ÓRGANO DE GOBIERNO · 2019. 9. 10. · el plan que traemos a la fecha tendría una producción máxima para el año 2022 alcanzando alrededor de los 82,000 barriles diarios de condensado

Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

TRIGÉSIMA TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:38 horas del día 18 de junio del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Parres Luna, Sergio Henrivier Pimentel Vargas, Héctor Moreira Rodríguez y estuvo presente a través de un medio remoto de audio el Comisionado Néstor Martínez Romero. Estuvo también la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Trigésima Tercera 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 220.0474/2019, de fecha 17 de junio 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 Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por

Pemex Exploración y Producción para el campo lxachi, correspondiente

a la Asignación AE-0032-3M-Joachín-02.

11.2 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la modificación al Programa de Trabajo y al Presupuesto,

presentados por Petrofac México, S.A. de C.V. para el contrato CNH-M2-

Santuario-EI Golpe/2017.


pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

presentada por presentada por CMM Calibrador, S.A. de C.V., respecto

del contrato CNH-R01-L03-A3/2015.



presentada por Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato

CNH-R01-L03-A11/2015.



presentada por extracción presentada por Grupo Mareógrafo, S.A. de

C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-A12/2015.

rgano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos



presentada por Renaissance Oíl Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato

CN H-R01-L03-A15/2015.



presentada por Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato

CNH-R01-L03-A25/2015.


pronuncia sobre el Plan de Exploración presentado por Repsol

Exploración México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-

L04-AP-CM-G01/2018.




L04-AP-CM-G0S/2018.

I1.l0Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se



L04-AP-CS-G 10/2018.

I1.llResolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre el Plan de Exploración presentado por PC Carigali

México Operations, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-

L04-AP-CS-G06/2018.

ll.12Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la solicitud de autorización de Pemex Exploración y

Producción, para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre

Cibix-1001EXP.


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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

Desarrollo para la Extracdón presentado por

Pemex Exploración y Producción para el campo

lxachi, correspondiente a la Asignación AE-0032-

3M-Joachín-02.

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

la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al ingeniero Julio César

Trejo Martínez, Director General de Dictámenes ele Extracción.

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

términos que a continuación se transcriben:

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

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Buenos días Comisionados. El día de hoy, como bien se comenta, traemos a su consideración el Plan de Desarrollo para la Extracción del campo lxachi. Si podemos ver en la relación cronológica, el día 6 de mayo del presente año se presentó el Plan de Desarrollo para el campo lxachi. Asimismo, se tuvieron una serie de procesos, lo que fue la prevención de la información, la respuesta de la prevención por parte de Petróleos Mexicanos para contar con los elementos necesarios para dictaminar el plan y al día de hoy presentamos ante ustedes el dictamen técnico asociado al Plan de Desarrollo.

Como antecedentes, si quieren les puedo comentar que el campo lxachi fue descubierto con la perforación del pozo lxachi-1, el cual inició su perforación el 25 de enero de 2017, finalizando la etapa de terminación el día 9 de noviembre también del 2017, el cual fue o

resultó productor de gas y condensado de 41 grados API en la formación Cretácico Medio. Este campo, si vemos, se localiza a 26 km al noreste de la

no de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

ciudad del poblado de Tierra Blanca, Veracruz, y a 26 km al suroeste del

poblado de Ignacio de la Llave, Veracruz. Forma parte de los 20 campos

prioritarios que tiene Pemex para iniciar su desarrollo provenientes de la

etapa de exploración y de evaluación. Asimismo, les voy a anticipar que en

el plan que traemos a la fecha tendría una producción máxima para el año

2022 alcanzando alrededor de los 82,000 barriles diarios de condensado y

638 millones pies cúbicos diarios de gas. Con este antecedente, me voy a

permitir explicar las generalidades del campo y el Plan de Desarrollo.

OK. Vemos que el área de la asignación son 1,589 km2 que están

conformados por un área de exploración, un área de extracción. Podemos

ver en pantalla que el área de extracción es el color verde más oscuro y el

área verde que está traslúcida es el área de exploración asociada a la

asignación. Este tipo de asignación es de exploración y extracción de

hidrocarburos. Asimismo, se tienen todas las formaciones geológicas con

excepción de la formación Maltrata del play Cretácico Superior Turoniano

para la exploración y en caso de la extracción son todas aquellas contenidas

en el Plan de Desarrollo que va a versar por el Cretácico. Asimismo, se tiene

colindancias a 3.7 km al noreste del pozo Perdiz-1.

¿cuál es el objetivo y el alcance del plan? Bueno, pues el campo lxachi,

como les comenté, es productor de gas y condensado en formaciones de

edad Cretácico. La propuesta del plan considera la operación de los pozos

exploratorios a la fecha que se tiene que son tres, el lxachi-1, lxachi-1DEL y

el lxachi-1001, así como la perforación y terminación de 47 pozos

adicionales, con lo cual se tendrían 50 pozos en operación. A través de la

propuesta del plan se pretende recuperar un total de 387 millones de

barriles de condensado y 3,150 miles de millones de pies cúbicos de gas a

la vigencia de la asignación con un costo total asociado de 6,412 millones

de dólares.

Entrando en las generalidades del campo, pues vemos que el play es de

Cretácico Medio. Tiene una litología o el tipo de roca que se tiene de

packstone a grainstone, de mudstone a wackestone. Se tiene también una

presión de yacimiento de 1,196 kg. Eso hay que tenerlo muy presente

porque es una presión anormal o está sobre la presión normal que se

tendría por una columna hidrostática a esa profundidad que si vemos oscila

entre los 6,800 metros. Estaríamos contemplando una presión que va


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Hidrocarburos

desde los 680 kilos hasta los 750, 800 kilos. Sin embargo, el yacimiento de presión original tenía 1,200 kilos. Es un yacimiento de alta presión. El tipo de yacimiento es de gas y condensado. Se tiene una porosidad de 5.9% con baja permeabilidad. El mecanismo de desplazamiento de los fluidos dentro del yacimiento principalmente se va a dar por la expansión roca-fluidos que se da por el decremento en la presión en el yacimiento. Asimismo, por el empuje hidráulico que pudiera ser susceptible el propio yacimiento. Actualmente el área tiene tres pozos exploratorios, dos en producción. Respecto al volumen original y las reservas, se tiene que en cuestión del volumen original se tienen 1,000 millones de barriles de condensados y de gas 8,206 miles de millones de pies cúbicos, 8,000 millones de pies cúbicos. En reservas propuestas al primero de enero de 2020, porque eso es lo que estarían presentando para la certificación del año siguiente, se tenían 439

millones de barriles de condensados y 3,730 miles de millones de pies cúbicos de gas, lo cual se tiene un incremento respecto al volumen original y reservas que se documentaron para 2019.

Ahora bien, en términos del cumplimiento del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, en el análisis de la tecnología y el plan de producción que permita max1m1zar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables, presentamos lo siguiente. En cuestión de las alternativas, presentamos ante ustedes solamente dos alternativas, las cuales versan como podemos ver en pantalla. La alternativa 2, que es la alternativa seleccionada, la perforación y terminación de 47 pozos de desarrollo aunados a los tres pozos que ya tenían en la etapa exploratoria. Asimismo se tiene, como ya les comenté, la recuperación de tres pozos y reparaciones menores que oscilan a los 283 que van a ser cambios de aparejo y estimulación. Se va a hacer la construcción de 11 peras y 13 duetos, lo cual va a tener un indicador económico - si lo vemos en toda la vigencia del proyecto, no acotado al límite de la asignación - de un VPN de 18,541 millones de dólares. Y si vemos algo interesante aquí, es la eficiencia de la inversión. La eficiencia de la inversión que va a ser 8.32 dólar por dólar antes de impuestos y después de impuestos ele 2.69; que cuando comparamos contra la alternativa 3, ¿qué pasa? Tenemos cuatro pozos adicionales o lo que se está planteando en el Plan de Desarrollo y esa alternativa se desechan. ¿Por qué? Porque básicamente tenemos indicadores de VPN diferentes, pero sobre todo la relación que tenemos en

�

la eficiencia de la inversión. Vemos que la eficiencia de la inversión se

ó gano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

define como la rentabilidad que se obtiene en términos reales por cada

unidad monetaria invertida. En este caso, es conveniente utilizar la

alternativa 2 y es como la pretende o como la presenta Petróleos

Mexicanos.

Asimismo, en el perfil de producción cuando vemos la alternativa de

desarrollo, podemos ver cómo se comportaría. Vemos en la alternativa 2

en color verde el perfil de producción, como lo mencioné anteriormente,

alcanzando un pico de producción de condensados en el 2022 cercano a

los 82,SOO barriles. Para la alternativa 3 tendríamos un incremento, pero

voy a ahondar sobre la alternativa seleccionada que es la verde. Asimismo,

podemos ver cuál sería la producción de gas en relación a estas dos

alternativas. Igual en forma conjunta en 2022 se alcanza el pico de

producción por lo que hace al gas.

Para esto, se tiene que hacer todo un tren de actividades, las cuales

contemplan la perforación, terminación, reparaciones menores, también

la construcción de una planta, estaciones de compresión, duetos, peras,

taponamiento y el propio abandono de todas las instalaciones. Como

podemos observar, se tienen 47 perforaciones con sus respectivas

terminaciones, donde podemos comenzar en 2019 con la perforación de 8

pozos y se culminaría la etapa de perforación y terminación en 2022.

Asimismo, se tiene una etapa de reparaciones menores que inicia en 2023

y termina en 2039 que es el límite de la asignación. Asimismo, se tiene

contemplado para la parte de medición dos etapas. En la primera etapa, lo

voy a explicar más adelante, no se tiene esta planta o estación de

compresión. Para 2021 se va a construir para acondicionar el gas. También

se tiene que tener la construcción de duetos que es 2019 y 2020 para poder

derivar todo lo que es la corriente del gas y del hidrocarburo, en este caso

el condensado. Las peras y las localizaciones de donde van a partir los

pozos, el taponamiento de la totalidad de los pozos, que en este caso son

SO. Si recordamos, son 47 que se pretenden perforar más los 3 pozos que

ya se tenían perforados, da la totalidad de SO. Y en el abandono se tienen

29 acciones. Estas acciones que se contemplan para el abandono

contempla los duetos, macroperas y la batería de separación.

En ese sentido, ¿cómo podemos ver el comportamiento de la

presión/producción del campo lxachi? Lo podemos marcar en pantalla,

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Hidrocarburos

donde sé puede ver que el perfil de producción asociado al campo está dado en la línea que estoy siguiendo con el cursor en parte verde, color verde. Asimismo, podemos ver cuál es la producción de condensados y podemos ver también la relación condensados/líquido en este caso y algo interesante es la caída de presión que se va a tener en el yacimiento por la unidad de extracción. Podemos ver que en los primeros años hasta alcanzar alrededor del 2032 se va a tener una caída desde los 1,200 kilos hasta los 590 kilos aproximadamente, que es cuando vamos a alcanzar la presión de rocío, que estamos hablando cerca del 2032. Y este es un tema bastante interesante. ¿Por qué? Porque cuando tengamos esta presión de rocío, se alcance esta presión en el yacimiento, se van a empezar a formar condensados dentro del sistema poroso, lo cual puede complicar la producción de estos al no tener una saturación ideal, una saturación crítica para que pudieran moverse. Por lo cual, más adelante en una serie de recomendaciones, vamos a ahondar en el tema. Entonces aquí es donde podemos ver el comportamiento global al sistema presión/producción y también podemos ver cómo va a darse la entrada de los pozos. Podemos ver aquí en línea negra cómo van a estar operando los pozos, alcanzando su pico en el 2022 y posteriormente van a ir declinando hasta alcanzar en 2062, que es el límite económico, no es el límite de la asignación, el cierre total de ellos.

Ahora bien, por lo que hace al Programa de Aprovechamiento de Gas Natural y de acuerdo a los artículos 2 y 3, fracción 11 de las disposiciones técnicas, les comento que no son aplicables para el campo lxachi dado que este es un yacimiento de gas y condensado, el cual no se considera como gas asociado. Es un yacimiento de gas no asociado, por lo cual no es susceptible al aprovechamiento de gas como ser el principal recurso a aprovechar. Un término interesante aquí como dato general. La composición del gas presenta 91% de metano, es un gas bastante rico.

Respecto a los mecanismos de medición para la producción de hidrocarburos, como ya había anticipado, se tiene dos etapas que voy a

/ explicar a continuación. La etapa 1, que es como se encuentra al día de hoy

l'j que va a durar dos años, se tienen los pozos que van a confluir a una red de recolección. Posteriormente se tiene un medidor Coriolis que va a confluir hacia la Batería de Separación Perdiz. Sin embargo, en la Batería

¡)

de Separación Perdiz confluyen diferentes corrientes. Al día de hoy \:

Ócg oo de Gob;emo Tc;gés;ma Tecma ses;óo E<tcaocd;oac;a 18 de jao;o de 2019 O

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Hidrocarburos

confluye el campo Gasífero, Bedel y El Treinta. De ahí se tiene la separación

y el gas se envía a Playuela, donde se tiene medición a través de

ultrasónicos y que es el punto de medición como tal. Ahora bien, por lo que

hace a los condensados, se estarían derivando hacia Papan como se tiene

contemplado en la fase 1. Y la disposición del agua, que también va a ser

un tema a tratar, se tiene al día de hoy en la Batería de Separación Perdiz.

Ahora bien, por lo que hace a la etapa 2 que es en el año 2021, se tiene la

construcción de la Batería de Separación lxachi. Si podemos dar a la que

sigue por favor. Y vemos que en el diagrama lo que cambia es que se da la

construcción de esta batería para el manejo, sobre todo porque la batería

que se tiene de separación de Perdiz no tiene la capacidad para el

procesamiento que va a tener de producción el campo. Asimismo, se va a

tener una derivación del gas hacia Playuela. Se tiene la construcción de un

pozo letrina, donde va a estar inyectándose el agua proveniente del campo

y también se tiene la derivación tanto de aceite y de condensados hacia

Papan. Algo interesante de esto es que todavía este gas en esta etapa de

separación va a estar rico en condensados, por lo cual más adelante vamos

a ahondar un tema que va a ser una planta criogénica para la captación a

través de temperatura de estos condensados.

