ya conocido y tiene ya pozos de desarrollo. ¿No?

DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- Quisieran poner por favor la lámina donde está el mapa estructural. Es otra más atrás. No, es más adelante, más adelante, ahí. No, no, no, ahí. Es la lámina 5, la lámina 5. Si se observa, aquí la orientación del pozo La Laja -11 se sale del ámbito de los otros pozos ya perforados. Y entonces va a probar, y aquí en la izquierda se puede observar, va a probar las posibilidades de acumulación de hidrocarburos, más bien a evaluar en esa región la existencia de hidrocarburos en la parte inferior izquierda. No sé si quisiera complementar algo. Alfonso.

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SEGUIMIENTO DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Si, si me permiten hacer un comentario.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor.

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SEGUIMIENTO DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Óleum realizó actividades de interpretación sísmica. Con esta nueva interpretación sísmica se detectó, si vemos la configuración del mapa estructural, se detectaron dos zonas. Un bloque bajo que corresponde a los pozos perforados La Laja-9, 1 y 6A y un bloque relativamente estructuralmente más alto que es el correspondiente a La Laja-11. Derivado de la actualización y esa interpretación sísmica, se detectaron esos dos bloques. Como lo comentaba el ingeniero Zapata, la trayectoria del pozo es hacia el sureste del campo. Van a ver la prospectividad a nivel del Terciario que es el que vio el pozo 6A y es por eso que están ellos clasificando este pozo como delimitador. O sea, van a verificar la extensión del yacimiento porque, como no es un cierre estratigráfico hacia la parte suroeste, no hay una delimitación. Entonces verían la posibilidad tanto arealmente como verticalmente.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y lo que comentan es de que el objetivo es KTI, o sea, Cretácico.

óc

r

o de Gob;emo Vigésima Segunda Sesión Extraordinaria 9 de mayo de 2019

41


Hidrocarburos

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SEGUIMIENTO DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- El objetivo primario es el Cretácico Tamaulipas Inferior.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Exacto.

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SEGUIMIENTO DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Y ellos al momento de la perforación verían la prospectividad que pudieran tener los objetivos Terciarios Palma Real, Guayabal y Velasco.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Pero van a probar también Jurásico Pimienta?

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SEGUIMIENTO DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- No, únicamente van a perforar aproximadamente a 22 metros dentro del Jurásico. Esto es nada más para el asentamiento de la tubería de producción y que les quede todo el espesor descubierto del Cretácico, son 190 metros. Aquí el antecedente que tienen los pozos es el pozo de correlación que es La Laja-8, el pozo más cercano, está a nivel de los objetivos 327 metros. Tienen disparos en la parte superior del Cretácico y en la parte inferior. La parte inferior del Cretácico es donde tuvieron prospectividad.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias ingeniero. Si, por favor Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Un comentario de contexto. Este es uno de los contratos de licencia que tenemos. Eso significa que el operador, en este caso Óleum del Norte, está buscando disminuir, igual que los otros también en producción compartida. Pero aquí hay varias características que tienen que enfatizarse. Uno de ellos es utilizar una pera que ya estaba hecha, La Laja-8. Entonces eso ahorra mucho en el sentido también de trámites que tengan que hacerse con la población alrededor. Pero también por otro lado la tecnología y los tiempos que están planteando están bastante óptimos y eso yo creo que hay que enfatizarlo y felicitar a estas compañías que cada vez bajan más los costos como en cualquier otro lugar en el mundo y lo que generan es una mayor posibilidad de negocios.


42


Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias. Secretari,a Ejecutiva, nos podría hacer el favor de leer la propuesta de acuerdo."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Oleum del Norte S.A.P.I. de C.V. para la perforación del pozo exploratorio terrestre la LAJA-11DEL


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra b. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a Oleum del Norte S.A.P.I. de C.V. la perforación del pozo exploratorio terrestre la Laja 11DEL.

11.5 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización para la perforación del pozo exploratorio terrestre de sondeo estratigráfico YAXJUT-1 SON.


43


Hidrocarburos


la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al Ingeniero Héctor Silva

Gónzalez, Director de Caracterización y Delimitación Inicial de

Yacimientos.



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

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Buenas tardes Comisionada, buenas tardes Comisionados. Como ya lo comentó la Secretaria Ejecutiva, en esta ocasión traemos para su consideración la solicitud de autorización de la perforación del pozo exploratorio terrestre de sondeo estratigráfico Yaxjut-1SON. Como dato curioso, el nombre de Yaxjut proviene de la lengua chontal y significa primeros frutos. El operador de este pozo es Pemex Exploración y Producción.

En la lámina se observa el proceso de solicitud de autorización de la perforación del pozo, en donde el día 14 de marzo se recibió por parte de Pemex Exploración y Producción la solicitud de autorización. El día 2.8 de marzo la CNH emitió la prevención por el faltante de información, la cual fue atendida el día 5 de abril y el día de hoy 9 de mayo traemos para su consideración la solicitud de autorización de este pozo. El fundamento legal me voy a permitir saltarlo dado que es el mismo para los primeros dos pozos que ya se mencionó y vamos a entrar directamente lo que es a los datos generales del pozo.

Este pozo pertenece a la asignac1on AE-0047-3M-Agua Dulce-06. Su clasificación es 101, pozo de sondeo estratigráfico. Se ubica dentro de la provincia geológica del Cinturón Plegado de la Sierra de Chiapas, al sur del Estado de Veracruz. Geográficamente se ubica a 33 km al sureste del municipio de Las Choapas, Veracruz. El objetivo general de este pozo es confirmar la acumulación de hidrocarburos superligeros en rocas carbonatadas del Cretácico Medio, Inferior y Jurásico Superior Kimmeridgiano, así como confirmar la continuidad de los plays Cretácico Medio, Inferior y Jurásico Superior Kimmeridgiano. Entonces los objetivos

�)gano de Gobierno Vigésima Segunda Sesión Extraordinaria 9 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

corresponden al Cretácico Medio y al Jurásico Superior Kimmeridgiano en

un intervalo de 4,555 a 4,605 para el Cretácico y 5,530 a 5,580 metros

verticales para el Jurásico. Se estima encontrar un hidrocarburo ligero de

38 y 42 grados API para el Cretácico y Jurásico respectivamente. Para lo

correspondendiente a la presión y temperatura del yacimiento, serían 120 º

C para el Cretácico 142º

C para el Jurásico y presiones de 7,422 psi y 8,840

psi para Cretácico y Jurásico. La trayectoria de este pozo es vertical con una

profundidad total programada de 6,630 metros.

Por lo que respecta a los tiempos para iniciar la perforación, estos iniciarían

el 27 de mayo y se concluirían el 23 de septiembre, lo cual da 120 días para

perforar. Y para la terminación, el día posterior, el día 24 de septiembre al

17 de noviembre, lo cual da 55 qías para la terminación. El costo total del

pozo es de 717 millones de pesos divididos en 555 para la perforación y

162 para la terminación. Este pozo se va a perforar con un equipo terrestre

de 3,000 HP con capacidades de 750 toneladas para la corona y polea

viajera y preventores de 5,000 y 10,000 psi. Para el diseño de este pozo, se

consideraron los pozos de correlación Toloque, el Toloque-lA, Gramma-1,

Cerro Pelón-1, Tecominoacán-1018 y Teotleco-101, los cuales se observan

en la diapositiva están a 1.15 km para los Toloque de la localización de este

pozo. El pozo Gramma a 8.8 km, Cerro Pelón 14.9 y Tecominoacán y

Teotleco 54 y 76 km respectivamente. Por lo que respecta a la distancia de

la localización a los límites de la asignación, se observa que al Norte está a

13.1 km, al Sur a 14.6, al Este 27 km y al Oeste a 3 km. Este pozo es un pozo

vertical, por lo que no se tiene problema de que vaya a salir fuera de la

asignación. Se estima un recurso prospectivo de 91 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico de

22%. En la siguiente diapositiva se puede observar la trampa.

El tipo de trampa es estructural y se ubica en el flanco suroeste de la

estructura de tipo anticlinal asimétrico alargado con el eje principal

orientado al Noroeste y al Sureste, donde los objetivos del Cretácico Medio

y Jurásico Superior Kimmeridgiano se limitan al Noreste contra una pared

de sal que sirve como límite y cierre hacia esa misma dirección. Ambos

objetivos estratigráficos están limitados hacia sus cimas por secuencias

arcillosas depositadas en ambientes de cuenca. En la parte superior se

observa o en la línea sísmica los dos puntos, bueno, los dos intervalos

verdes corresponden a los objetivos Cretácico y Jurásico. En la parte


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Hidrocarburos

f

inferior izquierda se puede observar la configuración estructural del

Cretácico Medio y el punto amarillo corresponde a la localización Yaxjut-1.