Por lo que hace al Programa de Inversiones, podemos ver que se va a tener

un total de erogaciones o gastos totales por 6,412 millones de dólares, de

los cuales en los principales rubros que tenemos es para el desarrollo y la

producción. En términos generales, el 86.95% se contempla al desarrollo,

en 10% términos generales a la producción y el 2.6% hacia el abandono.

OK. Respecto al análisis que se hace por parte de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos a la evaluación económica del plan presentado, se tienen

diferentes premisas y resultados que son en consonancia con lo que

presenta el operador. Dentro de estas premisas, se tiene el valor de la

producción del condensado que va a ser el volumen a recuperar. Dos, la

producción de gas que también son 3,150 miles de millones de pies

cúbicos. El precio de condensado que se tiene al día de hoy son 66.21

dólares por barril, el precio de gas de 3.26 dólares por millón de BTU. La

tasa de descuento es del 10% y el tipo de cambio 20.50. Con estas premisas,

y haciendo el análisis económico, se tiene un VPN antes de impuestos de

14,194 millones y después de impuestos de 2,735 millones de dólares. Y la


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Hidrocarburos

eficiencia que se tiene a la inversión antes de impuestos 6.69 y después de impuestos es 1.29, lo cual está en orden con lo que presentó el operador petrolero.

Respecto a las recomendaciones que se tienen para el análisis del desarrollo del campo propio, son en teoría cinco, seis. Uno es la caracterización del acuífero dado que al día de hoy no se tiene identificado bien cuál va a ser el mecanismo de empuje que se tenga a través de este acuífero, cuál es la fuerza que va a tener para restablecer la presión por unidad de barril o de gas extraído y cómo se va a dar este soporte, sobre todo porque esto va a jugar un papel preponderante en la caída de presión en la vida productiva del yacimiento y pudiera alargarse la presión que se alcance la presión de rocío, el tiempo que se alcance la presión de rocío o pudiera acortarse. Campos análogos como el campo Giraldas, Tizón también que están en Huimanguillo, se tienen caídas de presiones alrededor de 380 kilos por cuatro años de explotación. Si bien esos campos tienen una presión cercana a los 800 kilos, podrían darnos un comportamiento similar que esperaríamos para la caída de presión. Y esto es interesante, ¿por qué? Porque esto afecta a la recuperación de condensados que pudiera bien quedarse en el yacimiento.

Dos, la recuperación incremental. Aquí básicamente se necesita evaluar alternativas de método de recuperación incremental que permita hacer más eficiente el barrido de los fluidos presentes en el yacimiento, así como contrarrestar la caída de presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío. Esto, como les comenté, para mitigar la formación de los condensados y no poderlos recuperar posterior a esta presión. Aquí posiblemente Pemex podría implementar un proceso de inyección ya sea de gas o de fluido, en este caso agua. Asimismo, la planta criogénica es evaluar la viabilidad técnica y económica de la implementación de una planta criogénica en la Batería de Separación lxachi con el objeto de poder maximizar la separación de los condensados y la recuperación. Otro punto interesante es la muestra de los fluidos. Dado que se tiene un espesor de más de 200 metros netos, ¿qué pasaría por la composición que se tiene y la distribución en el espesor? Se tendrían que estar tomando muestras PVT para poderlo caracterizar bien porque podría tener dos comportamientos. Podría tener un comportamiento de gas y condensado o de aceite volátil, "· por lo cual se requiere estar caracterizándolo en profundidad.

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Ór no de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019 O

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Hidrocarburos

Ahora bien, por lo que hace a la estructura si podemos pasar a la que sigue. Se viene o se pretende o se prevé que Pemex pudiera dar el adelanto de la perforación en las peras lxachi-1101 y 43. Lo anterior, como podemos ver en pantalla, que se tienen dos estructuras asociadas. Una estructura principal donde se va a enfocar el desarrollo en los años iniciales que es 2019, 2020 y hasta 2021 en octubre se tendría el desarrollo de las peras que es lxachi-1101 y 43. Sin embargo, se requiere ver la continuidad lateral del yacimiento hacia la porción que está en el sureste. Asimismo, el día de hoy con lo que se cuenta y la información con la que presenta el Plan de Desarrollo Petróleos Mexicanos es a través de un análisis de balance de materia. Si recordamos, el análisis de balance de materia necesita historia de producción, lo cual a la fecha solamente se tiene un par de meses. Por lo cual, se necesita que Pemex desarrolle modelos de simulación numérica, en este caso, que sean composicionales y que aparte pudiera incluir una ecuación de estado con el objeto de modelar cómo va a ser el comportamiento del yacimiento, del tiempo y las propiedades del fluido.

Dicho lo anterior, y en términos globales, presentamos ante ustedes que se da cumplimiento a la normatividad aplicable. Uno, al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, al artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, asimismo al cumplimiento de los Lineamientos de Planes y al cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos. Dicho lo anterior Comisionados, proponemos como área técnica un dictamen en sentido favorable al presente plan. Quedo a su consideración, muchas gracias.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Mencionaste tú la parte que se hizo el cálculo hasta el límite comercial.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Económico.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Económico. Pero el límite económico no coincide con la vigencia de la asignación.

Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Que es 2039.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- ¿Entonces cuál es el límite económico?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- El límite económico tenemos 2062. El límite del área de la asignación es 2039. Lo que estamos analizando es que todas las actividades que se están evaluando al día de hoy, como lo marca la ley, está hasta 2039. Sin embargo, el proyecto contempla producción más allá del límite de la asignación y que abarca hasta el 2062. Si vemos en perfil de producción, la propuesta del perfil de producción 2 tiene mayor producción también acumulada si lo viéramos respecto a la parte del 3 o a la propuesta 3. Solamente al día de hoy pues contemplamos tanto actividad física e inversiones, 2039.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Eso quiere decir que en el 2039 tendrían que pedir una extensión de la asignación por otros 20 años adicionales o 25 años adicionales.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Correcto, tendría que contemplarlo. Obviamente eso está contemplado en el Título de la Asignación, pero sí tenía que ser un proceso de la asignación o la vigenda que se tiene por este campo.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo tengo otra pregunta. En general cuando tienes un líquido en un gas, la presión de vapor del líquido depende de la temperatura y por lo tanto cuando yo incremento la presión es cuando voy a tener condensación.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- En este caso estamos hablando de un yacimiento que va a presentar condensación retrógrada.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.retrógrada.

Ór no de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria

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Ah, es condensación

18 de Í"" ;o de 2019 J


Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Lo cual aquí, si me permiten precisar, es tenemos un yacimiento que de inicio solo vamos a tener un gas en el yacimiento que es muy rico en líquidos pero no se tienen formados como tal, se tienen volatilizados. Una vez que empezamos a disminuir la presión en el yacimiento, obviamente si hablamos de un sistema que fuera con la misma temperatura, ¿qué pasaría? Ingresaría a una zona de condensación retrógrada, la cual se formaría a nivel del yacimiento. El problema ahí es que, si no se alcanza una saturación mínima necesaria para que puedan fluir, no se van a mover. Y dos, el líquido también dentro del yacimiento obstaculiza la migración del fluido hacia el pozo, eso también es otro tema, pero aquí se da por la disminución de la presión. Por eso en las recomendaciones se advierte que Pemex deberá contemplar en algún momento algún proceso que permita mantener la presión en el yacimiento para no caer en este tipo. Pues no es un problema como tal, pero sí que complicaría la producción del hidrocarburo que se estaría condensando dentro del yacimiento.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- ¿Pudiera solicitar un favor?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Sí.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- La condensación retrógrada es una cosa rara que sucede en la naturaleza, es una forma muy rara de la distribución líquido vapor. Me pudieran dar un plano, un diagrama, de cómo sucede ese sistema para el caso de condensado, gas natural.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.-Sí. Lo podemos ver en la cuestión del envolvente de fases donde tenemos graficados presión/temperatura, donde teníamos una curva.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero te va a dar una curva muy rara.

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Hidrocarburos

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DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Sí la podemos ver del término PVT cómo se vería. Por eso también de las otras recomendaciones que se hace como solamente se tiene muestreado en ciertos pozos y se tiene un espesor de más de 200 metros, que se tomen muestras a diferente nivel de profundidad porque ahí sí impacta la temperatura. Si recordamos, más o menos cada kilómetro aumenta por gradiente geotérmico 25 ºC, entonces podríamos tener una variación de hasta 7-8 grados en esos 200 metros, lo cual podría tener dos comportamientos termodinámicos el yacimiento. Pero sí lo podemos ver y se lo podemos proporcionar.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Gracias.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Si, yo tengo comentarios por favor.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, hicimos varios comentarios de propuestas o recomendaciones tanto para Petróleos Mexicanos como para la Secretaría de Energía. No todos están explícitos dentro de la presentación, pero uno de ellos es el que comentó el doctor Moreira en el sentido que en 2039 termina la asignación. Eso es más o menos del orden de 20 años. Pero todavía a ese año tenemos producciones al día de 10,000 barriles por día y 200 millones de pies cúbicos por día. La explotación se basa en 2062, o sea, casi es el doble de lo que tienen como asignación. Esto genera asimetrías, no solamente con esta asignación, sino en general con cualquier otra que se pudiera presentar y generalmente van a ser muy pocas, porque los yacimientos generalmente no duran tanto como este. Es un yacimiento importante y una recomendación para la Secretaría es que este tipo de yacimientos pudieran tener la asignación por el tiempo total de explotación, lo cual generaría sinergias para el operador debido a que muchas de las inversiones las va a hacer casi al final de su tiempo de asignación y debería haber alguna forma de asegurar que ellos van a continuar durante todo el tiempo. Entonces la primera observación

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es recomendar a la Secretaría que en la medida de lo posible pues revise la posibilidad de que la asignación no solamente llega a 2039 sino que llegue a 2062.

Otro punto también importante es el de contenido nacional. Esta es una recomendación para Petróleos Mexicanos. Hay tres pozos perforados y van a perforar otros 47. Entonces el planteamiento es que lo hagan con equipos propios, de tal forma que maximicen el valor del contenido nacional. Esas serían dos recomendaciones que deberían de estar en el resolutivo como lo habíamos planteado en alguna reunión de trabajo hace algunos días. Y por otro lado comentar que este tipo de yacimientos de gas y condensado son también muy especiales y resulta que en el diagrama de Parker la posición de la presión y la temperatura del yacimiento cae entre la presión crítica y la cricondenterma y eso es lo que genera que al ir bajando la presión entren a la zona de dos fases y eso genera condensación de un yacimiento y en la jerga petrolera le llamamos zona de condensación retrógrada. En la medida que baja la presión se van presentando los líquidos y en la medida que baja más la presión ese líquido nuevamente vuelve a ser gaseoso. Pero tendrán muchos problemas dentro del flujo de los fluidos porque entorpecen el flujo del gas hacia los pozos, pero también por otro lado la composición va cambiando y posiblemente esos fluidos dentro del yacimiento nunca más los vamos a poder recuperar y esos son muy valiosos. Los condensados que tiene este yacimiento lxachi seguramente no valen 60 y tantos dólares como está planteado ahí, son mucho más altos que son tipo de alto grado API. Entonces bueno, esos son mis comentarios, muchas gracias.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Muchas gracias. Yo quisiera hacer, más bien preguntarles el acumulado. Este es el sexto Plan de Desarrollo para la Extracción que le aprobamos a Pemex de los 20 campos que se mencionaron al principio de la presentación. Es Cahua, Cheek, Chocol, Esah, Xikin y ahora lxachi, es un descubrimiento del 2017 muy importante. Yo recuerdo que cuando se anunció este descubrimiento el tamaño pues de lo que se pretendía ahí era muy relevante. Están pendientes de presentación, quizá de presentación no, pero ciertamente


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Hidrocarburos

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sí de aprobación Cibix, Hok, Jaatsul, Koban, Manik, Mulach, Octli, Pokche, Suuk, Teekit, Tetl, Tiaca me, Uchbal y Valeriana. Esos son los 20 campos que Pemex trae en el radar. Pero de este sexto quisiera ver si tienen la sumatoria de lo que se pretende producir. Con este, insisto, que sería el sexto Plan de Desarrollo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Sí, sí lo tenemos Comisionado. Estaría cercano a 190,000 barriles por día ya contemplando lo que tenemos de los seis planes aprobados a la fecha. A la fecha, también ya tenemos ingresados tres adicionales que estamos evaluando. Hasta ahorita sería 190,000 en el pico de producción, cabe señalar, que estaría entre 2021 y 2022.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y hay que destacar, perdón, es de que el caso que estamos presentando el día de hoy es el yacimiento más importante en cuanto a volumen y en cuanto a inversión también que se tiene.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Correcto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y quizá un poco siguiendo la lógica del comentario del Comisionado Martínez. Él mencionaba que la perforación de pozos pues va a ser más o menos importante. Nos habíamos acostumbrados, no nos habíamos acostumbrados, esperemos que no nos acostumbremos a que tengamos 2-3 pozos por yacimiento. En realidad, en este yacimiento se pretenden perforar alrededor de 47 pozos y 24 de ellos se pretenderían, según el plan presentado el día de hoy, se pretenderían perforar para el 2020. Yo estaba haciendo así una cuenta ahora sí que muy rápida sin ser los números exactos, pero de las inversiones que se tienen para la perforación que son alrededor de 1,578 millones de dólares para ese rubro de perforación de pozos, si nosotros consideramos que existirían alrededor de 24 que aproximadamente son la mitad de los pozos a perforar en el 2020, estaríamos pensando que se requerirían alrededor de 800 millones de dólares únicamente para la perforación de pozos.


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Hidrocarburos

El Comisionado Martínez comentaba que es importante ver la parte del contenido nacional en el sentido de las plataformas y yo lo que quisiera destacar es la inversión que se tiene que hacer para la perforación de estos pozos que son únicamente, yo lo recalco en la parte de perforación para el 2020, tendría que haber alrededor de 800 millones de dólares para la perforación de estos 24 pozos que la perforación representa el 25% de todo el costo del proyecto en total. Entonces es un rubro bien importante y de lo cual pues se tiene que destacar que para el próximo año este yacimiento, este campo va a tener una inversión de las más importantes a nivel del desarrollo de campos en México.