Entrando propiamente al diseño del pozo, podemos observar el estado

mecánico en la parte izquierda, la cual corresponde a un estado con cinco

tuberías de revestimiento, sin contar la tubería conductora. Es una tubería

superficial de 20" asentada a 800 metros, cuyo objetivo es aislar los

acuíferos que se pudieran presentar durante la perforación de este pozo,

seguido de una tubería de revestimiento de 13 3/8" a 2,800 metros, cuyo

objetivo es aislar la zona de areniscas y conglomerados que va a atravesar

este pozo durante la perforación. Cabe mencionar que estos

conglomerados pueden representar potenciales zonas de pérdida de

circulación, entonces su objetivo es principalmente aislar esa zona de

conglomerados y ganar gradiente para perforar la siguiente sección de

tubería de revestimiento. La siguiente tubería será asentada a 4,430

metros. Corresponde a una tubería de 9 5/8" por 9 7 /8", cuyo objetivo es

lograr un punto de asentamiento adecuado en la base del Paleoceno y

aislar zonas de presiones anormales del yacimiento. La siguiente etapa

corresponde a la tubería de 7 3/4" que será asentada a 5,530 metros, cuyo

objetivo es aislar la primer zona de producción que es el Cretácico y

correspondiente al Cretácico Medio. La siguiente tubería que sería la de 5"

su objetivo primordial es aislar el siguiente objetivo que es el Jurásico

Superior Kimmeridgiano.

En la parte central se observa la columna geológica, la cual ya se mencionó

de manera intermitente, pero esta va desde el Oligoceno hasta el Cretácico

Superior y Jurásico Superior Kimmeridgiano. Y en la parte derecha se

observa lo que es la ventana operativa. De derecha a izquierda se observan

las curvas. La primer curva que es la curva de colapso de izquierda a

derecha, seguida de la curva de presión de poro. La siguiente curva

escalonada negra es la curva de densidades programadas. Posteriormente,

le sigue la curva de inicio de pérdida y la de gradiente de fractura, que la

del gradiente de sobrecarga no se muestra en este estado mecánico en

esta ventana operativa. Sin embargo, la ventana operativa está limitada

por las curvas que acabo de mencionar. Este sería prácticamente el diseño

del pozo. Los asentamientos ya se mencionaron, los objetivos de cada una

de las tuberías de revestimiento, por lo que me permitiría la siguiente

lámina.


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Hidrocarburos

Por lo que respecta a los elementos de evaluación, se verificó el cumplimiento tanto del artículo 32 como el 39, el 329 de los lineamientos y el 39 de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. Específicamente, se analizaron cada uno de los requerimientos del artículo 27 de los lineamientos, los cuales dan soporte técnico para la selección del diseño del pozo. De igual forma, se verificaron que se acreditaran los elementos que permitieran alcanzar los objetivos geológicos propuestos, así como preservar la integridad del pozo durante el ciclo de vida. Cabe mencionar que este pozo está considerado en el Plan de Exploración vigente aprobado en la 21ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno del 2019. Por lo que respecta al artículo 39 de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, con la perforación de este pozo se acelerará el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. En caso de ser exitoso, se contribuirá a la reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación.

Y por lo que respecta a lo que es la utilización de la tecnología adecuada en ambos artículos de los lineamientos, sí quisiera comentar que para el diseño de este pozo de igual forma se utilizarán tecnología que es adecuada para la perforación de este pozo como lo son las tuberías de alto colapso, tuberías de resistencia a la corrosión. Para las alto colapso, se utilizará la tubería de 13 3/8", la cual va asentada a 2,800 metros, la tubería de revestimiento de producción de 9 5/8" y el liner de producción de 5". Para lo que respecta a tuberías resistentes a la corrosión, se utilizarán las tuberías de 9 5/8" y el aparejo de producción. De igual forma, se verificó las capacidades del equipo de perforación que fueran las adecuadas. Pareciera ser que los pozos que se han venido aprobando por Pemex, la tubería que más pesa es la tubería de 9 5/8" en todos los diseños. En este no es la excepción, la tubería de 9 5/8" por 9 7 /8" con una longitud de 4,430 metros tendría un peso de 385 toneladas en el aire, 285 toneladas flotadas. Entonces se verificó el cálculo tanto de requerimientos de potencia del malacate como de cargas de subestructura y mástil y este pozo es adecuado. Se ve que son casi 2,000 HP de requerimiento de potencia, por lo que un equipo de 1,000 o 1,500 HP no podría perforar este pozo, se requiere un equipo de 3,000 HP. Y eso es todo Comisionados, si tienen alguna duda.


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Hidrocarburos

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Un comentario general. La perforación de pozos es altamente especializada, lo hemos dicho aquí en varias ocasiones y voy a hacer una comparación de lo último a lo que nos hemos dedicado en esta sesión. Tres pozos, el pozo ltta que es un pozo exploratorio en aguas someras, ese es de Pemex. Ese va a 2,000 metros, cuesta 439 millones de pesos la perforación y la terminación. Después pasamos al pozo La Laja que es un pozo terrestre que es una compañía mexicana que es Óleum y ese cuesta 55 millones. Y este último también perforado por Pemex es exploratorio terrestre y este cuesta 717 millones de pesos. Mucha gente piensa que los pozos terrestres tienen que ser más baratos que los que son costa afuera, lo cual no es cierto porque tiene que ver con la profundidad. Este pozo va a 6,630 metros, el de aguas someras va a 2,000 metros. Esa es la gran diferencia en los costos.

Pero finalmente lo que hemos hecho en esta sesión de trabajo es aprobar el que se perforen pozos con una inversión de más de 1,000, bueno, la suma son 1,211 millones de pesos. ¿Sí? Pero bueno, eso está muy bien porque checamos aquí la integridad y creo que en varias ocasiones en los últimos Órganos de Gobierno hemos comentado que lo que hay que hacer es un seguimiento para que los costos se reduzcan en la medida de lo posible o por lo menos que se cumplan las predicciones de esto, porque Petróleos Mexicanos está aquí invirtiendo más de 1,000 millones de pesos y entonces cualquier ahorro puede ser muy importante. Claro, ellos lo tienen como parte de su regulación al interior como parte de la meta de una empresa productiva del Estado, pero nosotros deberíamos estar monitoreando todo eso que está sucediendo para como institución reguladora generar conocimiento que sea útil para todos los operadores de cuáles son las lecciones aprendidas y cómo poder reducir costos. Claro, siempre y cuando la integridad se mantenga como una premisa básica y no solamente la integridad del pozo, sino también la seguridad industrial y la protección al medio ambiente. Entonces eso es algo que tenemos que estar pugnando y es lo que los reguladores a nivel internacional (los mejores) hacen. Publican todas estas cuestiones que pudieran ser útiles para mejorar los procesos en el campo o el uso de tecnología. Claro, de ninguna forma patrocinar o ser promotores de tecnologías específicas con


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Hidrocarburos

nombres, pero pues dando los resultados finales de cómo son los planes y finalmente cuando se llega a concluir pues cuáles son los resultados. Entonces pues repito, 1,211 millones de pesos es lo que hemos estado revisando en la última hora o tres cuartos de hora. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún?·Si, Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- En realidad nada más continuando aquí con la pregunta del doctor Néstor. Los pozos de correlación que mencionaste tú, bueno, son pozos de correlación, válgase la redundancia. ¿Qué costos tuvieron?

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Es que esos pozos fueron perforados en los años 70, 80, son pozos ... realmente no tendría el dato seguro del costo,' pero se lo podemos investigar doctor. Son pozos viejos, los Toloque son pozos viejos. Los últimos, Teotleco y Tecominoacán, esos sí los podríamos investigar.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.-¿No hay pozos nuevos que pudieran de alguna manera considerarse de correlación? Que a la misma profundidad, con una geología parecida, etc.