Otro punto que también me gustaría hacer una pregunta es: ¿Hicieron un cambio en cuanto a lo que certificó de reservas el 1 de enero del 2019, es decir, hace cinco meses en este yacimiento? Me gustaría que nos dieran un poquito más de detalle, porque las reservas 2P para el 2019 de cuánto era ingeniero Aguilar.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO MANUEL AGUILAR VILLALOBOS.Buenos días. Sí Comisionada, con mucho gusto. Mire, en realidad en el año 2019 se presentó un volumen de reserva 2P de 357.7 millones de barriles de condensado y 2,912 miles de millones de pies cúbicos de gas. Lo que se está pretendiendo para el Plan de Desarrollo es alrededor de 439.24 millones de barriles de condensado y 3,730.55 miles de millones de pies cúbicos de gas 2P.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, hubo un aumento en unos cuantos meses. ¿Debido a qué?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO MANUEL AGUILAR VILLALOBOS.Sí. El aumento se da o lo que justifica Petróleos Mexicanos es que fueron cinco pozos más adicionales de lo que se traía respecto del año 2019.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Cuántos pozos?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO MANUEL AGUILAR VILLALOBOS.Cinco pozos más.


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Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ah, caray. No son tres

pozos los que tenemos en total.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE RESERVAS Y

RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO MANUEL AGUILAR VILLALOBOS.

No, son cinco pozos más pero es nada más, es en el sentido de que ya

estaban contados los tres, los perforados. O sea, es el 1001, el 1DEL y el 1.

Son esos tres pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Son tres pozos.



Si, son esos tres pozos que eran exploratorios y se adicionaron dos más en

total. O sea, lo que se tenía en reservas en el año 2019 fueron 45 pozos y

hoy son 50 contando esos tres pozos. O sea, son dos más en total. En total

dan cinco pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, pero perforados

nada más hay tres.



Perforados hay tres.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. O sea, ¿pero los

estudios que hizo no fueron más estudios de lo que se presentó hace cinco

meses a lo que tenemos el día de hoy?



Es correcto, no hubo más información. Esos pozos directamente están

relacionados con la parte 2P. De hecho, nosotros no vemos una

disminución de la incertidumbre. O sea, en realidad no hay información

nueva con la cual se pudiera dar, en la parte 2P se pudiera dar una

reclasificación. Es decir, si yo tengo un área posible o probable, yo puedo

tener 5, 10, 15 pozos a la misma área y sin embargo eso no me disminuye

la incertidumbre en lo absoluto. Tiene que haber nueva información para

poder disminuir esa incertidumbre, poder aumentar el factor de

recuperación.

Ó ano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Comisión Nacional de Hidrocarburos

En el caso también de lo que justifica Petróleos Mexicanos es que, de acuerdo al análisis que hizo de campos análogos, observa que existe un mayor factor de recuperación. En este mismo sentido, y como ya lo comentó el ingeniero Julio César, lo que estamos viendo es que la mayor incertidumbre es la presión que va a tener el yacimiento. En este caso, ellos están utilizando un modelo que es alrededor de 1.9 veces el acuífero. En este mismo sentido, lo que vemos es que los campos análogos, como ya se mencionó Tizón, otro por ejemplo puede ser Amai, trae una caída de presión de alrededor de 9.4 millones de barriles de condensado por kilogramo, kilogramo por cada millón de barril de condensado. Y en el caso de Amai, es alrededor de 8.9. O sea, lo que estaríamos viendo aquí es que en el caso que estamos viendo de lxachi, si tuviéramos una caída de presión menor a esa alrededor de 5 millones de barriles de condensado por cada kilogramo de presión, estaríamos hablando de una recuperación alrededor de 240 millones de barriles de condensado. Entonces es en ese sentido el cambio volumétrico hacia los pozos y el estudio que se hizo en el factor de recuperación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. O sea, bueno, mi conclusión es de que yo creo que tenemos que dar un seguimiento muy estrecho para la nueva certificación de las reservas para el próximo año dado que sí hubo un cambio significativo a la alza en cuanto a esta certificación y el plan que está presentando es para recuperar casi todas las reservas o todas las reservas 2P y en eso se está basando con ese incremento que se tuvo. ¿No? Entonces simplemente a lo mejor es una sugerencia a nosotros mismos de dar el seguimiento adecuado a este plan que nos están presentando el día de hoy para tanto en cuestión de reservas como en las actividades que se estarían manejando. Comisionado, ibas a comentar algo más.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo creo que este es uno de los grandes proyectos nacionales y que debe recibir una atención especial. Entonces yo no sé si pudiéramos pedirle, en este caso al ingeniero Trejo, que nos pudieran presentar los agregados. Porque si me dices este te va a llegar a su punto máximo con tanto y el otro a su punto máximo con tanto, no necesariamente van a llegar a su punto máximo al mismo tiempo. Entonces sí es importante ver en qué punto se logra el máximo de los seis, no los máximos por separado. Y por otro lado decir, bueno, y además estos

Ó gano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

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planes involucran en este periodo de aquí al 2022, algo así creo que mencionó Julio, se van a perforar tantos pozos, se va a hacer una inversión de este tamaño. Porque eso ya nos daría una idea clara del tamaño, del esfuerzo y de lo que viene.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si, Comisionado. Si gustan, ahí lo que podemos preparar son las inversiones asociadas en término global de los que ya tenemos aprobados.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero no necesariamente en todo el periodo, sino de aquí al periodo de máxima producción.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si, de hecho el pico máximo, como les comenté, es para 2022. Ya tienen otra proporción porque sí, como bien dice, tienen diferentes picos. Hay unos que inician, por ejemplo tenemos uno que inicia 2019, 2020 su pico, otros son 2022, otros son 2021, pero ya en conjunto, si superponemos todas las producciones, sería 2022. Sobre todo, porque este es el que gobierna un poco en cuestión de la producción junto con Xikin que son los grandes en cuestiones de producción volumétrica. Aquí son 80,000, el otro es cerca de 60,000. Entonces hablando que entre ellos dos son cerca de 140,000 barriles más o menos lo que estaríamos esperando y el término global son 190,000 barriles. Entonces el otro apartado que serían 50,000 barriles al día de hoy se disgrega con los otros cuatro planes que tenemos aprobados.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, muchas gracias ingeniero. ¿Algún otro comentario Comisionado Martínez?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, ninguno, muchas gracias. Por favor abogada Rocío.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- Gracias, buenas tardes Comisionados. En atención al comentario realizado por el Comisionado Martínez, únicamente me permito precisar que para la asignación Joachín el Título de Asignación fue modificado el 11 de junio y ya se encuentra incluido el porcentaje de cumplimiento de contenido nacional que debe de cumplir el

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Hidrocarburos

asignatario. Por lo tanto, en la resolución se está previendo que una vez que se cuente con opinión de la Secretaría de Economía formará parte del Plan de Desarrollo para efectos de la aprobación de este Órgano de Gobierno.

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

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

RESOLUCIÓN CNH.E.33.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para el campo lxachi, correspondiente a la Asignación AE-0032-3M-Joachín-02.

ACUERDO CNH.E.33.001/19

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, 7, fracción 111 y 44, fracción 11, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional deHidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,emitió la Resolución por la que se aprueba el Plan deDesarrollo para la Extracción presentaao por PemexExploración y Producción para el campo lxachi,correspondiente a la Asignación AE-0032-3M-Joachín-02.


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Comisión Nacional de Hidrocarburos

11.2 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación

al Programa de Trabajo y al Presupuesto,

presentados por Petrofac México, S.A. de C.V. para

el contrato CNH-M2-Santuario-EI Golpe/2017.

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

la venia de la Comisionada Porres, dio la palabra al maestro Roberto

Gerardo Castro Galindo, Director General Adjunto.



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

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- Gracias, buenas tardes Comisionada, Comisionados. Como ya se mencionó, vamos a presentar el análisis y la evaluación a la solicitud de modificación al Primer Programa de Trabajo y Presupuesto del contrato CNH-M2-Santuario-EI Golpe/2017 presentado por Petrofac México, S.A. de C.V. La siguiente por favor.

Como antecedentes, este contrato se firmó entre la Comisión Nacional de Hidrocarburos en representación del Estado Mexicano y Petrofac el 18 de diciembre del 2017. Tiene una vigencia de 25 años a partir de la fecha efectiva con dos prórrogas posibles de 5 años cada uno o hasta el límite económico. Este contrato opera bajo el amparo de un Plan de Desarrollo para la Extracción y el Primer Programa de Trabajo y el Presupuesto se aprobó el 13 de diciembre del 2017. En cumplimiento de las cláusulas 8.3, 10.3 del contrato, Petrofac presentó la modificación al Primer Programa de Trabajo y Presupuesto para la evaluación de la Comisión. La siguiente por favor.

En cuanto a la relación cronológica, el operador presentó la modificación al Programa de Trabajo el 27 de mayo del 2019. La CNH solicitó aclaración

ór ano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

de información el 3 de junio del 2019, a lo cual Petrofac atendió el 6 de

junio del 2019 para estarles presentando hoy este análisis y evaluación. El

área contractual se localiza a 30 km al oeste de la ciudad de Comalcalco en

Tabasco. Tiene 39 pozos operando. Tiene un gasto de aceite promedio de

10,000 barriles y gasto promedio de gas de 7 millones de pies cúbicos. El

objetivo de esta modificación es realizar actividades de caracterización

geológica y petrofísica en los yacimientos, reparaciones de pozos,

construcción de instalaciones, mantenimiento de las mismas y operación

de instalaciones y gastos del proyecto. La inversión es de 167 millones de

dólares.

En esta lámina estamos presentando un comparativo entre el programa

aprobado y el programa modificado. En color verde ustedes pueden ver la

actividad que está aprobada en el Programa de Trabajo y en color rojo,

bueno, que está contemplada, no aprobada, que está contemplada en el

Programa de Trabajo y en rojo cuando nuestra contemplada. Es decir, para

esta primera tarea de administración y gestión se tiene aprobado en el

Programa de Trabajo, pero ya no se tiene contemplada para la

modificación. Y por ejemplo para ingeniería de yacimientos y cálculo de

reservas no se tenía contemplado en el Programa de Trabajo y ahora en

esta modificación se está solicitando. Las actividades entonces que se

están solicitando para esta modificación vienen en la lámina siguiente y

corresponden al color verde de la modificación que están aquí

presentadas. Quedarían en este resumen de actividades las siguientes

actividades que están aquí observadas, todas para terminarse antes del 31

de diciembre del 2019, algunas terminarían antes, y se revisó la

congruencia de las actividades que previamente se han realizado. La

siguiente por favor.

En cuanto a los perfiles de producción, vemos en color verde en la gráfica

superior el perfil de producción del plan aprobado y la referente al

programa anual propuesto. Y lo mismo para el gas en verde el plan

aprobado y en azul el programa anual que se ha propuesto. El volumen que

se tiene de aceite para la estrategia de 2019 es de 3.89 millones de barriles

y 3.28 miles de millones de pies cúbicos de gas. La siguiente por favor.

En cuanto al presupuesto, se verificó y se comparó con lo aprobado para el

2019 y existe una disminución a la baja en un 10%. Es decir, lo que se está


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Hidrocarburos

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proponiendo son 167 millones versus 177 millones que se tenían en el Primer Programa de Trabajo que está aprobado. Bueno, como conclusiones para el presupuesto, se observa que es congruente con el Primer Programa de Trabajo toda vez que estos costos presentados corresponden a las actividades a desarrollarse durante la vigencia del Programa de Trabajo. Además, los costos presentados permiten llevar a cabo actividades que están descritas en el Programa de Trabajo también y es consistente con los requisitos del contrato. Además, se enmarcan que contiene mejores prácticas de la industria ya que, al analizarse con respecto a las actividades planteadas, los montos presentados son adecuados en términos de las referencias construidas con la mejor información que se tiene disponible.

En cuanto al cumplimiento de la normatividad aplicable, se verificó el cumplimiento con las cláusulas del contrato, el artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y el cumplimiento con los Lineamientos de Planes. La siguiente por favor. Dado el análisis y la evaluación, presentamos estos datos para proponer una opinión favorable a la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias maestro Castro. ¿Algún comentario Comisionados? Si, por favor Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- La principal diferencia es que es un pozo menos.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- ¿Es un pozo menos?

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, estaba yo viendo los datos del modificado contra el aprobado. Entonces en el caso de -¿dónde está? perforación de pozos tenían 33 millones y ahora tienen nada más 4 millones. Estoy en la número 9.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- En la número 9.

Órg no de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Donde dice presupuesto modificado.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- Ah, OK, en la 8.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No, en la que sigue, en la que sigue.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- Ah, OK, en la lámina que está oculta.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Perdón, ahí yo vi dos columnas y veo una de diferencia muy grande en perforación de pozos. Pasa de 33 millones a 4 millones. Entonces me pregunto yo si es un pozo menos.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- Este Programa de Trabajo se comparó y se alineó con el Plan de Desarrollo. En el plan de trabajo que actualmente está aprobado propusieron la perforación de pozos, pero ponerlos a producción hasta el 2020. En este Programa de Trabajo se replanteó esa actividad y el operador propone no perforarlos en el 2019 sino hasta el 2020 perforarlos y ponerlos a producción y, sin embargo, seguir haciendo actividades como adecuación de caminos y plataformas. Por eso está la modificación en el monto.

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

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Martínez, ¿alguna pregunta/observación?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, ninguna, muchas gracias. Sin comentarios.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo nada más no sé si es aclarar. Comentó que el presupuesto tenía una modificación el 10% a la


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Hidrocarburos

baja, pero después dijo de 177 a 167, eso no es 10%. O sea, nada más o son 10 millones o es menos porcentaje.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- Son 10 millones, 10 millones.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- 10 millones, OK. Es menos porcentaje, ¿verdad?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- Si, correcto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- lSí? OK. Entonces si no hay más comentarios, podemos Secretaria Ejecutiva leer la propuesta de acuerdo."

No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó las Resoluciones y los Acuerdos siguientes:

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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Programa de Trabajo, presentada por Petrofac México, S.A. de C.V. para el contrato CNH-M2-Santuario-EI Golpe/2017.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en la Cláusula 8.4 del Contrato CNH-M2-Santuario-EI Golpe/2017, el Órgano de Gobierno , por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Programa de Trabajo 2019

gano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

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presentada por Petrofac México, S.A. de C.V., en relación con el citado contrato.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Presupuesto, presentada por Petrofac México, S.A. de C.V. para el contrato CNH-M2-Santuario-EI Golpe/2017.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como de la Cláusula 10.3 del Contrato CNH-M2-Santuario-EI Golpe/2017, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Presupuesto asociado al Programa de Trabajo 2019, presentada por Petrofac México, S.A. de C.V., en relación con el citado contrato.

11.3-11.7 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por presentada por CMM Calibrador, S.A. de C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-A3/2015.


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Hidrocarburos

Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la

modificación al Plan ele Desarrollo para la

Extracción presentada por Renaissance Oil

Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato CNH

R01-L03-All/2015.



modificación al Plan ele Desarrollo para la

Extracción presentada por extracción

presentada por Grupo Mareógrafo, S.A. de

C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-

A12/2015.



modificación al Plan de Desarrollo para la


Corp, S.A. de C.V., respeicto del contrato CNH

R01-L03-Al5/2015.



modificación al Plan dle Desarrollo para la


Corp, S.A. de C.V., respe!cto del contrato CNH

R01-L03-A25/2015.

Respecto de los puntos 11.3 al 11. 7 del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva

explicó que se trata de modificaciones a Planes de Desarrollo para la

xtracción de distintas áreas contractuales de la licitación 3, por lo que


28

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Hidrocarburos

para efectos de facilidad en la exposición propuso que su presentación

se realizara de forma conjunta y al término, se propondrían de manera

individual las propuestas de acuerdo de cada Contrato.

Los Comisionados estuvieron de acuerdo.

En desahogo de estos puntos del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva,

con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al maestro Roberto

Gerardo Castro Galindo, Director General Adjunto.

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

los términos que a continuación se transcriben:

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO.- Gracias. Bueno, ahora respecto a la modificación de Planes de Desarrollo para la Extracción de cinco áreas contractuales. La siguiente por favor. Esta lámina quizá no la tengan en sus notas, pero es como antecedente. Recordemos que estos campos estaban en producción cuando se asignaron, entonces tuvieron un Plan de Evaluación y un Plan de Desarrollo para asegurar la continuidad operativa y de producción. En cuanto a los Planes de Evaluación se otorgó un periodo adicional y adicionalmente en la 25ª Sesión Extraordinaria del 2019 este Órgano de Gobierno de la Comisión aprobó una prórroga al periodo adicional de evaluación presentada por diversos contratistas de la licitación 3 de la Ronda 1. Dentro de esa prórroga otorgada, están estas cinco asignaciones, estos cinco contratos que estamos presentando que son de Calibrador, Malva, Mareógrafo, Mundo Nuevo y Topén y ahí están las resoluciones bajo las cuales se aprobó esta prórroga. La siguiente por favor.

En cuanto al Plan de Desarrollo, los Planes de Desarrollo se aprobaron bajo las resoluciones que están mostradas en la lámina, en esta lámina, con una vigencia de dos años. Derivado de la prórroga que se aprobó que acabo de mencionar, los operadores presentaron la modificación a sus Planes de Desarrollo en términos de la cláusula 5.3 del contrato y a los criterios generales aplicables a los Planes de Exploración y de Extracción bajo la


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Hidrocarburos

resolución CNH.E.54.001/16 con el objeto de continuar con la operación y

la producción de estos campos en tanto que terminan sus actividades de

evaluación. La siguiente por favor.

En cuanto a la relación cronológica, en esta lámina vemos los cinco

contratos en la parte superior y cómo fue evolucionando este proceso. Los

contratistas presentaron su información o su solicitud de modificación en

abril del 2019. La CNH envió la información a la ASEA y a Secretaría de

Economía para los temas respectivos de contenido nacional, transferencia

tecnológica y el Sistema de Administración de Riesgos. Asimismo, se le

previno al contratista o a los contratistas debido a esta información

faltante y posteriormente fue atendido por el contratista y hoy les estamos

presentando este análisis y evaluación de la información. La siguiente por

favor.

Como características generales de estos contratos, dos de ellos, el área 3 y

el área 2 se encuentran en el norte del país, en el estado de Nuevo León.

Los tres restantes están en el estado de Chiapas. La fecha efectiva para

estos contratos son el 10 de mayo del 2016 con una vigencia de 25 años

para realizar actividades de extracción de hidrocarburos bajo la modalidad

de licencia. Las formaciones productoras los que están en el norte del país

en el estado de Nuevo León son del Paleoceno Midway y los que están en

el sur del país en Chiapas son del Cretácico. La siguiente por favor.

Esta es la ubicación de las áreas contractuales. í\quí tenemos los dos

campos que están en el Norte: Mareógrafo y Calibrador. Estos son los

polígonos de sus áreas contractuales. Y en el estado de Chiapas tenemos a

Mundo Nuevo, a Topén y a Malva. La siguiente por favor. En cuanto al

alcance de la modificación de estos planes, los operadores solicitan una

extensión a su Plan de Desarrollo - como lo mencioné-para poder realizar,

bueno, poder terminar sus actividades de evaluación y posteriormente

presentar un Plan de Desarrollo a largo plazo. Las actividades principales

que se contemplan en estos cinco contratos son mantenimiento de

caminos, mantenimiento a duetos, operación ele la infraestructura,

mediciones, pruebas de presión, revisar los duetos. Por lo anterior, no

modifican las actividades que se tienen aprobadas en el plan vigente. Los

volúmenes a recuperar en este periodo adicional o en esta modificación al

Plan de Desarrollo están indicados en la parte inferior. Es decir, para


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Hidrocarburos

Calibrador por ejemplo, lo que van a acumular en este periodo adicional serían 5.3 miles de millones de pies cúbicos de gas y así sucesivamente para los otros cuatro contratos.

En esta gráfica estamos mostrando, específicamente para el campo Calibrador, cuándo inicia la prórroga a su periodo adicional de evaluación y el tiempo que estarían bajo esta modificación, de así aprobarse, al Plan de Desarrollo. En este caso terminaría su Plan de Desarrollo hasta diciembre del 2020. La siguiente por favor. Este es el caso para Mareógrafo. Igual iniciando su modificación al Plan de Desarrollo en mayo del 2019 y terminando en el 2020. La siguiente. Tenemos aquí al campo Malva. Tenemos aquí en líneas, en estas líneas verticales rojas cuándo inicia su prórroga, perdón, al Plan de Evaluación, cuándo terminaría y acá tenemos cuándo iniciaría esta modificación al Plan de Desarrollo, terminando en este caso hasta mayo del 2022. La siguiente. Es el mismo caso para Mundo Nuevo. En esta modificación proponen terminar este Plan de Desarrollo en mayo del 2022. Y la siguiente por favor. Y lo mismo para el caso del campo Topén. Aquí cabe señalar que ven en este perfil de producción, ven una caída debido a que en este campo solamente tienen un pozo y está cerrado actualmente por problemas con el propietario. La siguiente por favor.

En cuanto a la medición de hidrocarburos y aprovechamiento de gas, estos dos temas se mantienen sin modificaciones y por lo tanto se mantienen con los términos previamente aprobados. La siguiente por favor. En cuanto al Programa de Inversiones, aquí tenemos los totales para cada una de estas áreas contractuales, ronda entre el 1.45 millones de dólares hasta 3.78. Este 3.78 en el campo Topén se ve alto porque para que opere ese pozo tienen que utilizar un motocompresor. Entonces los servicios asociados al motocompresor y a la compra del gas hidrocarburo elevan esta inversión para el periodo que están solicitando. La siguiente por favor.

Se revisó el cumplimiento a la normativa aplicable, a la Ley de Hidrocarburos, a la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, los Lineamientos de Planes, al contrato, las cláusulas del contrato. Como lo comenté en los criterios generales, la resolución CNH.E.54.001/16. A los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos y a las Disposiciones Técnicas en Aprovechamiento de Gas Natural. La siguiente por favor. Como resultado de esta evaluación y


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Hidrocarburos

análisis de estas cinco solicitudes de modificación a los Planes de Desarrollo, se presenta o se sugiere una opinión en sentido favorable para su aprobación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias maestro Castro. ¿Algún comentario Comisionados? ¿comisionado Martínez?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, ninguno, muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Serían cinco acuerdos.

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



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por CMM Calibrador, S.A. de C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-A3/2015.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracción VIII y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación


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Hidrocarburos

al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por CMM Calibrador, S.A. de C.V., respecto del contrato CNHR01-L03-A3/2015.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-A11/2015.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracción VIII y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato CN H-R01-L03-A11/2015.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por extracción presentada por Grupo Mareógrafo, S.A. de C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-A12/2015.


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Hidrocarburos

f

ACUERDO CNH.E.33.006/l.9

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracción VIII y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por Grupo Mareógrafo, S.A. de C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-A12/2015.

RESOLUCIÓN CNH.E.33.007 /19


ACUERDO CNH.E.33.007 /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, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentada por Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato CNH-R01-L03-A15/2015.


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Hidrocarburos

f




Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracción VIII y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V., respecto del contrato CN H-R01-L03-A25/2015.

11.8-11.10 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Exploración presentado por Repsol Exploración México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CN H-R02-L04-AP-CM-G01/2018.

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Exploración presentado por Repsol Exploración México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G0S/2018.


35

(


Hidrocarburos


Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de

Exploración presentado por Repsol Exploración

México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato

CN H-R02-L04-AP-CS-G 10/2018.

Para el desahogo de los puntos 11.8 al 11.10 del Orden del Día, la Secretaria

Ejecutiva propuso que su presentación se realizara de forma general

dado que se trata del mismo contratista sobre distintos contratos, e

indicó que al término de la presentación, se propondrían de manera

individual las propuestas de acuerdo de cada Contrato.

Los Comisionados estuvieron de acuerdo.

En desahogo de estos puntos 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.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Hernández.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Gracias. Buenas tardes, buenas tardes a todos. Efectivamente como decía la licenciada Carla Gabriela, vamos a agrupar estos tres dictámenes o esta presentación de los tres dictámenes para los Planes de Exploración correspondientes a los tres contratos que como operador tiene Repsol que son los contratos CS-Gl0/2018, CMG0l/2018 y CM-G0S/2018.

Entonces en esta lámina ustedes ven el fundamento jurídico que estamos utilizando para desahogar los trámites. En efecto, es la Ley de Hidrocarburos, sus diferentes artículos, la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, además del Reglamento Interno de la Comisión que nos permite traer estos asuntos aquí al Órgano de Gobierno.


36

(

{


Hidrocarburos

Los lineamientos que regulan el procedimiento y las cláusulas del contrato

aplicables. Ustedes ven por ahí que aparecen unas fracciones en rojo, es

porque uno de los contratos, en este caso el GOS, no considera la

perforación de pozos, por eso es que algunas de las cláusulas no son

aplicables en esos casos. Es simplemente esa diferencia, pero para

agruparlos lo hicimos así.

Entonces nos referimos a estos tres contratos. Uno de ellos, el que se

refiere al mapa de la parte superior, está en la parte de la transición de las

Cuencas del Sureste, hacia el Norte con la Cuenca Salina y es justamente

este contrato que tiene esta forma alargada digamos Este-Oeste y que

tiene colindancias hacia la parte Occidental y Sur con varias asignaciones

de Petróleos Mexicanos. En cambio, hacia la parte Sur y la parte Este, tiene

colindancias con otros contratistas como Eni, Capricorn, el mismo Repsol,

Pemex en consorcio con Ecopetrol y en la parte Norte tiene colindancias

con Carigali y con Murphy. Entonces es un área que está completamente

rodeada de asignaciones y contratos, con mucha actividad. Esa es el área

G10. En cambio, para las otras dos áreas de Repsol, se encuentran en la

zona de Cordilleras Mexicanas. Son dos contratos, uno que se encuentra ...

Hay tres contratos que están contiguos o tres áreas contractuales

contiguas. La del Norte es la G01 que es donde está operando Repsol y que

nos vamos a referir a ella. La del centro es la G03 que es Carigali que ahorita

no la vamos a ver y la del Sur que es de nuevo Repsol, que es la GOS, que

es la que sí vamos a ver. Entonces así es donde están la condición

geográfica de estos bloques. Esos bloques no tienen colindancias más hacia

la zona de aguas profundas y hacia la zona de aguas someras hay algunos

contratos de la licitación particularmente de aguas someras de esta zona.

Ahora bien, respecto a la cadena de valor, nos encontramos pues en la

etapa de evaluación del potencial, es decir, perdón, en las fases iniciales de

la exploración y en algunos casos podríamos alcanzar la fase de la

incorporación de reservas. Por eso es que pusimos nuestra trayectoria

hacia esta zona. Entonces hay dos contratos en los que se considera la

perforación de pozos que son el G10 y GOL En el caso de GOS no se

considera la perforación de pozos, por eso es que los objetivos pues son

distintos. En el caso donde se considera la perforación de los pozos pues se

va a adquirir y se va a interpretar información geofísica tanto sísmica como

de métodos potenciales, además de hacer algunos estudios regionales y


37


Hidrocarburos

subregionales para pues acabar de madurar los prospectos que se tienen en el área, además de comprobar el funcionamiento del sistema petrolero a través de la perforación de los pozos. En lo que se refiere al CM-GOS, ahí se va a evaluar el potencial petrolero y los estudios técnicos que se van a realizar permitirán profundizar el entendimiento y la caracterización de las características del subsuelo y madurar el portafolio de prospectos que se tienen en el área. No hay pozos, recordemos. Entonces referente a las unidades de trabajo asociadas con estos contratos, entonces los dos contratos que tienen perforación de pozos es porque en la licitación hubo un incremento al Programa Mínimo de Trabajo. Por eso en el contrato G10 tenemos 106,700 unidades referentes a lo que está en el contrato. Para el área GOl tenemos 103,500 unidades de trabajo, en tanto que para el área GOS que, como ya comentamos no tiene pozo comprometido, son 6,100 unidades de trabajo.

Ahora bien, entonces vamos a ir diferenciando las tres áreas. Vamos a empezar con el área que está en la parte de Cuencas del Sureste. En este bloque efectivamente se encuentra en la parte transicional de aguas someras hacia a aguas profundas. Los tirantes de agua van desde 400 y hasta 2,000 metros de profundidad. Ya existe información sísmica 3D y existen tres pozos perforados. Los tres pozos perforados son Holok-1, Kabilil-1 y Chelem-1. Los tres pozos que se perforaron no tuvieron éxito exploratorio, los tres no tuvieron la fortuna de encontrar ningún yacimiento. Fueron perforados entre 2007 y 2009, perdón, pero no hay ningún éxito en la zona. Ahora, respecto a las actividades que se van a hacer, vamos a ver en la siguiente, se va a hacer el licenciamiento de la información multicliente del Campeche WAZ como la información que existe en esta zona, el licenciamiento de datos gravimétricos y magnetométricos que también fueron tomados ahí como parte del servicio multicliente, el reprocesamiento de esa información sísmica, la interpretación de la misma. Entonces aquí vemos con los diferentes achurados dentro del área contractual las distintas fases de esas adquisiciones de información geofísica que se tienen en el área. Entonces tenemos la información de gravimetría, magnetometría, la información 3D que existe en el área. Se van a hacer algunos estudios con la finalidad de tener un modelo estructural del área para la evaluación de los plays y los prospectos, además de la evaluación propia de los recursos que se puedan encontrar en el azul.

\ de Gob;emo fogé,;m, Tecceca ses;óo E,tcaocd;oacla 18 de joo;o de 2019

Ó 38

ó


Hidrocarburos

Respecto a cómo se calendarizan estas actividades, vemos que pues

efectivamente las primeras fases - como decíamos - es adquirir las

licencias de estos datos, la interpretación de la información y el

reprocesado de la misma que tomará todo el tiempo prácticamente del

periodo inicial de exploración. El reprocesamiento, tanto en tiempo como

en profundidad, de parte de esa información sísmica. Los estudios

geológicos que tienen que ver con los plays y sistemas petroleros, de

evaluación de los prospectos y a la par que se está haciendo estas

actividades se tendrá la planificación de la perforación de los pozos. Habrá

un primer pozo que será en 2020 y un segundo pozo que se daría en 2021

conforme se vayan dando los resultados de los estudios exploratorios que

sustentan las localizaciones a perforar. A la par de estos estudios se van

haciendo la línea base ambiental, se va obteniendo los permisos asociados

para esas actividades.

En la que sigue ustedes van a ver los tres prospectos que están localizados

o que se tienen en esta zona y los objetivos geológicos que se pretenden

alcanzar que es el Mioceno Inferior para el caso de Polok, el Mioceno

Inferior y tal vez el Mesozoico para el caso de Muuyal y para el caso de

Chinwol el Plioceno Inferior y el Mioceno Medio o Inferior. Ustedes ven

aquí en el mapa en dónde están esos tres prospectos. Lo que es importante

mencionar es que el contratista comprometió perforar dos de estos tres

prospectos. Conforme vayan avanzando en los estudios, determinarán

cuáles serán los pozos o los prospectos que se perforarán.

En la que sigue ustedes van a ver algunas características de este prospecto

Polok que es el que actualmente tienen como más maduro digamos en el

área y por supuesto el objetivo de esta perforación sería comprobar la

existencia del sistema petrolero en la parte del Mioceno. Actualmente se

tiene una trayectoria vertical propuesta para la perforación de este pozo

con una profundidad programada de cerca de 3,250 metros debajo del

nivel del mar. El tirante de agua es de alrededor de 580 metros y se espera

encontrar aceite como parte del objetivo de este pozo. Es una trampa

estructural, como ven ustedes, con cierre en tres direcciones. Es una zona

que está dominada por una buena parte de la tectónica salina que hay en

el área. Entonces en la sección que ustedes ven en la derecha se ve cómo

una parte de esa trampa justamente va a dar contra el flanco de esto que


39


Hidrocarburos

parece que es un domo y es parte de lo que también van a ir refinando con

el procesamiento de la información sísmica.

En la siguiente van a ver algunas de las características del prospecto

Muuyal. Este prospecto Muuyal también va a probar el Mioceno y

probablemente llegue hasta el Mesozoico. La trayectoria actualmente se

considera que puede ser un pozo vertical y el pozo tiene una profundidad

un poco mayor a 3,750 metros. El tirante de agua también es más

profundo, son 730 metros y también se espera encontrar aceite. Es una

zona, como ya les decía hace un momento, que está dominada por la sal.

En el mapa estructural aquí vemos prácticamente toda la zona rosa pues

es sal y esta trampa que está configurada aquí pues es justamente donde

se espera que se agrupen los hidrocarburos en la zona.

Finalmente, el caso de Chinwol. Es una trampa que aquí sí es un poco

distinto el concepto, es una trampa estratigráfica. Con lo que actualmente

cuenta el contratista de información sísmica, alcanzan a determinar una

parte de ciertos flat spot hacia esta zona. Eso es algo que irán por supuesto

revisando. Y aquí la intención es probar el Plioceno Inferior, el Mioceno

Medio y el Inferior. El pozo llegaría más o menos a 3,500 metros de

profundidad de perforación, el tirante de agua alrededor de 500 metros y

el tipo de hidrocarburo también se trata de aceite ligero.

Respecto a las unidades de trabajo que están asociadas con este contrato,

como veíamos, son 106,700 unidades de trabajo repartidas a las 95,000 del

incremento y 11,700 del compromiso mínimo. Después de hacer la

contabilización del cálculo de unidades de trabajo por parte de la Comisión,

revisamos que efectivamente supera lo comprometido por el contrato.

Claramente la mayor cantidad de unidades de trabajo están asociadas con

la perforación de los pozos, por lo tanto, se da cumplimiento a esas

unidades.

Ahora bien, respecto de las inversiones asociadas con este bloque o en esta

área contractual, vemos que la inversión total sería de 167.3 millones de

dólares aproximadamente, donde una muy buena parte de la inversión

pues se va a la perforación de los pozos. Es decir, 134.8 millones de dólares

estaría reflejándose en la parte de los pozos que es algo así como el 85%

de la inversión. Vemos que los pozos pues están llevándose esta gran

de Gob;emo Tdgé;;ma Tmeca ses;óo htcaocd;,a,;a 18 dejuo;o de 2019 Ó

40


Hidrocarburos

f

proporc1on. Los siguientes rubros son los que tienen que ver con los

estudios de geología y geofísica.

Ahora bien, vamos a movernos hacia la parte de Cordilleras Mexicanas. En

la parte de Cordilleras Mexicanas vimos que había dos bloques, vamos a

revisar la parte del bloque que está en el Norte que es el G01. Como les

decía, estamos ubicados geológicamente hablando en las Cordilleras

Mexicanas en la provincia petrolera del Golfo de México profundo. Aquí ya

existe como antecedentes de información la información sísmica 3D, la

información sísmica 2D. Existen datos de métodos potenciales también, la

superficie del bloque es de alrededor de 2,000 km2 y los tirantes de agua

también van desde 5,000 y más o menos a 2,000 metros de profundidad.

Perdón, de 500 metros a 2,000 metros de profundidad.

En la que sigue entonces vemos las actividades que se van a estar

desarrollando. La adquisición y procesamiento de información se va a

licenciar el reprocesamiento de un estudio Tampico Ridges Reimaging.

También se va a adquirir aerogravimetría y aeromagnetometría en el área,

que en el mapa lo que vemos es justamente la parte amarilla tiene que ver

con el reprocesamiento que les mencionaba y se alcanza a ver un achurado

en líneas verdes tanto Norte, Sur, como Este y Oeste, que hace referencia

a la adquisición de información aerogravimétrica y aeromagnetométrica.

Los estudios que se proponen para realizar en esta área son estudios de

plays, evaluación de prospectos y evaluación de los recursos por supuesto.

Ahora, si los vemos en el calendario cómo se ven a través del tiempo, en la

que sigue ustedes van a ver que una buena parte del tiempo pues se dedica

justamente a la inversión sísmica, al modelo de velocidades, a la conversión

de estos datos en profundidad y al procesamiento de los mismos, la

evaluación de los plays y los sistemas petroleros. Luego está la evaluación

de recursos, la adquisición de datos gravimétricos y magnetométricos que

decíamos, el reprocesamiento de este estudio de Tampico Ridges y

finalmente el planteamiento, el diseño y permiso de los pozos que se

estaría dando este primer pozo a principios del 2020. Después de ese viene

el planteamiento del segundo pozo que estaría dándose al principio de

2021.

En la siguiente ustedes van a ver de manera análoga al caso anterior los

dos prospectos que se tienen hasta ahora más maduros del área y que es


41


Hidrocarburos

Lool y Juum. Estos dos prospectos tienen como aceite ligero el

hidrocarburo esperado, el hidrocarburo que se espera encontrar. La

profundidad de los objetivos es variable desde 2,700 metros y el más

profundo hasta 4,750 metros. Y en la que sigue vamos a presentar o en las

láminas que siguen vamos a presentar algunas de las características de

estos prospectos. El prospecto Lool que tiene como objetivo comprobar la

existencia de hidrocarburos del Jurásico es por una razón que el contratista

documenta que es para tratar de seguir el tren que viene de los campos de

Arenque y Lobina que están más hacia la parte somera y que son

productores en esas facies del Jurásico. Entonces ellos lo que están

interpretando es que estos altos del basamento pueden estar asociados

con algunas facies oolíticas del Jurásico. Entonces ese es el concepto

geológico digamos que están persiguiendo en estas trampas. La

profundidad de este pozo iría hasta 4,700 metros y el tirante de agua

estaría entre 600 y 800 metros dado que todavía no se tiene la propuesta

específica de dónde estaría el pozo.

El prospecto Juum, por su parte, se trata de una trampa de tipo estructural

también y aquí el prospecto va a probar secuencias del Mioceno con un

pozo que sería de trayectoria vertical y una profundidad programada de

4,500 metros. Se tiene alguna propuesta de buscar alguna acumulación en

el Eoceno y el Oligoceno. Sin embargo, lo principal sería para el Mioceno.

También se esperaría que el hidrocarburo encontrado fuera aceite ligero.

Aquí obvié decirlo, pero no existen pozos perforados en el área. Entonces

aquí hay más incertidumbre todavía.

En la siguiente vemos respecto a la contabilización de las unidades de

trabajo. Las unidades de trabajo aquí suman 103,500 unidades,

partiéndolas en 6,100 del Programa Mínimo, perdón, y el incremento de

97,400. De nuevo, después de revisar todas las actividades asociadas

principalmente con los pozos y la toma de información dentro de los

mismos, vemos que la contabilización de las unidades supera lo que está

comprometido por el contrato. Respecto ahora a las inversiones que

estarían asociadas con las actividades en este contrato, vemos que las

inversiones están alrededor de 150.5 millones de dólares, donde

nuevamente la perforación de pozos es el rubro que se lleva el 85% de la

inversión, donde la perforación de estos dos pozos llevaría a 127.2 millones

de dólares para llevar a cabo estas actividades.

Órgano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria

42


Hidrocarburos

El último de los contratos que es el G05 es justamente el que se encuentra

en la parte sur de estos tres contratos que decíamos que están contiguos y

es este bloque que ustedes ven aquí configurado con esta parte roja. Como

ven aquí, ya existe información sísmica que son justamente este bloque

morado y el bloque que está en amarillo. Existe información sísmica 2D

también. Tampoco hay pozos perforados en el bloque, no obstante, hay

tres pozos cercanos que es el Talipau, Puskon y Catamat-1. Los tres están

relativamente cercanos. Está la superficie del bloque es alrededor de 240

km y los tirantes de agua van entre 1,400 y 2,300 metros. Aquí es más

profundo el bloque que el anterior que veíamos.

Ahora bien, en la que sigue vemos las actividades que se van a estar

haciendo. Se va a adquirir información sísmica 3D, es decir, la adquisición

es la compra al CNIH de los cubos sísmicos de Tzumat 3D tanto la

adquisición como los tiros de campo. Se va a reprocesar esa información.

Se van a . adquirir, ahí sí en campo, métodos potenciales tanto

aerogravimetría como aeromagnetometría. Vemos de manera análoga al

caso anterior las trayectorias que seguirían estas adquisiciones. Se va a

interpretar la información geofísica y los estudios exploratorios van

enfocados a hacer la evaluación de plays de sistemas petroleros y la

evaluación de recursos.

Ahora, si vemos el cronograma. En la que sigue ustedes ven que ya aquí ya

se hizo la compra de los tiros de campo al CNIH. Se va a adquirir la

información y después se va a reprocesar la información sísmica. Los

estudios exploratorios tendrán que ver con la interpretación de la misma,

la evaluación de plays y prospectos y la evaluación de los prospectos y los

recursos. Recordemos en este contrato no está considerada la perforación

de ningún pozo, por eso es que los estudios cubren todo el periodo inicial

de exploración.

Ahora bien, si bien el contrato no exige la perforación de un pozo, el

contratista ya documentó algunos leads y es lo que ven ustedes aquí. En

este mapa ustedes ven cuáles son los leads que han identificado al

momento. El que ellos mencionan que tienen con mayor información es

este lead que se llama Tajín. Ese lead ya tiene una evaluación de recursos

preliminar de alrededor de 150 millones de barriles de aceite y algo así

como 1.5 miles de millones de pies cúbicos de gas. Si vemos en la siguiente,


43

i


Hidrocarburos

se trata de una trampa estructural del tipo de lo que se espera encontrar en la zona de Cordilleras Mexicanas que es un cinturón de pliegues y cabalgaduras. Claramente esta es una sección digamos muy representativa de lo que sería esta zona. El tirante de agua que se esperaría en esta zona sería de alrededor de 1,750 metros y las áreas pues son sensiblemente grandes. Un área máxima de cerca de 195 km2 son zonas amplias. Pero esto está todavía a nivel de prospecto sin que todavía haya ningún compromiso de perforación.

En la que sigue vemos entonces cómo está el desglose de las unidades que tienen que ver con las tareas que están amparadas en este Plan de Exploración. Son 6,100 unidades, recordemos, solamente hay el Programa Mínimo de Trabajo. Entonces con la información que se adquirió del Centro, el reprocesamiento de la misma y sobre todo con la adquisición de datos aeromagnéticos y aerogravimétricos pues se supera por mucho el compromiso de trabajo que está establecido en el contrato. Las inversiones, en la que sigue, vemos que pues son sensiblemente diferentes a los otros dos contratos dado que aquí no hay perforación de ningún pozo. Entonces las inversiones son del orden de 12.9 millones de dólares y la mayor proporción de la inversión se reparte en los estudios de geología y geofísica para tener esta proporción de la inversión.

Finalmente, vemos que - ya de manera agrupada ele nuevo - tenemos el cumplimiento de los programas asociados. Revisamos con la Secretaría de Economía y la Secretaría de Economía nos dio su opinión favorable tanto para el Programa de Cumplimiento de Contenido nacional como para el Programa de Capacitación y Transferencia Tecnológica. Recibimos recientemente este oficio con las opiniones favorables. En tanto que para lo que tiene que ver con la ASEA, sabemos que el regulado cuenta con su Clave Única de Registro del Regulado, la cual fue emitida el 5 de febrero de este año.

Finalmente, como conclusiones, pues vemos que con la ejecución que se harían en estos bloques a través de las tareas que están planteadas en los Planes de Exploración, pues se permitirá por una parte evaluar el potencial petrolero y, en los casos donde hay información de pozos, corroborar el funcionamiento de los sistemas petroleros. En términos de la estrategia exploratoria que plantean los distintos planes, pues por supuesto se va a


44

!(


Hidrocarburos

reducir la incertidumbre geológica y se va a precisar el riesgo exploratorio. Vemos que las tareas que se están planteando resultan apropiadas de acuerdo con el nivel de madurez exploratorio de los bloques, por lo que vemos que son adecuadas, además que se está cumpliendo con las unidades de trabajo que están establecidas en los diferentes contratos. Ya sea que hay incremento al Programa Mínimo de Trabajo o no, en todos los casos se cumple para el periodo inicial. Y en caso de llevarse a cabo las actividades que están plasmadas en estos planes, la inversión acumulada de los tres llega a cerca de 330.8 millones de dólares considerando, obviamente, la perforación de los cuatro pozos que están comprometidos en los bloques.

Bueno, derivado de esto, vemos que los Planes de Exploración los advertimos técnicamente factibles toda vez que las actividades que plantean permiten generar y acelerar el conocimiento de las áreas y además de que cumplen con la normatividad asociada. Por eso es que sometemos a su consideración la aprobación de estos Planes de Exploración asociados con los contratos GlO, G0l, G0S operador por Repsol de México, S.A. de C.V.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias maestro Hernández. ¿Algún comentario Comisionados? ¿comisionado Martínez?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, de mi parte ninguno, gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo tengo nada más una duda. Si ves el Programa Mínimo de Trabajo original, en casi todos ellos estaba muy bajo, 6,000, 11,000, 6,000. En realidad, cuando se va a 95,000, etc., etc., es porque la empresa hizo una oferta digamos bastante superior y de hecho son cuatro pozos. O sea, no nada más se fue con uno y uno, sino dos y dos. Entonces la pregunta es en el que queda, donde no hizo una oferta grande sino se quedó con las unidades originales que son realmente bastante bajas de 6,000 nada más. ¿Es un área menos conocida, es un área de menor exploración inicial?


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Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Las dos áreas que se encuentran en Cordilleras Mexicanas son áreas poco conocidas. El área que está al Sur, que es justamente la que no tiene compromiso para perforación, tiene la condición de que, a pesar de que los tres pozos que están perforados en esa zona están más cercanos a ese bloque, los tres pozos también no tuvieron éxito. Entonces hay un riesgo importante digamos en la parte exploratoria en esos plays.

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

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo tengo una pregunta maestro Hernández. Referente al primer plan que nos presentó, el de aguas profundas, ahí hay tres posibles, tres oportunidades detectadas. ¿Cuál sería la decisión para irse a una u otra? ¿Se explicó?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Lo que platicamos con el operador fue que al momento tenían ellos de manera más robusto el prospecto Polok. Ese sería.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Si, ese sería el primero que van a perforar.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Y de acuerdo con los resultados que obtengan de ese prospecto y, además si recordamos en las tareas que se van planteando en el Plan de Exploración, perdón, está en reprocesamiento de esta campaña de Campeche WAZ. Conforme vayan encontrando mejores resultados en la sísmica, es decir, está en función de los dos, de los resultados del primer pozo y de los resultados de la reinterpretación y el procesado de los datos de Campeche WAZ. Entonces con eso decidirían si van por uno o por otro. Porque ahorita, de acuerdo con los recursos que tienen pronosticados, son relativamente parecidos. La probabilidad geológica que tienen también es relativamente parecida. Al momento, no pueden ellos tomar la decisión, entonces nos dijeron que era conforme vayan avanzando con el primer prospecto.


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Hidrocarburos

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, lo que pasa es que normalmente nos presentan un diagrama de decisión y en esta ocasión no nos están presentando nada. Y si nos vamos a la lámina 7, parecería que nosotros nunca estaríamos, o sea, no se ve ningún punto de decisión en este cronograma. O sea, están evaluando los plays y sistemas petroleros, evaluación de prospectos, está la planificación de la perforación, la perforación y después pues aparentemente está la segunda perforación. Entonces nunca hay un hito de decisión y tampoco nos lo explicaron. ¿No? Entonces creo que sí vale la pena, porque de alguna manera se tiene que notificar la decisión y en qué consiste la decisión de irse por un lado o por el otro. Supongo que deben de tener mayor información, pero sí también supongo que nos explicaron en qué momento lo tendrían que estar decidiendo y eso va a ser muy temprano en el 2020 supongo. ¿No?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Sería posterior a la perforación de este pozo. O sea, debería de estar más o menos como a digamos a la mitad de 2020. Ahí ellos deberían de tener ya la decisión y por supuesto que vamos a verlo. Fue un punto que estuvimos platicando con el operador efectivamente y de hecho porque sabemos que, cuando tenemos esas condiciones de que hay varios prospectos y ellos tienen que decidir por uno, generalmente lo que sucede es que se debe documentar o se puede documentar, mejor dicho, diferentes escenarios. No obstante, en este caso para los otros dos prospectos, es decir para Muuyal y Chinwol, se estima que las características sean muy parecidas. Por eso de hecho también pudimos ver que ellos en el presupuesto que están considerando los pozos son relativamente análogos en costos y en todo, por eso es que se dio pie a que pudieran hacerlo solamente con un escenario. No obstante, sí estaremos revisando en el momento en el que ellos tengan que decidir por cuál de los dos prospectos deciden perforar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ahí voy entonces a la lámina 12, porque precisamente esa fue mi duda y por eso estoy preguntando eso. Si nos vamos a la lámina 12 que tiene que ver con el Programa Mínimo de Trabajo. Perdón, creo que es otra. Es esa misma. En esa yo supongo que la suma de las unidades de trabajo no sé sobre cuál escenario, porque sí hay dos escenarios.


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Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Los escenarios son solamente en el supuesto de que se perfore uno u otro prospecto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ya sé, o sea, por eso son escenarios. ¿Entonces cuál es el total?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- El total es este que está aquí abajo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, ya sé.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- No, perdón, es que nada más quiero decir que considera el escenario en donde se tienen menos unidades.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Menos unidades, que es el alternativo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Si, porque sería un pozo un poquito más somero.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, o sea, por eso creo que hay dos escenarios y ese era mi punto. Yo creo que aquí en cuestión de escenarios hay un escenario base que tendría más unidades por 2,000 unidades un poquito, más o menos, 2,000 unidades más que el escenario alternativo. O sea, creo que hay dos escenarios que se tendrían que considerar en nuestro dictamen porque finalmente aquí me llamó la atención que en este caso en especial lo pusieron como si fuera el siguiente caso que nada más están proponiendo perforar dos pozos y nos están dando esas dos opciones y entonces es un solo escenario, no hay un escenario alternativo. Pero en este caso sí hay y nosotros tenemos que dejar claro que puede ser uno o el otro y en algún momento nos tendrán que avisar y nosotros estamos probando que puede ser uno u otro en nuestra resolución y nuestro dictamen. Porque sino parecería aquí, o sea, ¿aquí qué estaríamos aprobando?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Tiene razón doctora. Lo que ellos


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Hidrocarburos

propusieron es con la información que hoy tienen el escenario más posible es perforar Polok y Muuyal, no obstante, conforme han ido avanzando en la interpretación de la información, ven posibilidades de perforar Chinwol. Entonces en ese caso sería pues como alternativo. No obstante, solamente se documenta la perforación de dos pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, yo estoy de acuerdo, son dos escenarios.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Entonces vamos a ver que en el dictamen quede claro que tiene que haber un momento de decisión y que entonces se aprueban los dos escenarios dado que tienen contabilización distinta de unidades.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y yo creo que así debe de quedar también. Si, abogada Álvarez.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- Con su permiso Comisionada, si me permite precisar. En la resolución estamos previendo efectivamente la existencia de dos escenarios, que ambos escenarios se están aprobando en términos del análisis realizado en el dictamen y, una vez que el operador cuente con los elementos técnicos que le permitan definir cuál escenario de los dos es el que va a operar, nos tendrá que presentar a la Comisión ese informe para que nosotros estemos ciertos de cuál es el escenario que se va a ejecutar al amparo de este Plan de Exploración.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Ah, muy bien, no lo vi. Pero en la explicación no se dio así, entonces creo que sí es importante, inclusive la lámina es uno u el otro, no es un total y se tendría que decir el rango de unidades sea un escenario o el otro, igual en la parte del cronograma. ¿No? Inclusive ponerlo dependiendo de cuál de los dos escenarios van a hacer. Ese era nada más. Si no hay comentarios. Si, por favor doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.-Solo hacer un comentario Comisionados en cuanto a los prospectos planteados para perforar. En el área contractual G0l de Cordilleras, les mostramos por aquí el prospecto exploratorio Lool-1 y este

, rgano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos

va a un play hipotético en este sentido en esta área principalmente de aguas profundas en lo que es las Cordilleras y es el primer pozo que iría a un play Jurásico. Esto es desde el punto de vista de una estrategia exploratoria, creo que es muy bueno. ¿Verdad? Ojalá tenga resultados positivos. Recordemos que algunos de los pozos que perforó Petróleos Mexicanos también tenía como objetivo el Cretácico, el Puzkon-1, sin embargo, no pudo llegar. Nada más eso.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, y un poco con el comentario del doctor Moreira, en realidad esta área a pesar de que es un área digamos de aguas profundas voy a ponerle de repente cercana, porque hay de 500 metros de tirante de agua a 2,000 metros aproximadamente los tirantes de agua, es un área que no ha sido totalmente explorada. Podríamos decir que es frontera en cuestiones de México, dado que precisamente los pozos que perforó, creo que fue un par de pozos que perforó Pemex, uno de ellos Puzkon, tuvo problemas de altas presiones y altas temperaturas - sobre todo altas presiones - y tuvo que ser abandonado por ese tipo de problemas. Entonces digamos sí tiene retos tecnológicos importantes y ojalá que tenga un éxito esta operadora. Y por los datos que se están dando, así como se mencionó la vez pasada los datos del operador Shell, creo que en este caso pues con los tres bloques que se tienen en estos contratos pues las inversiones que se tienen, sobre todo por ser áreas fronteras, son importantes para el descubrimiento de nuevas áreas de exploración en estos tres bloques con la perforación de cuatro pozos al menos. Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer las propuestas de acuerdo."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado por Repsol Exploración México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G01/2018.


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Hidrocarburos

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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, y 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 Repsol Exploración México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-APCM-G01/2018.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado por Repsol Exploración México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G0S/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44 fracción 1, de la Ley de Hidrocarburos, y 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 Repsol Exploración México, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-APCM-G0S/2018.

Órg no de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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Hidrocarburos



Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado

por Repsol Exploración México, S.A. de C.V., relacionado

con el contrato CNH-R02-L04-AP-CS-G10/2018.


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

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

Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44

fracción 1, de la Ley de Hidrocarburos, y 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 Repsol Exploración México,

S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-AP

CS-G10/2018.

11.11 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Exploración presentado por PC Carigali México Operations, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-AP-iCS-G06/2018.


la venia de la Comisionada Porres, dio la palabra al maestro Jonathan

Belmares Servín, Director de Estudios de Adquisición Geofísica.




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(


Hidrocarburos

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO JONATHAN BELMARES SERVÍN.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Bien, el tema a presentar y el cual se somete a su consideración está asociado con el dictamen técnico del Plan de Exploración del área contractual AP-CS-G06 del operador PC Carigali. Siguiente por favor.

Bien, me gustaría retomar un poco el fundamento legal de los tres temas anteriores dado que pertenecen a la misma Ronda y la misma licitación y solamente quisiera resaltar el mapa que ven ustedes a su mano derecha en donde la línea roja representa el área contractual de este Plan de Exploración, remarcando que para la porción Noreste del operador Shell ya fueron aprobados y aún falta por aprobación para la parte del operador Eni hacia la parte Suroeste y PC Carigali que se encuentra a la parte baja o al suroeste del área contractual.

Bien, esta área contractual se localiza geográficamente frente al litoral del estado de Veracruz, aproximadamente a 270 km al noroeste de la costa y pertenece a la provincia petrolera Golfo de México Profundo. Cabe señalar que los antecedentes exploratorios dichos estudios han sido realizados propiamente por el operador en 2017 y en esos estudios se incluye la interpretación sísmica a nivel regional, el modelado del sistema petrolero, análisis de los pozos perforados en áreas adyacentes al área contractual y un análisis volumétrico y económico que se hicieron de dichos prospectos que se presentan en el plan. La superficie del área es de aproximadamente 2,106 km2 y se encuentra en tirantes de 1,200 a 2,600 metros aproximadamente.

Bien, dentro de la cadena de valor del proceso exploratorio, el Plan de Exploración presentado por el operador puede considerar la evaluación del potencial petrolero y el inicio o parte de la incorporación de reservas o la incorporación de un posible recurso. El objetivo de dicho plan pues es evaluar el potencial petrolero en los plays del Mioceno y Eoceno e identificar prospectos exploratorios adicionales a los que ya tienen documentados a través de la reducción del riesgo geológico y corroborar la existencia de hidrocarburos en los intervalos de interés. Aquí es importante señalar que para el conjunto de actividades propuestas el


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Hidrocarburos

operador documentó dos posibles escenarios operativos, uno denominado como escenario base y otro denominado como escenario aumento, del cual nos referiremos en adelante como escenario incremental.

Dentro del conjunto de actividades, se clasificaron en tres rubros, perdón, que es la adquisición y procesamiento de información geofísica, estudios exploratorios y la perforación de un prospecto exploratorio, el cual fue documentado en un escenario incremental. Para el caso del considerando del anexo 5 del contrato, el Programa Mínimo de Trabajo establecido es de 11,700 unidades de trabajo y para este caso no existe incremento al Programa Mínimo de Trabajo. La siguiente por favor.

Bien. Retomando los escenarios operativos o actividades que el operador planea desarrollar, para el caso del escenario base y el rubro de adquisición y procesamiento de información geofísica, el operador considera la compra de información sísmica 3D del estudio Campeche 3D WAZ de aproximadamente 2,106 km2, cubriendo en su totalidad el área contractual, un reprocesamiento subsalino y la ejecución de métodos potenciales. Dentro del conjunto de estudios exploratorios que prevea desarrollar en este escenario, se incluye la interpretación sísmica y un estudio de prospectividad, datos de pozo multicliente, es decir estudios análogos, y la maduración de los prospectos que actualmente tienen identificados. Como podemos ver, este conjunto de actividades para el caso del escenario base tienen un cubrimiento total dentro del área contractual.

Bien. Ahora bien, y considerando las actividades del escenario incremental, estas deben entenderse como actividades adicionales, las cuales van a partir de la ejecución de las actividades desarrolladas en el escenario base. Es decir, que si con alguna de ellas no obtienen los resultados esperados o satisfactorios, darán paso al desarrollo de dichas actividades en el escenario incremental. Bien, para este caso pues prevén un análisis de velocidad de alta densidad denominado "HDVA" de 50 km que, como podemos ver en la imagen, está orientado hacia la parte de un prospecto

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54


Hidrocarburos

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realizada a la fecha, sugiere que el prospecto exploratorio denominado

Camarón es el que tiene como prioritario para su perforación. Sin embargo,

y de los resultados que se obtengan tanto de las actividades presentadas

en el escenario base como en el escenario incremental, este podría

cambiar. Para esto, tiene documentadas otras cinco oportunidades

exploratorias, las cuales se denominan Tiburón, Medusa, Calamar, Delfín y

Mantarraya, en donde en su conjunto tienen una estimación preliminar de

recursos prospectivos a la media sin riesgo en el orden de 1,929 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente.

En la siguiente lámina podemos ver unas secciones sísmicas donde se

evidencia la posible trayectoria de este prospecto denominado Camarón,

en donde podemos observar que el bloque asociado fue expulsado por

actividad de la sal con una orientación Norte-Sur, en donde tiene un cierre

o se encuentra limitado por una falla hacia la porción Oeste en tanto que

para la porción Este está delimitado por la sal y el objetivo de este

prospecto se encuentra en las rocas elásticas del Eoceno. Tiene una

profundidad total programada de 4,100 metros y el tipo de hidrocarburo

que se espera es aceite ligero con la posibilidad de incorporar recursos en

el orden de 143.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

En la siguiente lámina podemos ver ya cómo se ve en el tiempo el conjunto

de actividades tanto para el caso del escenario base como aquellas

actividades documentadas como escenario incremental. La parte en color

gris pues muestran el escenario base en donde, como ya lo mencionamos,

está enfocado a parte de reprocesamiento de la información sísmica y la

parte de los métodos potenciales, aunado a la interpretación sísmica y los

estudios de prospectividad. Para el caso de los estudios exploratorios se

incluyeron tanto los del base y aquellos denominados como escenario

incremental, los cuales servirán para dar el sustento para la eventual

perforación del prospecto exploratorio documentado.

Respecto a ese conjunto de actividades, y considerando el anexo 5 del

contrato, vemos en las tablas que se muestran en la lámina en la parte

izquierda el caso del escenario base, en donde se consideran 29,797

unidades de trabajo, dando cumplimiento al Programa Mínimo de Trabajo

establecido en el contrato. Ahora bien, para el caso del escenario

alternativo, y considerando la eventual perforación del pozo, esta


SS


Hidrocarburos

estimación de cálculo de unidades de trabajo estaría en el orden de 88,217 unidades de trabajo, lo que evidentemente supera en gran medida lo establecido en el contrato.

Respecto a los programas asociados, respecto a cumplimiento de contenido nacional y transferencia de tecnología, se tienen opinión favorable para ambos programas y además que el operador ya cuenta con un registro de conformación de su Sistema de Administración, el cual fue aprobado el 17 de abril de 2018.

Respecto de las inversiones para el caso del escenario base, se encuentran en el orden de 41 millones de dólares y se puede ver en la lámina que el 79% de estas inversiones están asociadas con la actividad general. Para el caso del Programa de Inversiones considerando el escenario base más el incremental, se refleja que el mayor porcentaje de esta inversión está orientado hacia la perforación de los pozos, dado el prospecto exploratorio denominado Camarón.

Bien. De lo anterior pues podemos comentar que, de las actividades documentadas, estas y mediante su ejecución permitirían consolidar un entendimiento sobre la complejidad geológica-estructural en el área. Que la propuesta de las actividades resultan necesarias v son complementarias para una compresión y entendimiento y conceptualización en ambientes de aguas profundas. Que mediante su ejecución permitirían evaluar el potencial petrolero e identificar zonas de interés, aunado a que en el supuesto de éxito exploratorio y de la ejecución del escenario alternativo, el operador podría soportar más adelante un posible Programa de Evaluación. Y que las actividades a desarrollar están justificadas dado que permitirían madurar el entendimiento del subsuelo a nivel local, evaluar el potencial petrolero y estar en posibilidades de avanzar dentro de la cadena de valor del proceso exploratorio.

Por lo anterior, pues se advierte técnicamente viable el Plan de Exploración presentado ya que nos permitiría evaluar el potencial petrolero y precisar el volumen de recursos a incorporar, maximizando el valor estratégico del área contractual al término del periodo inicial de exploración. Por lo que se somete a consideración de este Órgano de Gobierno la aprobación del Plan de Exploración para el periodo inicial de exploración del contrato asociado

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al área contractual AP-CS-G06/2018.

de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019 (

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Hidrocarburos

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, ningún comentario.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿No? OK. Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado por PC Carigali México Operations, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-AP-CS-G06/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44 fracción 1, de la Ley de Hidrocarburos, y 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 PC Carigali México Operations, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L04-APCS-G06/2018.

11.12

Órgano de Gobierno

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de Pemex Exploración y Producción, para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Cibix-l00lEXP.


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Hidrocarburos


la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al ingeniero Ricardo

Basurto Ortiz, Director de Analísis e Interpretación Geofísica.



(

"DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO OHTÍZ.- Muchas gracias. Muy buenas tardes Comisionada, Comisionados. Con su venia les voy a presentar los elementos técnicos considerados para la solicitud de autorización de perforación del pozo exploratorio terrestre Macte-1 presentado por Pemex Exploración y Producción y que posteriormente denominamos Cibix-1001. En el desarrollo de la reunión explicaremos por qué el cambio de nombre de Macte-1 hacia Cibix-1001.

Para esto presentamos el fundamento legal, el cual está basado en la Ley de Hidrocarburos, en el que se establece la facultad de la Comisión para emitir las solicitudes, las autorizaciones de perforación de pozos. También se tiene la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, en el que se establecen las atribuciones de los Órganos Reguladores. El Reglamento Interno de esta Comisión, en el que tenemos las facultades que tiene el Órgano de Gobierno y las facultades que tienen cada una de las Direcciones Generales dentro de esta Comisión y se relacionan con los temas de autorizaciones y finalmente los Lineamientos de Perforación de Pozos, en los que se establecen requisitos y procedimientos para resolver sobre las solicitudes de autorización para la perforación de pozos. En la siguiente lámina por favor.

Me gustaría hacer un zoom sobre el mapa que aparece en la esquina superior derecha por favor para introducirnos sobre este pozo. Este pozo se ubica en el estado de Tabasco en el municipio Jalpa de Méndez. El área que estamos presentando resaltado en verde transparente representa la asignación a la que pertenece, la cual es una asignación de exploración, es la denominada AE-0056-2M-Mezcapala-06 y estamos presentando también pues los campos que están alrededor, las asignaciones de extracción que están alrededor, resaltando la que corresponde a campo Tokal, al campo Tintal y en donde se encuentran los pozos Ayapa y Atitlán.


58


Hidrocarburos

Aquí se resalta que toda esta información está dentro de los pozos de

correlación que están considerados como análogos geológicos y bueno,

consideramos esta información como de referencia. Otra referencia

geográfica es que la ciudad de Villahermosa se ubica aproximadamente a

35 km hacía el suroeste de la localización propuesta.

Aquí cabe resaltar que el pozo Cibix-1001 se va a ubicar dentro de la misma

macropera de donde fue perforado el pozo Cibix-1. El pozo Cibix-1 fue un

pozo productor comercial de aceite en arenas del Mioceno Superior y más

adelante vamos a ver que este pozo Cibix-1001 también persigue objetivos

en el Mioceno Superior, pero estratigráficamente más profundos. De ahí

que el prospecto denominado Macte inicialmente por Pemex Exploración

y Producción ahora cobre digamos este nombre Cibix-1001, por su

asociación directa con el campo digamos en su posición geográfica. En

relación con la ubicación geográfica también, bueno, es importante

mencionar que este pozo se ubica dentro de las Cuencas el Sureste

terrestre y en la provincia geológica del Pilar Reforma Akal. Podríamos

regresar a la vista original por favor.

En términos del anexo 3 de los Lineamientos de Perforación de Pozos, este

pozo se clasifica como un pozo exploratorio en nuevo yacimiento y recibe

la denominación 103 en relación con su clasificación y esto de acuerdo al

objetivo inicial de la perforación. La elevación del terreno en la localización

es de 5 metros y, como les mencioné, tiene objetivos geológicos en el

Mioceno Superior, los cuales son estratigráficamente más profundos que

las arenas descubiertas por el pozo Cibix-1. Los intervalos identificados

para cada uno de estos objetivos representan la posible zona de interés, la

que tendría que atravesar el pozo, y esta zona de interés fue identificada a

partir de la información sísmica, correlación petrofísica con pozos cercanos

e incluso con las evidencias obtenidas del pozo Cibix-1. Estos intervalos

comprenden profundidades para el objetivo 1 de 4,160 metros a 4,470

metros desarrollados bajo la mesa rota ria y para el intervalo de interés más

profundo sería de 4,560 a 4,777 metros desarrollados bajo la mesa rota ria.

El hidrocarburo esperado para este pozo es aceite ligero de 37 grados API

y este fue estimado a partir de la correlación directa con el pozo Cibix-1. La

temperatura y presión del yacimiento que estimaron para cada uno de

estos objetivos son de 106 ºC para el primer objetivo, 116 ºC para el

objetivo más profundo y las presiones se estimaron valores de 5,271 psi y


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Hidrocarburos

la más profunda alcanzaría un valor de 6,020 psi. El pozo está propuesto a

ser perforado de manera direccional con una trayectoria tipo S y, basado

en los resultados que se obtengan en el objetivo 2, el operador está

considerando realizar un site track. Este con el obj1::!tivo de poder evaluar

de mejor manera el objetivo 1 y cortar esas arenas visualizadas en una

mejor posición estructural.

En la siguiente lámina podremos ver cuál es la razón de este site track. Nos

podemos regresar tantito por favor, perdón. La profundidad total esperada

programada para este pozo en su proyección vertical alcanzaría 3,850

metros verticales y 4,777 metros desarrollados debido a la trayectoria S. Si

el operador petrolero ejecuta el escenario site track, la profundidad

vertical serían 3,500 y debido a la trayectoria alcanzaría una profundidad

de 5,039 metros desarrollados. Los tiempos que se estimaron para realizar

la perforación de este pozo, los tiempos totales serían 123 días y si el

operador petrolero ejecuta el escenario site track serían 132 días

programados. ¿Cómo se desglosa este tiempo? Bueno, tan solo la

perforación del escenario de la trayectoria S se requerirían 67 días y si se

ejecuta el escenario se site track se requerían 100 días para su ejecución.

En el caso de la terminación, en el escenario S el operador petrolero estaría

considerando realizar dos pruebas de producción, una para cada objetivo,

y eso demandaría 56 días para su ejecución. Si ejecuta el escenario site

track, solo realizaría una prueba de producción y eso lo haría sobre el

objetivo más somero, el objetivo l. Ello requeriría de 32 días para la

ejecución de la terminación.

De la misma manera los costos. Los costos totales para la perforación son

de 411.63 millones de pesos y cuando ejecuten el escenario site track, de

hacerlo, serían 514.81 millones de pesos. El desglose de estos costos

entonces serían para la perforación 321.98 millones de pesos y 89.65

millones de pesos. Al realizar el escenario site track, el monto de la

perforación ascendería a 474.2 millones de pesos y para la terminación

solo se llevarían 40.61 millones de pesos. Nuevamente, recalcando que en

este escenario no se haría una de las dos pruebas programadas.

Finalmente, para agotar esta lámina. El equipo de perforación que utilizaría

sería el denominado ICMA-875 de 2,000 caballos de potencial y una

capacidad de carga en la polea viajera de 500 toneladas, preventores

además con capacidad de trabajo de 5,000 y 10,000 psi. El recurso

de Gob;emo r,;gés;marecceca Ses;ó, E>tcaocd;,ac;, 18 de joo;o de 2019 �

60


Hidrocarburos

prospectivo que se asocia a este prospecto es de 29 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito del 29%. Ahora

sí la siguiente lámina por favor.

Aquí vamos a describir entonces el tipo de trampa al que se asocia.

Obviamente este tipo de yacimientos se asocian a depósitos terrígenos. Y

en relación con la trampa en su componente estructural, se trata de un

anticlinal orientado Sureste-Noreste, el cual, bueno, podemos ver en las

figuras que están en la configuración estructural que se presenta en la

parte derecha para cada uno de los objetivos y presenta un cierre contra

falla hacia el Norte y se limita por cierre natural en sus demás direcciones.

La componente estratigráfica la determina la distribución de facies

laterales de acuerdo con el modelo sedimentario que posiblemente

pudieran ser asociados a barras de arena y canales de frente deltaico.

La figura que tenemos en la parte inferior izquierda representa

precisamente la relación que se tiene en la sección sísmica, la relación que

se tiene con el campo Cibix, la perforación de este pozo Cibix-1001. Las

arenas mostradas en el bloque estructural que determina los objetivos

originales de la perforación del pozo Cibix-1 fueron comprobadas hacia

esta zona y las arenas objetivo de la perforación de este pozo serán

comprobadas digamos en una zona orientada más hacia el límite norte de

la trampa y digamos estratigráficamente van a ser más profundas.

{

Las arenas objetivo 2 se ubicarían en el mismo bloque estructural con

mayor profundidad e incluso con una separación vertical determinada por

una falla normal. En la sección sísmica del centro, podemos observar los

escenarios de la perforación del pozo. La trayectoria del pozo en superficie

permitiría aprovechar la macropera o la instalación ya establecida en el

pozo Cibix-1 y cortar las arenas en profundidad del Cibix-1, atravesarlas,

evaluando ellas solo con registros geofísicos. No harían toma de muestras

de roca, no harían toma de muestras de fluidos, no se haría ninguna prueba

de producción y la trayectoria S hacia los objetivos permitiría evaluar en

una posición estructural echado abajo de las arenas del objetivo 1 y

permitiría además evaluar en la mejor posición estructural sobre las arenas

del objetivo 2.

¿Por qué el operador petrolero utilizó un escenario de site track? Esto es si

las arenas más profundas no tienen las suficientes condiciones de


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é y


Hidrocarburos

yacimiento como para ser evaluadas, entonces se enfocarían sobre las

arenas 1. Que hacia la posición a donde se dirige la trayectoria de site track

permitiría cortar en una mejor posición estructural a las arenas 1 y debido

al echado de estas mismas cortaría mayores espesores. Esto incrementaría

las probabilidades de éxito en el pozo, en caso de que uno de los objetivos

no tenga las condiciones necesarias. La siguiente lámina por favor.

Una vez presentado esto, abordamos sobre el diseño del pozo.

Obviamente el operador petrolero se basó en la propuesta de diferentes

opciones de diseño para alcanzar los objetivos geológicos y esto

considerando pozos de correlación que, como vimos, son muy cercanos al

área y comparten objetivos similares. La columna geológica, bueno,

también fue caracterizada. Se presenta un buen grado de certidumbre

relacionado con la perforación del pozo Cibix-1, el cual es muy cercano, y

las condiciones de yacimiento obviamente también estimadas a partir de

los campos análogos que se presentan en el área. La ventana operativa se

fundamentó en el estudio geomecánico, aplicó los factores de seguridad,

se mostraron asentamientos adecuados de las tuberías de revestimiento y

las densidades de los fluidos de perforación están programadas de acuerdo

a cada una de las etapas de la perforación y esto obviamente contribuye a

la integridad del pozo por parte del operador.

En el diagrama que mostramos a la derecha estamos presentando la

columna geológica, una descripción litoestratigráfica que comprende la

propia columna geológica y la ventana operativa basado en el modelo

geomecánico, además como el propio diseño del pozo. Para describir cada

una de estas curvas, bueno, nos vamos a centrar sobre la presión de poro,

la cual está representada por la curva roja y su gradiente, y su margen de

seguridad perdón, en la línea punteada roja. En ella podemos observar que

básicamente en la parte somera de la columna geológica se consideran

condiciones de presión normales y empieza a tener cierto incremento,

zonas de transición o rampas, unas debidas a presencia de fluidos en esta

parte somera. Pero la más significativa es entrando hacia la zona de

yacimientos, relacionado incluso con las arenas descubiertas por el pozo

Cibix-1. Incluso esta rampa de presión, bueno, también se puede zonificar

a partir de la zona de posibles yacimientos que se considerarían dentro de

los objetivos geológicos. Por ello, el operador petrolero tiene un programa

de densidades para los fluidos de la perforación, los cuales van


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J


Hidrocarburos

{

incrementando gradualmente con la profundidad y además consideró para este programa de fluidos las curvas de pérdida que se muestran en esta curva negra y la cual representa el esfuerzo mínimo horizontal, así como la curva de gradiente de fractura presentada por la curva azul y su margen de seguridad por la curva· azul punteada. Finalmente, pues también consideró el esfuerzo de sobrecarga.

Ahora bien, para describir sobre el diseño del pozo, bueno, el operador petrolero consideró asentar una tubería de revestimiento en la primera etapa superficial. Esta tiene la función de aislar los posibles acuíferos superficiales y por ello mismo también programó la utilización de un fluido de perforación base agua. La siguiente etapa tiene la funcionalidad de poder aislar las posibles fallas normales que pudieran presentar eventos de potenciales pérdidas de circulación y para ello introduciría una tubería de revestimiento de 13", de 13 3/8", perdón. Posteriormente utilizaría una etapa para el liner de 9 5/8" y este permitiría al operador aislar las arenas evaluadas por el pozo Cibix-1. Como les mencioné, en esta etapa solo se consideran registros geofísicos en tiempo real y, digamos en relación con la toma de información, no hay elementos que pudieran representar una fase de evaluación sobre esas arenas. Finalmente, se tiene un liner de producción programado que es el liner de 7" y con ello permite alcanzar al operador la profundidad total programada, establecer contacto con los objetivos geológicos y posteriormente la evaluación que determine realizar sobre ellos. Esto es a través de pruebas de producción, una en cada objetivo. La siguiente lámina por favor.

Habiendo presentado estos elementos técnicos, sometemos a su consideración estos elementos de evaluación, los cuales están fundamentados en el artículo 32 de los lineamientos, así como en el cumplimiento del artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. En el caso del artículo 32 de los lineamientos, nosotros observamos que se tiene cumplimiento de los requisitos y los elementos técnicos que se establecen en el artículo 27 de los Lineamientos de Perforación de Pozos. El operador dio soporte técnico para la selección y el diseño del pozo. Se acreditaron los elementos que permitieron alcanzar los objetivos geológicos propuestos y así como para preservar la integridad del pozo durante su perforación. Aquí cabe resaltar que el propio escenario de perforar una trayectoria S es digamos


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/

...

estratégico para el operador que esa trayectoria, primero, aproveche las condiciones en superficie ya por la perforación del pozo Cibix-1 y después poder alcanzar los dos objetivos geológicos en condiciones de yacimiento que pudieran ser favorable. En caso de que una de estas no se presente, el escenario site track pues permitiría incrementar, alcanzar los objetivos de la perforación del pozo.

El siguiente elemento es que el pozo exploratorio terrestre Cibix-100 1 está considerado en el Plan de Exploración vigente, el cual fue aprobado el 27 de mayo de este año en la 27ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno, nuevamente resaltando que en el Plan de Exploración este prospecto fue documentado como Macte-1. Para la perforación del pozo, pues el operador está considerando la utilización de la tecnología adecuada para la perforación e incluso se observa que, dado el diseño y las condiciones en el área, pues no se requiere algo fuera de lo convencional.

En relación con el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores, se tiene que con la perforación de este pozo se aceleraría del desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. Si resultara exitosa la perforación del pozo, se contribuiría a la reposición de reservas de hidrocarburos. Y finalmente relacionado con el último punto del cumplimiento del artículo 32, pues se utilizaría la tecnología adecuada para la exploración y la extracción de hidrocarburos. Muchas gracias.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-Solo una pregunta.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Esto no tiene nada que ver evidentemente con el Plan de Desarrollo de Cibix. ¿Verdad? Gracias.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.-Así es. No tiene que ver porque en los términos en los que fue presentado precisamente se tiene los objetivos estratigráficamente hablando son más someros. Las arenas que se descubrirían aquí no fueron evaluadas por el pozo Cibix-1, aunque también son del play Mioceno Superior y están en la misma área .


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De ser exitoso, entonces se tendría que incorporar el posible descubrimiento aquí hacia el campo Cibix. Pero obviamente eso hasta posteriormente la perforación del pozo se podría determinar.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pero sí, o sea, me llama la atención porque este es uno de los 20 campos prioritarios para Pemex y entiendo, es decir, de aprobarse eventualmente ese Plan de Desarrollo entiendo que estamos ahora acá aprobando un pozo dentro de esa misma asignación. ¿ Es correcto?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Así es. Pero digamos, o sea, la relación que tiene es geológica, aunque los objetivos de la perforación de este pozo no han sido evaluados por el pozo Cibix-1.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Monroy, por favor.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, aquí nada más recordar que el pozo Cibix-1 encontró aproximadamente 18 arenas. Es decir, es un cuerpo de arenas que varía de 12 a 20-25 metros cada una de espesor y todo eso fue evaluado por Cibix-1. Entonces este Cibix que tenemos como 1001, efectivamente como describió el ingeniero Ricardo, son arenas adicionales a estas 18 que en su caso, de ser exitoso, se tendría que evaluar también el volumen de estas arenas y seguramente un desarrollo completo debe de incluir todo obviamente porque pues están en la misma posición prácticamente. ¿No? O sea, son 40 metros - corrígeme - de profundidad de diferencia. No, de distancia.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- De distancia.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- De distancia del Cibix-1.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Ah, sí. De hecho, perdón, con lo presentado por Pemex en relación con la evaluación del descubrimiento Cibix-1, están estimando una extensión de todas las arenas, digamos en su envolvente, aproximadamente de 19 km2. Entonces el tamaño de las posibles arenas que está visualizando Pemex para este


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Hidrocarburos

prospecto más profundo quedaría absorbido digamos arealmente en cómo se está delimitando el campo ya documentado para su desarrollo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perdón. ¿Nada más a qué distancia está de Cibix-1?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- 43 metros en superficie.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Es una asignación de exploración y extracción.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Cibix-1 se perforó ...

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- No, no, la asignación. ¿Es de exploración y de extracción?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- No, es exploración.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿Pero cómo estamos entonces? Bueno, entiendo que no ha presentado entonces Pemex su Plan de Desarrollo para la Extracción que ya anunció hace mucho, porque esta es una asignación de exploración. Sí, ¿verdad? O sea, no son 20, son 19, porque este no tiene Plan de Desarrollo para la Extracción, está en la etapa exploratoria.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Exactamente.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Exactamente, OK.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Nada más voy a hacer un comentario muy ... Lo que pasa es de que finalmente este va a ir a objetivos más profundos según lo que nos explicaron, pero necesariamente va a pasar por los descubrimientos ya hechos por Cibix-1. No se pueden tapar los ojos, ¿verdad? O sea, van a pasar y este podría ser un "delimitador", o sea, o uno que sirva para evaluación o para ver continuidad del Cibix-1. ¿correcto?


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Hidrocarburos

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

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, ¿puede ser un pozo delimitador del yacimiento Cibix? O sea, pregunta.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, el operador está básicamente diciendo vamos a correr registros nada más arriba, no vamos a tomar muestras ni nada, nos vamos a ir directamente al objetivo que se tiene.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y con los registros pueden ver la continuidad.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Pero con los registros por supuesto que podrían ver.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y si hay manifestaciones pues también, ¿no?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, por supuesto, a la hora de perforar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, este también puede ser un pozo delimitador o de continuidad.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- De continuidad puede ser, sí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿No? O sea, para que lo tomen en cuenta en su resolución. No sé si haya comentarios Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, ninguno, muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Comisionado Moreira? Yo sí tengo. O sea, en esta resolución estaríamos, o sea, porque hubo mucha explicación, pero el site track no está en el diseño que nos presentaron.

Ó gano de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria

i: �·· 18 de Í"";º de 2019

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DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Si, forma parte del programa de perforación y, bueno, documentaron el operador todos los elementos que serían considerados.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Pero el diseño que nos presentaron está considerado el site track?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Así es. Cabe resaltar entonces que el liner de 7" si se ejecuta el site track no sería ademado el último agujero de la perforación. Es se abandonaría el agujero y entonces con ese liner programado para el site track se emplearía, digámoslo así, para la perforación del site track y por ello se conservaría el diseño. A final de cuentas se alcanzaría la profundidad total con un liner de 7" en cualquiera de los dos escenarios.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero no está en el diseño que nos presentaron.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Sí. Si nos regresamos. Ahí, en esa.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ahí es donde yo quisiera. ¿Dónde estaría el site track?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- El site track iniciaría a partir de 30 metros por debajo del liner de 9 5/8" y continuaría su trayectoria. Digamos aquí no está representado.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No está representado. Lo que pasa es de que lo que veo es que el site trae!( pasaría por una falla según lo que entendí y por eso decía que si aquí estaba representado el site track y si se consideraba.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- De hecho, no


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atravesaría la falla porque lo que separa al objetivo 1 con el objetivo 2 es una falla normal.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Así es.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Como el site track

ya no se va a enfocar en el objetivo 2, no se atravesaría la falla normal. SI nos podemos regresar una lámina anterior.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, a ver, entonces nada más explíqueme a dónde va el site track.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Aquí. Y ahora podemos hacer zoom en la línea sísmica central. Aquí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Exacto y un poquito para arriba. Hacia la derecha.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.-El diseño base es la trayectoria S, el cual alcanzaría ambos objetivos, esta es la falla que atravesaría. En el momento que se determine realizar el site track,

entonces abandona el agujero, sique aquí asentado la TR de 9 5/8" y 30 metros por debajo de ello continuaría con el site track. Y digamos la trayectoria sería paralela al lechada de las fracturas. Entonces por más que profundice no la tocaría.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Aunque en el diseño no está considerado ese site track. No. O sea, no está ilustrado.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- En el estado mecánico.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- En el estado mecánico no lo pone.

no de Gobierno Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.-Ah, OK. Sí tenemos, en el programa de perforación está documentado en su estado mecánico.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-En lo que nos mostró no está.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Si, no están.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Mi pregunta va: ¿La terminación que van a hacer es para que el pozo produzca, o sea, que quede en producción o lo taponan?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTÍZ.- Si, es una prueba de producción. El programa de terminación presentado como preliminar considera incluso el escenario de taponamiento para uno o para las dos posibles trayectorias. Entonces sí está documentado el abandono del pozo en el programa preliminar de terminación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, no estaría terminado para después producir. ¿No? OK, muchas gracias. No hay preguntas. Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."


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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza a Pemex Exploración y Producción, para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Cibix-1001EXP.

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'°º de Gob;emo Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria 18 de junio de 2019

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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 para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Cibix-1001EXP.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 14:06 horas del día 18 de junio de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Trigésima Tercera Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.

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

Alma Améric rr Comisionada

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

a ·ez Romero omisionado

Héctor Moreira Rodríguez '? Comisionado

Carla Gab · a onzález Rodríguez Secretaria Ejecutiva


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Documents

ÓRGANO DE GOBIERNO · 2019. 9. 10. · el plan que traemos a la fecha tendría una producción máxima para el año 2022 alcanzando alrededor de los 82,000 barriles diarios de condensado