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Bueno, se agarraron esos Toloque porque son los más cercanos al pozo, pero son someros, no llegan hasta el Cretácico y Jurásico. Por eso existen el Tecominoacán y el Teotleco que, aunque se ve que están a 50 y 76 km, son de correlación porque esos son más profundos. Llegaron al Cretácico y Jurásico que es a donde se va a perforar este pozo y son los más cercanos.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Entiendo que son los mejores pozos de correlación en el sentido son más cercanos, probablemente geológicamente los más parecidos. Yo no sé si valdría la pena estudiar otros pozos, aunque no estén tan cercanos y aunque no sean tan parecidos, que pudiéramos ver de pozos terrestres de más o menos esa profundidad cuánto nos están costando, sabiendo que hay una variación grande. Pero las variaciones que se están dando de 55 millones a 700


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Hidrocarburos

millones pues la relación es 15 a 1, o sea, son enormes que probablemente están justificadas. Pero no sé si valdría la pena comenzar a preparar otro tipo de correlaciones, no necesariamente geológicas, sino también en términos de alcance.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Solamente quizá valga la pena comentar que quizá eso no lo están haciendo a nivel de los pozos que valdría la pena hacerlo, pero eso sí se está haciendo en los planes. En los planes cuando se hace la evaluación económica, te acuerdas que hacemos la parte d.e que si está en rango y eso sí se ve a nivel de perforación que al final de cuentas es donde mayor inversión se hace, sí se ve en el rango de acuerdo a la profundidad de perforación que se proponen en cada uno de los planes se ve si está en rango el costo de cada una de las perforaciones que se van a hacer de acuerdo a las mejores prácticas y no nada más de México, a nivel mundial. Pero eso sí valdría la pena que se retomara a nivel cuando se aprueba, se autoriza un pozo. Ingeniero Alcántara.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Yo tenía un comentario en el sentido que el Comisionado Moreira nos estaba solicitando. Para nosotros es difícil realmente tener los costos de pozos tan antiguos como estos, ¿verdad? Difíciles de conocerlo. Sin embargo, mi comentario va en el sentido de que sí estamos tomando en consideración lo que este Órgano de Gobierno nos ha venido comentando para darle seguimiento a estos costos y ver pues digamos que la Comisión también qué pudiera aportar para los diferentes operadores este tipo de consideraciones. Nosotros hicimos una comparación del pozo ltta que es de Petróleos Mexicanos que se acaba de aprobar con pozos contiguos que son de otros operadores distintos a Petróleos Mexicanos y comprobamos que están muy del orden en costo de esos operadores que no son Petróleos Mexicanos en relación con lo que está planteando Petróleos Mexicanos. Entonces nada más queríamos hacer esa observación y en lo sucesivo lo vamos a continuar haciendo y vamos a vigilar también que esos datos se vayan de alguna manera corroborando.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- A mí se me hace muy valioso estas comparaciones, porque originalmente uno las ve en el sentido de se gastaron demasiado. Pero creo que lo más importante no es eso, es


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Hidrocarburos

se gastaron menos. Qué están haciendo que hace que sea más eficiente, más barato y si podemos identificar donde se desvía del rango, pero hacia abajo, quizás sea más valioso todavía.

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

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Y yo creo que uno de los puntos que también estamos tocando en esta parte es en lo referente a esas tecnologías, a los tipos de herramientas que se están utilizando, porque eso también hace diferencia en cuanto a los costos de la perforación. Entonces sí es importante que también tanto tecnologías como metodologías vayan a la par de los costos que se están manejando, porque no únicamente interviene la profundidad, sino también esos otros elementos durante la operación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Néstor Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora. Creo que es muy importante en este punto. Es un comentario en general, no es específicamente de este pozo, pero el contenido nacional. El contenido nacional es súper importante y estamos hablando de tres empresas, son dos empresas y son tres pozos, son dos empresas, Pemex y la compañía La Laja que los culminamos en general a todos ellos a que maximicen el contenido nacional, porque finalmente eso es lo que le conviene al país. Si se van a gastar - digo gastar como un costo, porque realmente es una inversión - 5,000 millones de pesos en aguas profundas, pues habría que ver cuánto dinero es el que queda en México y cuál es el que se tiene que pagar a las empresas que vienen a hacer las perforaciones. Petróleos Mexicanos y las compañías nacionales lo que buscan es maximizar el contenido nacional. Y como siempre, y es un lineamiento creo que de todos en general en México, pues hay que buscar el que el dinero se quede en México. Que los equipos que perforen los pozos pues si es Pemex, que sean de Pemex. ¿No? De alguna forma que lo busquen hacer. Claro, ellos tienen que maximizar también su valor. Pero culminarlos es lo único que podemos hacer, no tenemos atribuciones de ninguna forma para eso, pero seguramente que todos están convencidos de que tiene que ser así.


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Hidrocarburos

Entonces de los 1,211 millones de inversión que se van a dar, ojalá un gran porcentaje quede como contenido nacional y el dinero siga quedando en México. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Desde luego que sí. ¿Algún otro comentario Comisionados? Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias doctora. Hay un tema de consistencia que yo quisiera si ustedes les parece bien que pudiéramos atender. Esta resolución tiene como antecedente un dictamen. ¿No? En ese dictamen los tiempos para la perforación del pozo aparentemente pues son hasta agosto, lo cual vuelvo al tema de la vigencia de la asignación pues está muy bien. Pero luego en la resolución hacemos la anotación de que este periodo adicional en efecto concluye el 27 de agosto y decimos que para continuar en su caso las actividades pues Pemex debe tener los títulos para ello, cosa que creo que está bien, pero que no es consistente con el dictamen. Es decir, yo creo que el dictamen tendría que actualizar en todo caso el cronograma para entender que las actividades van a estar fuera del plazo que tiene la propia asignación como vigencia. Entonces si corregimos el dictamen, creo que hace sentido decir lo que decimos en la resolución.

Pero luego la autorización, cuando nos dan los datos generales del pozo, ahí entendemos, se dice pues expresamente que la perforación va del 27 de mayo al 23 de septiembre, o sea, claramente ya fuera del plazo. Y la terminación va del 24 de septiembre al 17 de noviembre de este año. Entonces creo que pues hace mucho sentido decir lo que decimos en la resolución. Pero luego traemos una cosa que se llama fecha límite para iniciar actividades autorizadas y ahí le damos a Pemex 120 días naturales para que inicien las actividades. Entonces como que dijimos lo que dijimos en la resolución, pero obviamos lo que dijimos en el dictamen y en la autorización. Yo creo que en aras nada más de consistencia valdría la pena modificar el dictamen por lo que hace al plazo, más bien al calendario de las actividades y yo creo que pues hacerlo acorde y pues no darle 120 días naturales para que inicie, porque claramente pues estaríamos - ¿no? -como siendo muy contradictorios. O sea, por acá reconoces que esta asignación concluye el 27 de agosto y en la autorización le das 120 días para que inicie. Yo creo que vale la pena arreglar la autorización, ¿no?


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Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Esto sí es legal. Yo le pasaría la palabra a la licenciada Rocío Álvarez. No sé si sea conveniente hacer toda esta parte. ¿Cómo lo ve licenciada?

DIRECTORA GENERALJURÍDICA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- Si, de hecho si me permiten Comisionados. Los 120 días están acotados al término específico que tiene cualquier autorización para dar inicio a las actividades de perforación.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- No, no, eso está claro. Lo que pasa es que acá esos 120 días creo no pueden ser 120 días si la asignación concluye el 27 de agosto. Es un tema nada más de consistencia. Yo sé que esos 120 días se los damos siempre, pero aquí la asignación concluye el 27 de agosto, entonces sería contradictorio poner en la resolución por la que entiendo vamos a autorizar el pozo, que la misma concluya el 27 de agosto, que tiene un anexo único que es la autorización y en esta autorización darle 120 días. No hace ningún sentido.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- De hecho, la consistencia se cuida cuando nosotros agregamos una causal de terminación Comisionado. En caso de que el asignatario no cuente con estos derechos de exploración, nosotros estamos adicionando como causal de terminación de la autorización el que no cuente con estos derechos de exploración. Es decir, el plazo de 120 días es el plazo máximo que nos otorgan los lineamientos. Nosotros lo estamos entendiendo como plazo máximo y de no iniciar dentro del periodo adicional de exploración se daría por terminada la autorización.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pero es que no me estoy explicando. Eso no dice acá. Pero si lo dijera, también seríamos inconsistentes. A ver si me puedo explicar. Esta asignación y todas las asignaciones de exploración concluyen por disposición constitucional el 27 de agosto de este año y eso lo estamos diciendo con todas sus letras y de manera expresa y creo yo muy clara en la resolución: 27 de agosto. Esta resolución decimos tiene un anexo único que forma parte integrante de la misma (de esta resolución) que se llama autorización y en la autorización estamos previendo que los programas de perforación concluyen el 23 de septiembre y que el programa de terminación del pozo concluye el 27 de noviembre. Yo lo único que quisiera es que no parezca que nosotros


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Hidrocarburos

mismos estamos como en contradicción con el tema de los plazos. Yo sé que nuestros lineamientos nos dan 120 días, pero acá no podemos decirle al asignatario, "oye, tomate hasta 120 días". Creo que no podemos porque la asignación concluye el 27 de agosto. Lo único que quisiera, y si quieren yo les propongo la redacción, es que cuidemos la consistencia de todo el andamiaje administrativo de esta resolución que incluye el dictamen, que tiene como consecuencia una resolución y que la resolución tiene un anexo que se llama autorización. Que todo haga sentido para que no nos pueda decir luego el asignatario creo yo con razón, "es que tú me estás dando una autorización que dice que yo tenía 120 días y tú reconociste que el programa de terminación concluía en noviembre". Nada más. Es un tema nada más de darle coherencia, que no haya contradicciones o posibles contradicciones.

DIRECTORA GENERALJURÍDICA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- Sí. En este caso, atendiendo a su solicitud Comisionado, lo que podemos hacer es solicitar al asignatario que en aras de cuidar esta congruencia se actualicen los cronogramas para que nos delimite tanto en el dictamen como en la autorización las fechas de inicio de la perforación para que sean consistentes ambas y que en ambos casos estén sujetos a que cuenten con derechos de exploración. Si les parece bien, ese pudiera ser el ajuste en esta resolución y les podemos dar un plazo específico de 5 días para que pueda presentarnos este ajuste.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Ingeniero Alcántara.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Yo quiero hacer una precisión al respecto Comisionado. Desde que el operador solicita o hace su solicitud de perforación de un pozo, en el lineamiento está establecido que uno de los primeros puntos que debe cumplir es que debe tener una asignación vigente, que sino no puede perforar. Entonces en este caso así es, en este caso ellos saben de antemano que el 27 de agosto se les va a vencer, pues si no terminan ese pozo antes, obviamente no van a poder continuarlo porque no van a tener vigente esa asignación.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pues más a mi favor. Entonces para qué ponemos acá el calendario que acaba en noviembre, más a mi favor. Si ellos saben que acaba el 27 de agosto, ¿por qué en nuestra


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Comisión Nacional de Hidrocarburos

autorización reconocemos que su programa de terminación concluye hasta noviembre? Justo por eso lo que quiero es darle consistencia en los tiempos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo creo que la propuesta del Comisionado Pimentel es correcta y nos ajustamos a la propuesta que él tiene. ¿No? Doctor Monroy, ¿quiere hacer algún comentario?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, yo nomás quiero decir. Si, efectivamente tenemos que tener la propuesta escrito porque se va a replicar para todos los pozos, prácticamente ahorita los pozos que estemos autorizando podemos decir que un gran porcentaje va a pasar la fecha del 27 de agosto. Entonces tenemos que ya tener algo genérico para las asignaciones, para estas.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Con mucho gusto lo preparo.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias. ¿Si no hay algún otro comentario? Secretaria, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Con mucho gusto. Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos; así como 13, fracción XIII, letra a) del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno emite la resolución por la que se autoriza a Pemex Exploración y Producción la perforación del pozo exploratorio terrestre de sondeo estratigráfico Yaxjut-1SON.

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


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Hidrocarburos

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 emite la autorización a Pemex Exploración y

Producción empresa productiva del estado subsidiaria de

Petróleos Mexicanos para realizar la perforación del pozo

exploratorio terrestre de sondeo estratigráfico YAXJUT-1

SON.


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 )(111, 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 la perforación del pozo

exploratorio terrestre de sondeo estratigráfico YAXJUT-1

SON.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 13:17 horas del día 9 de

mayo de 2019, la Comisionada Porres dio por terminada la Vigésima

Segunda Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su

asistencia y participación.


56 o


Hidrocarburos

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 o

Comisionada

Sergio Henrivier Pimentel Vargas

Comisionado

artínez Romero

Héctor Moreira Rodríguez

Comisionado

2


57

Documents

11.- Asuntos para autorización · 2019-09-10 · Comisión Nacional de Hidrocarburos 11.- Asuntos para autorización 11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos