ÓRGANO DE GOBIERNO€¦ · En la Ciudad de México, siendo las 17:12 horas del día 25 de julio del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de tiidrocarburos,

Comisión Nacional de Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

CUADRAGÉSIMA CUARTA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 17:12 horas del día 25 de julio del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de tiidrocarburos, en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez. Estuvo también presente la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Cuadragésima Cuarta 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 220.0589/2019, de fecha 24 de julio de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 19, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.

Con fundamento en el artículo 53 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, presidió la sesión la Comisionada Alma América Parres Luna.

A continuación, la Comisionada Porres 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 Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Programa de Evaluación presentado por Pemex Exploración y Producción del descubrimiento asociado al pozo QuesquilEXP, referente a las asignaciones AE-0045-SM-Agua Dulce-04 y AE-0053-3M-Mezcalapa-03.

11.2 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-CS-G07 /2018.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Programa de Evaluación presentado por Newpek Exploración Extracción, S.A. de C.V., en relación con el contrato CN H-R02-L03-BG-02/2017.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de la empresa Dowell Schlumberger de México S.A. de C.V. para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que no incluye la adquisición de datos de campo.

11.5 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0183-2M-Campo Ku.

Ó gano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019

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11.6 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la solicitud de las empresas participantes, Repsol

Exploración México, S.A. de C.V., PC Carigali México Operations, S.A. de

C.V. y Ophir México Operations, S.A. de C.V. para gravar su interés de

participación del contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G01/2018.

11.7 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la solicitud de las empresas participantes, Repsol

Exploración México, S.A. de C.V. y PC Carigali México Operations, S.A. de

C.V., para gravar su interés de participación del contrato CNH-R02-L04-

AP-CM-G05/2018.

11.8 Acuerdo por el que se expide el Código de Conducta de la Comisión

Nacional de Hidrocarburos.

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Programa de Evaluación presentado por Pemex Exploración y Producción del descubrimiento asociado al pozo Quesqui-lEXP, referente a las asignaciones AE-0045-SM-Agua Dulce-04 y AE-0053-3M-Mezcalapa-03.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al ingeniero Christian López Martínez, Director General Adjunto en la Dirección General de Evaluación del Potencial Petrolero.

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

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero López, por

favor.


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DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO CHRISTIAN LÓPEZ MARTÍNEZ.Buenas tardes Comisionada, Comisionados. A continuación, me voy a permitir presentar el dictamen técnico del Programa de Evaluación para el descubrimiento Quesqui de Pemex Exploración y Producción, el cual se ubica en las asignaciones AE-0053-3M-Mezcalapa-03 y AE-0045-SM-Agua Dulce-04.

Bueno, el fundamento legal de este Programa de Evaluación son la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el Reglamento Interno de la Comisión, los Lineamientos de Planes y el Título de Asignación. Referente a la cronología del proceso de revisión y evaluación de la solicitud de aprobación del Programa de Evaluación del campo Quesqui, bueno, este proceso se inició con la solicitud de aprobación del plan realizado por PEP el 8 de julio de este año. Posteriormente PEP realizó dos alcances de información, el primero el 12 de julio y el segundo el 22 de julio. Durante este tiempo, también realizó a la par la evaluación del programa y la elaboración del dictamen técnico. Asimismo, durante dicho periodo se solicitó la asistencia técnica de la Secretaría de Economía y la ASEA referente a los Programas de Cumplimiento de Contenido Nacional y de Administración de Riesgos para finalmente llegar a este día en donde les presentamos y sometemos a su consideración el Programa de Evaluación.

Como antecedentes del área de evaluación, bueno, tenemos que esta área se ubica en el sureste de la república mexicana dentro de la provincia petrolera de Cuencas del Sureste. Como ya había mencionado anteriormente, dentro de las asignaciones AE-0045-SM-Agua-Dulce-04 y AE-0053-3M-Mezcalapa-03. El 17 de mayo de 2018 se realizó una modificación al Plan de Exploración en donde dentro del escenario base se contemplaba la perforación del pozo Quesqui-1. Y bueno, las operaciones del pozo Quesqui-1 dieron inicio el 23 de julio de 2018 y finalizaron el 17 de junio de 2019. Relativo a la perforación, el 5 de julio de 2019 esta Comisión realizó la ratificación del descubrimiento. Y bueno, para hacer mención del área de evaluación, esta tiene una superficie de 87.068 km2•

Las generalidades del pozo descubridor Quesqui-EXP se encuentra dentro de la asignación AE-0053-3M-Mezcalapa-03. Como había mencionado

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también, dio inicio, bueno, el periodo de perforación fue del 23 de julio de 2018 al 5 de abril de 2019 y la etapa de terminación inició el 6 de abril de 2019 y concluyó el 17 de junio de 2019. La profundidad total del pozo en metros desarrollados fue de 7,047 metros, lo que equivale a una profundidad vertical de 6,992 metros verticales bajo el nivel del mar. La roca almacén en donde se realizó el descubrimiento fueron dolomías del Jurásico Superior Kimmeridgiano, resultando productor de gas y condensado de 43.8 grados API. Esto se ratificó a través de una prueba de producción, la cual se realizó en el intervalo de 6,256 a 7,047 metros, registrando una presión de 884 kg/cm2 y una temperatura de 153 ºC. El gasto que tuvo el pozo en este intervalo fue de condensado de 4,478 barriles por día y de 16.67 millones de pies cúbicos diarios con una relación gas/aceite de 663 m3/m3• Esto a través de un estrangulador de 1/2".

Referente a la estimación del volumen original de hidrocarburos. Mediante la elaboración de un modelo geológico calibrado con los resultados de la perforación del pozo en los cuales se incluye los registros geofísicos y la prueba de producción, el operador estimó un volumen original de 923 millones de barriles de condensado y de 3,400 miles de millones de pies cúbicos, esto a un límite convencional de 7,300 metros. Bueno, de acuerdo con la cadena de valor de la exploración de hidrocarburos con el descubrimiento realizado a través de la perforación de Quesqui-lEXP, bueno, se está pasando de la etapa de incorporación de reservas a la etapa de caracterización y delimitación inicial, para lo cual se presenta este Plan de Evaluación, el cual tiene por objetivo evaluar el potencial petrolero actual del yacimiento descubierto en el área y sustentar su comercialidad mediante la ejecución de la perforación de por lo menos, bueno, de hasta cinco pozos delimitadores y de la realización de hasta seis pruebas de presión-producción de alcance extendido y algunas otras actividades asociadas a estas metas que son la ampliación de una macropera, la construcción de dos macroperas y la construcción de tres líneas de descarga para manejar los hidrocarburos que se generen a través de las pruebas de producción de alcance extendido.

Entonces estas actividades se realizarán, el operador tiene contemplado realizarlas a través de un escenario base y de un escenario incremental. El escenario base incluye la construcción de una línea de descarga que irá desde Quesqui desde la batería, perdón, desde la macropera de Quesqui-


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lEXP a la Batería de Separación de Tecominoacán. Esto es una construcción de un oleogasoducto de 14 km, también tiene contemplado ampliar la macropera de Quesqui-lEXP, reanudar actividades en el pozo QuesquilEXP para realizar una prueba de producción de alcance extendido y también tiene contemplado perforar y terminar el pozo Quesqui-lDEL dentro de esta perforación que incluye también la toma de información geológica y geofísica.

Dentro del escenario incremental, el operador tiene contemplado realizar la prueba de producción de alcance extendido en el pozo Quesqui-lDEL; perforar y terminar y hacer la prueba de producción en los pozos Quesqui-2DEL y Quesqui-3DEL; construir dos macroperas para los pozos de los Quesqui-4DEL y Quesqui-SDEL; perforar y terminar y realizar prueba de producción de alcance extendido en los pozos Quesqui-4DEL y QuesquiSDEL; y construir dos líneas de descarga desde las macroperas SDEL y 4DEL hacia la macropera de Quesqui-lEXP para el manejo de los hidrocarburos de las pruebas de producción de alcance extendido.

Bueno, referente al Programa de Inversiones. Con la ejecuc1on del escenario base, PEP estará ejerciendo una inversión de poco más de 46 millones de dólares a través de la perforación de un pozo, la prueba de alcance extendido y la construcción de un dueto. Esta inversión se distribuye como se ve en la gráfica y corresponde a 84% de la inversión que se va en la perforación de pozos, 6% en las pruebas de producción y 10% en otras ingenierías que se refiere a la construcción de los duetos. Y bueno, de optar por el desarrollo del escenario incremental y, en el caso de que se desarrollen todas las actividades, se estará ejerciendo una inversión total - incluyendo el escenario base más el escenario incremental - de 203.8 millones de dólares y esta inversión se distribuye de la siguiente manera como se ve en la gráfica que es de 87.7% dedicado a la perforación de pozos, 5.7% a las pruebas de producción y 6.6% a la construcción de los duetos.

Este es el cronograma de actividades del Programa de Evaluación y bueno, como vemos, en el escenario base está contemplada la prueba de producción de alcance extendido y el manejo de la primera fase de los hidrocarburos se realizará a través de pipas y posteriormente viene la construcción de un oleogasoducto, seguido de la ampliación de la


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macropera de Quesqui-lEXP para iniciar con la perforación del QuesquilDEL, seguido de la perforación del Quesqui-2DEL y del Quesqui-3DEL. Esto ya dentro del escenario incremental. Y bueno, también en el año de 2020 tienen contemplado la perforación del Quesqui-4DEL y del Quesqui-SDEL posterior a la construcción de los caminos y macroperas y también, a la par de estas actividades, se estarán desarrollando o construyendo los oleogasoductos para el manejo de los hidrocarburos.

Referente a los programas asociados. Con oficio UCN.430.2019.387 de fecha 22 de julio de 2019, la Secretaría de Economía indicó que actualmente no cuentan con elementos para pronunciarse con respecto al porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa de cumplimiento debido a que los Títulos de Asignación de las asignaciones en las cuales se ubica el área de evaluación carecen del porcentaje mínimo nacional al que deban sujetarse en su periodo de evaluación. En este sentido, los Títulos de Asignación indican que, en caso de llevarse a cabo actividades de evaluación, estos deberán ser modificados para incluir dicho rubro. Dado esto, entonces si se llegan a modificar o cuando se modifiquen los títulos, se tendrá que hacer una nueva consulta a la Secretaría de Economía para ver el Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional. Y referente al Sistema de Administración de Riesgos, en relación con esto, bueno, el operador cuenta con la Clave Única de Registro del Regulado otorgada por la ASEA el 9 de junio de 2017.

Bueno, y como conclusiones tenemos que la ejecución de las actividades propuestas permitirá generar mayores elementos técnicos que permitan sustentar la comercialidad de los hidrocarburos encontrados en el campo Quesqui. la aplicación de técnicas, metodologías y te-enologías que serán utilizadas por el asignatario resultan apropiadas para la etapa exploratoria en la que actualmente se encuentra el área, con respecto de la cadena de valor del proceso de exploración y producción de hidrocarburos. Y la ejecución de las actividades previstas en el Programa de Evaluación se proyecta una inversión total que puede ir desde los 46.07 millones de dólares que corresponde al escenario base hasta un total de 203.84 millones de dólares que serían la suma del escenario base más la totalidad de las actividades del escenario incremental.


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Y bueno, el Programa de Evaluación se advierte técnicamente factible toda vez que las actividades planteadas permitirán generar y acelerar el conocimiento geológico-petrolero del subsuelo, evaluar el potencial petrolero y maximizar el valor estratégico de la asignación, por lo que se somete a consideración del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos la aprobación del Programa de Evaluación correspondiente al descubrimiento Quesqui ubicado en las asignaciones AE-0053-3M-Mezcalapa-03 y AE-0045-SM-Agua Dulce-04 del asignatario Pemex Exploración y Producción.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo vi que tenían un escenario base que es un solo pozo exploratorio y luego saltan directamente a cinco. No me queda claro si es A o B o puede haber intermedios. ¿Pudiera ser uno y luego tres y luego cinco o es uno o cinco?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, maestro.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Sí. la propuesta es que en el escenario A se perfore el primer pozo delimitador, además del exploratorio que se va a hacer una prueba de producción y el escenario B que sería el incremental pueden ser dos, tres, cuatro o hasta cinco.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, ya. O sea, hay varios incrementales.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- los pozos, según refleja el operador en el programa, van siendo condicionantes respecto del resultado del anterior.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, perfecto. Ya quedó claro.

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


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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Al Programa de Evaluación no tengo ningún comentario. Creo que deberíamos de plantear ahí como una posibilidad la revisión de las instalaciones superficiales porque todo va a fluir de la pera lEXP hacia la Batería de Separación Tecominoacán. Es un oleogasoducto de 8", pero también los otros son de 8". Los que salen de Quesqui-4DEL y los que salen de Quesqui-SDEL también tienen 8", entonces sería muy bueno que ellos verificaran que no se vaya a convertir en un cuello de botella el último, el de 8" por 14 km. Digo, porque todos son de 8", entonces algunos están sobrados o les falta todavía diámetro. Si 8" es lo adecuado para el Quesqui-SDEL y para el 4DEL, cuando se unan los tres van a generar una contrapresión. Pero eso se puede anotar ahí como una observación. No tiene que ver nada con el visto bueno del Programa de Evaluación, eso adelante, pero sí se nota esa situación ahí de las instalaciones superficiales.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Lo ponemos en el dictamen.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Sí? Ahora, también hay que considerar que a veces es más caro conseguir tubería de menor diámetro, entonces ellos lo tendrán que ver. Yo creo que la postura es que busquen reducir costos y que busquen también evitar cuellos de botellas en el flujo de los pozos ya que todos los pozos estén terminados.

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

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

RESOLUCIÓN CNH.E.44.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Programa de Evaluación presentado por Pemex Exploración y Producción del descubrimiento asociado al pozo Quesqui-lEXP, referente a las Asignaciones AE-0045-SM-Agua Dulce-04 y AE-0053-3M-Mezcalapa-03.


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ACUERDO CNH.E.44.001/19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracción 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y 13, fracciones X y XI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba el Programa de Evaluación presentado por Pemex Exploración y Producción del descubrimiento asociado al pozo QuesquilEXP, referente a las Asignaciones AE-0045-SM-Agua Dulce-04 y AE-0053-3M-Mezcalapa-03.

11.2 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-CS-G07 /2018.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al maestro Rodrigo Hernández Ordoñez, Director General de Dictámenes de Exploración.

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

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Hernández.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Gracias, buenas tardes. Vamos a darles algunos detalles acerca de este Plan de Exploración y el dictamen que traemos acerca del último de los contratos de la ronda 2.4, que es este que sometemos a su consideración, que es operado por PC Carigali México Operations. Entonces el marco normativo que utilizamos para desahogar este trámite es el que utilizamos para que esté inscrito digamos en la Ley


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de Hidrocarburos, en la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, en el propio reglamento, los lineamientos y las cláusulas del contrato que hacen referencia a esto. Solamente para indicar, es un contrato de aguas profundas que se encuentra en la Cuenca Salina del Istmo. Si vemos en la siguiente diapositiva.

La ubicación en particular es justamente aproximadamente a unos 200 km al norte de Coatzacoalcos, Veracruz en la Cuenca Salina, particularmente en la porción más noroccidental de esta cuenca. No existen pozos exploratorios en el área. Los pozos más cercanos son aquí se ve en el mapa Yoka-1 que está hacia el suroccidente y Tamha-1 que está hacia la parte oriental, sin embargo, estamos hablando de decenas de kilómetros de distancia hacia el bloque. Hay, como ustedes ven, líneas sísmicas 2D que pasan por el bloque, además de un estudio 3D que es el Campeche WAZ que también lo cubre y hay algunas actividades que ya fue realizando el contratista que fue interpretación sísmica, modelado de sistemas petroleros en 1D, análisis de los pozos secos cercanos, la evaluación petrofísica y un análisis volumétrico preliminar. Estamos hablando de un bloque de alrededor de 2,000 km2 en tirantes de agua que van de 800 hasta 2,200 metros de profundidad. En la que sigue vemos cuál es la situación de este plan o esta área dentro de la cadena de valor.

Nos encontramos en una etapa de evaluación del potencial ya que, como veíamos, no hay pozos, no hay ningún descubrimiento por lo tanto. Entonces el objetivo de este plan es evaluar el potencial petrolero dentro de esa área contractual y, como está considerándose la perforación de un pozo, pues llegar a corroborar la existencia de hidrocarburos en los intervalos de interés que veremos un poco más adelante. El Programa Mínimo de Trabajo para este contrato es de 11,700 unidades y hubo un incremento al programa en la licitación de 47,500. Por lo tanto, las unidades de trabajo a cumplir en este contrato fueron de 59,200 unidades.

Respecto de las actividades que van a estar realizando a través de este plan, está la adquisición y procesamiento de información geofísica. Veíamos que está esta información 3D WAZ que será procesada. Hay adquisición de magnetometría y gravimetría a través de un ARES que ya se hizo y lo están adquiriendo para este bloque, el reprocesamiento de esta sísmica 3D y estudios exploratorios que tienen que ver con estudios


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geofísicos, estratigráficos, de geología regional, otros en particular para el bloque de detalle, algunos de evaluación de recursos prospectivos y los estudios naturales de postperforación. Entonces aquí vemos justamente en el bloque cómo es que está la cobertura. Vemos que el bloque tiene cobertura total de sísmica 3D y las líneas que ven en este achurado son las líneas de vuelo, perdón, las líneas donde se obtuvo la magnetometría y la gravimetría. Ahora bien, respecto a las actividades que se van realizando respecto del tiempo, vamos a ver en la siguiente el cronograma de ellas.

Vemos que esas actividades de exploración están consideradas como adquisición y reprocesamiento de información geofísica, los estudios exploratorios y la perforación de pozos. Si le damos a la siguiente por favor. Entonces está el reprocesamiento de sísmica de este estudio 3D WAZ que está en el área. Como les decía, la parte de métodos potenciales ya fue adquirida y vendrá entonces la interpretación sísmica a partir de estos datos. Después vienen todos los estudios de sismogramas, modelos de físico de rocas, de AVO, modelos de velocidad para seguir con los estudios regionales y después los de detalle. A la vez está haciendo la evaluación de los recursos prospectivos, de manera que hacia finales del siguiente año se estaría perforando el prospecto que hoy tienen visualizado y nombrado preliminarmente como Huracán. El contratista manifiesta que eso con la información que tienen actualmente. Ese es el prospecto que se ve mejor para ser perforado. Entonces en la que sigue vemos justamente algunos detalles de este prospecto.

Es un prospecto que tiene dos objetivos geológicos, en el Mioceno Inferior y en el Eoceno. El hidrocarburo esperado sería aceite. El tirante de agua es de 1,340 metros. Se espera perforar un pozo con una trayectoria vertical y una profundidad total programada de 3,500 metros, como les decía, en los dos objetivos. Esta es la estimación de recursos que tiene el contratista. Como ven, la probabilidad geológica todavía es baja de acuerdo a la madurez que se tiene de los estudios, no obstante, pues es lo que tiene actualmente el contratista para presentar como un posible pozo a perforar.

Ahora, en la que sigue vemos algunos detalles justamente de este prospecto Huracán que les decía. Se trata de un anticlinal. Como vemos aquí en el mapa estructural, un anticlinal alargado hacia el Noreste. En las secciones sísmicas vemos el relieve del mismo y vemos aquí los objetivos


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para el Mioceno y para el Oligoceno. Esta es la otra sección que cruza de manera perpendicular a la anterior y vemos que es una estructura que se levantó justamente derivado de algunos movimientos y de la sal autóctona en este caso que pues es propia de esta zona. Entonces el objetivo pues por supuesto es corroborar la existencia de los hidrocarburos en estos niveles, tanto en el Mioceno Inferior como el Eoceno y ya decíamos que se espera encontrar aceite en esta zona.

Respecto del Programa Mínimo de Trabajo, las actividades que les refería. Hicimos el desglose de las mismas y la equivalencia de acuerdo con lo que está establecido en el anexo 5 del contrato. Aquí están las actividades para geofísica, para perforación de pozos y para geología y vemos que, de llevarse a cabo todas ellas, pues se cumplirían 68,720 unidades, superando lo que está establecido como compromiso en el contrato. Respecto a los programas asociados, en la siguiente ustedes van a ver, en la siguiente lámina perdón, van a ver lo que hacemos siempre con la Secretaría de Economía.

Vimos con la Secretaría de Economía el Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional. Nos dieron su opinión favorable el mes pasado. También vimos lo que tiene que ver con el Programa de Capacitación y Transferencia de Tecnología. También recibimos opinión favorable el mes pasado. Y con la ASEA verificamos que el contratista tiene activa su CURR, entonces cumple con los programas asociados que debe de tener. En la siguiente vemos el Programa de Inversión asociado con estas actividades.

Entonces estamos en la etapa de exploración y están detalladas las subactividades petroleras de acuerdo con el catálogo que se tiene y vemos que la mayor parte de la inversion se va en la perforación de pozos. Es un pozo que ya dijimos está perforándose en esta parte de aguas profundas de alrededor de 39.5 millones de dólares, de manera que la inversión total hacia el final del primer periodo de exploración que es este estaría rondando los 90 millones de dólares.

Entonces como conclusiones vemos que este Plan de Exploración es acorde con los trabajos que presentan, son acordes con la etapa en la que nos encontramos, en este caso de evaluación del potencial petrolero. La ejecución de los estudios geológicos y geofísicos que nos están presentando, así como la perforación del prospecto que ahora tienen


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visualizado pues por supuesto incrementará el conocimiento del subsuelo en esta zona. La aplicación de las tecnologías y metodologías que están referidas en el Plan de Exploración son adecuadas y vemos que se cumple y se supera la contabilidad de unidades de trabajo que están establecidas en el contrato. Por lo tanto, nuestro dictamen técnico en la siguiente ustedes van a ver que advertimos que el Plan de Exploración es técnicamente factible derivado de que estas actividades permiten incrementar el conocimiento geológico del subsuelo en esta zona en particular, por lo que sometemos a su consideración la aprobación de este Plan de Exploración de la ronda 2.4 operado por PC Carigali México, S.A. de c.v.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Perdón. De nuevo se nos presenta en la parte del Programa de Inversiones general 32 millones de dólares que es casi igual al costo de perforación. Entonces no sé si tengan ustedes el desglose de esta partida.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Sí tenemos un poco del desglose porque fue algo que observamos con el contratista, porque efectivamente nos pareció pues alto. Déjeme ver. Se me perdió aquí de momento. Aquí está. Existen dos rubros, el de administración general y el de gastos de oficina. Dentro de estos rubros, lo que ellos mencionaron es que, dada la complejidad del bloque que ellos están observando, van a tener que hacer uso de especialistas extranjeros y eso les va a ~epresentar un costo mayor. Esa es una de las cosas que dijeron. Además, el servicio de administración de personal que se requiere para poder llevar a cabo estas labores, particular en aguas profundas. Ellos manifestaron que, al no haber equipos especializados aquí en México, pues también tendría que traerlos de fuera. Esos fueron dos elementos que nos refirieron. Nada más no sé si tú tienes algo importante ahí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias. Si, Comisionado Martínez.


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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo tengo alguna observación en el Programa de Inversiones. Es un contrato de licencia finalmente, pero se observa frecuentemente en todos los planes que nos traen que seguridad, salud y medio ambiente pues es más caro por ejemplo en este caso que la parte de geofísica o la parte de geología. Aunque con lo que nos acaba de decir el maestro Rodrigo pues como que también la geofísica está metida en general porque hablan de traer especialistas, pues son geólogos, geofísicos posiblemente. Entonces realmente no hay un buen desglose. Pero 7 millones, casi 8 millones de dólares en cuatro años para cumplir con la línea del medio ambiente, con los seguros, pues habría que enfatizar creo que hay un área de mejora ahí. No es de nosotros, es de ASEA y pues es 8 millones de dólares, es bastante alto. Pero no tengo ningún comentario porque sabemos que todos estos números están dentro del rango normal de lo que se gasta. Simplemente nada más hacer la observación de que se gasta más en seguridad, salud y medio ambiente que en geología o en geofísica, el doble de lo de geología casi.

SUBDIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, INGENIERA MIRIAM SANTILLÁN BENÍTEZ.- Buenas tardes. Cabe resaltar que es muy probable que ahorita general nos llame mucho la atención en cuanto a las inversiones, pero por ejemplo para el caso de geofísica ya se adquirió la sísmica. Entonces ese gasto ya no está contemplado para el Programa de Inversiones que tiene ahorita el Plan de Exploración. Sin embargo, ahí pues también el contratista hizo una inversión fuerte cuando adquirió la sísmica. Eso sería todo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, perdón. ¿Aquí ya no está considerado?

SUBDIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, INGENIERA MIRIAM SANTILLÁN BENÍTEZ.- No.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- No, porque fue un ARES, fue una compra realizada previo a la fecha efectiva, entonces por eso es que no está considerada dentro de las inversiones.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero bueno, mi comentario era que las actividades que son más relevantes dentro de los proyectos de


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exploración se tiene menos costos que en otras que son menos relevantes. No quiere decir, no estoy diciendo que la parte de salud y medio ambiente no sean importantes, eso hay que cubrirlo. Pero los gastos son, pues se notan, más altos que en los otros. Ese es el punto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y perdón. Ah, perdón doctor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Y no estaríamos viendo que en el caso de aguas profundas la parte de sacar una línea de base ambiental es muchísimo más complicado, que estamos viendo diferencias entre tierra, aguas someras y aguas profundas en costo de este tipo de servicios. No sé, o sea, es una explicación que nace. Decir es que trajimos gente del extranjero. ¿Pero por qué? Si aquí hay muchas personas que pueden hacer eso. Pero quizá a esa profundidad no. Entonces nos estamos presentando a un nuevo mercado que habría que empezar a atender.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- En particular para la parte de las líneas bases, sí ha sido un comentario de varios de los operadores, particularmente en aguas profundas, que sí no hay una oferta para hacer estos estudios porque evidentemente se necesitan buques y demás y es algo que en México no se tenía. Entonces ha sido un mercado que se ha ido moviendo pues relativamente a una velocidad menor de lo que se han ofertado los contratos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, doctor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Posiblemente creo que algo que hay que resaltar es que este operador ya en 2020 está perforando, porque muchos operadores se van hasta el final o se llevan todo el tiempo y después piensan perforar pozos. Entonces qué bueno que haya este tipo de posturas, en este caso PC Carigali, pues ya en 2020 (el año que viene) estar perforando un pozo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y yo quería resaltar. Hemos estado viendo en las últimas sesiones lo de los costos en aguas someras, en aguas profundas y aquí llama la atención el costo que tienen de perforación de 39 millones de dólares en aguas profundas. Pero a mí sí


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me gustaría resaltar de que es un pozo en aguas profundas, pero digamos somero en cuestión de profundidad en cuanto a la formación. ¿No? Porque siendo de tirante de agua de 1,340 metros, la profundidad total del pozo son 3,500 metros. Quiere decir que la perforación que va a hacer en formación digamos a partir del lecho marino es aproximadamente, qué será, 2,100. ¿Sí? O sea, que en realidad no es mucha perforación comparado con los otros pozos que hemos estado viendo en los cuales el costo en aguas profundas es mayor, que quizá ahí es donde tenemos que. Porque ayer o antier, ya no me sé, manejábamos los costos de este operador que están siendo un poco menores, pero en realidad estamos manejando pozos someros relativamente. Digamos, hay otros en aguas profundas que están yendo en cuanto a formaciones profundidades de 4,000 metros o algo así, no 2,000 metros. Sí.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.-Y además, si me lo permiten mencionar que también esa diferencia en costos no solamente puede ser afectada por la profundidad, sino por lo que se está perforando. Esta columna que está perforando y la que veíamos ayer toda es una columna terrígena digamos. Y los pozos ya más profundos alcanzan el Mesozoico que ya es una columna carbonatada con otras características muy distintas y ahí los problemas pues pueden ser mayores. Entonces eso también cuenta.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Correcto. ¿Si hay algún otro comentario Comisionados? 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-G07 /2018.

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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 I 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-G07 /2018.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Programa de Evaluación presentado por Newpek Exploración Extracción, S.A. de C.V., en relación con el contrato CNH-R02-L03-BG-02/2017.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Porres, dio la palabra al maestro Jonathan Belmares Servín, Director de Área en la Dirección General de Autorizaciones de Exploración.


"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Belmares.

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


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a su consideración está asociado con la modificación al Programa de Evaluación correspondiente al área contractual BG-02 del operador Newpek Exploración y Extracción, S.A. de C.V.

Bien, quisiera agregar algo importante para esta modificación de este Programa de Evaluación. Es mencionar que a la par de este Programa de Evaluación convive con un Plan de Exploración dentro de la misma área contractual, el cual fue aprobado el 25 de febrero de 2019. Esa actividad exploratoria está asociada prácticamente a adquisición y procesamiento de información sísmica, estudios exploratorios y la perforación de pozos. Como lo mencioné, pues están llevando estas dos fases de la cadena de valor del proceso de la exploración dentro del área contractual. Y respecto a ambos, tanto al plan como al programa, se están considerando para dar cumplimiento al Programa Mínimo de Trabajo y su incremento al mismo establecidos en el contrato, los cuales corresponden con un total de 25,000 unidades de trabajo. La siguiente por favor.

Bien, algo importante que quisiera mencionar adicional a lo ya mencionado es que las actividades materias de la presente solicitud específicamente consisten en adicionar pruebas de alcance extendido a partir de las cuales el operador dispondrá de un volumen de hidrocarburos, el cual deberá de ser aprovechado. Este elemento intrínsecamente relacionado con lo establecido en la cláusula 5.4 del contrato. Aquí en la lámina podemos observar donde se encuentra el área contractual y vemos que este mismo operador tiene otra área contractual hacia la porción sur de esta y coexiste con dos contratos de la ronda 2.2 del operador Pantera. La siguiente por favor.

Bien, aquí vemos la relación cronológica del proceso de evaluación en donde se ingresó la solicitud el 7 de junio de 2019 y finalmente nos encontramos en julio de 2019 presentando al Órgano de Gobierno para su aprobación. Respecto a la modificación del Programa de Evaluación y

. dentro de la cadena de valor, esta modificación cae en la caracterización y delimitación, propiamente en la fase de evaluación, en donde el objetivo de esta modificación consiste en adicionar y ejecutar pruebas de producción de alcance extendido propiamente con el objeto de poder obtener con mayor certeza las características del yacimiento, la capacidad productiva de las formaciones y sus fluidos, así como la delimitación del

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mismo. Aquí en la lámina como antecedentes exploratorios podemos mencionar que ya existen estudios, ya existe ya la perforación de varios pozos, en los cuales algunos han salido con éxito exploratorio, pero en su gran mayoría han sido taponados por ser improductivos secos. La siguiente por favor.

Bien. Como lo mencioné, pues el objetivo de esa modificación es la adición y ejecución de esas pruebas de producción de alcance extendido y cabe señalar que dentro de esta modificación se consideran las reparaciones mayores, estudios de caracterización de yacimientos y la perforación de un pozo de evaluación en el escenario incremental. Cabe señalar que estas actividades están consideradas dentro del Programa de Evaluación actualmente aprobado o el que se encuentra vigente y que el Programa de Trabajo respecto a las unidades de trabajo consisten en ejecutar el equivalente a 25,000 unidades de trabajo. Siguiente por favor.

Bien. Como lo mencioné, para el caso de las reparaciones mayores, la caracterización de yacimientos y el rubro de perforación de pozos, no se considera modificación ya que esta modificación está enfocada principalmente a la adición de esas pruebas de alcance extendido, por lo que estas actividades se mantienen en los términos aprobados por esta Comisión el 25 de febrero de 2019. Para el caso de la adición de esas pruebas, pues se consideran dos escenarios operativos denominados como escenario base, el cual incluye la ejecución de una prueba en hasta 10 pozos seleccionados, los cuales serán seleccionados a partir de las RMA y se planea la generación de modelos estáticos y dinámicos de este yacimiento. El escenario incremental igualmente respecto a las pruebas de producción de alcance extendido considera la ejecución de dichas pruebas dentro de 10 pozos adicionales a los considerados en el escenario base.

Propiamente estas pruebas de producción, y aquí podemos ver el cronograma establecido por el operador, se realizarán estas pruebas en 10 pozos seleccionados para el caso del escenario base y hasta un máximo en 20 pozos seleccionados para el escenario incremental. El criterio de selección de estos pozos para realizar las pruebas estuvo enfocado en el histórico de producción del pozo Treviño-109 y representa, de hecho, por eso en la tabla se identifica como el pozo número uno sobre el cual se haría esta prueba de producción de alcance extendido. El operador contempla


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I

un tiempo estimado entre seis a ocho meses para la ejecución de estas pruebas de producción. Los parámetros que el operador seleccionó para realizar la simulación de estas pruebas los podemos ver en la lámina donde se considera una presión de yacimiento de 2,454 psi, un gasto de 30 barriles por día, una permeabilidad en el orden de 3 mD y un daño de manera negativa. La siguiente por favor.

Este es el cronograma que ilustra la ejecución de estas pruebas. Como lo mencioné, retomando esta parte para el caso de las calibraciones, las reparaciones y las pruebas, bueno, o la ejecución de los estudios del modelo estático, permanecen exactamente iguales. Solamente se adicionan esas pruebas de alcance extendido que están en el orden de seis a ocho meses según el modelo de simulación ejecutado por el operador. La siguiente por favor.

Bien. Respecto al cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo, vemos en la lámina que el Plan de Exploración proyecta un estimado de 17,675 unidades de trabajo que, mediante la ejecución de este programa, se ejecutaría un monto aproximado de 15,300 unidades de trabajo. Como dato preliminar, en el Programa de Evaluación actualmente aprobado, esas unidades de trabajo correspondían a 13,800 más o menos. Entonces pues prácticamente no hay mucha diferencia o variaciones entre el Programa de Evaluación aprobado a la modificación, proyectando un total de 32,975 unidades de trabajo, por lo que evidentemente dan cumplimiento a lo establecido en el contrato. La siguiente por favor.

Respecto a los programas asociados, se cuenta con la opinión favorable de parte de la Secretaría de Economía para el Programa de Cumplimiento de Contendido Nacional y el Programa de Capacitación y Transferencia de Tecnología. Asimismo, el operador ya cuenta con un registro de conformación del Sistema de Administración, el cual fue aprobado con fecha 13 de marzo de 2016. Siguiente por favor.

Respecto a las inversiones para el caso del escenario base donde se consideran solamente la prueba en 10 pozos seleccionados, se encuentra en el orden de 8.95 millones de dólares y, como podemos ver en la gráfica, pues es el rubro que más inversión abarca para este caso del escenario base. En el escenario incremental, pues el orden de inversiones se encuentra en 17.70 millones de dólares, que es el equivalente más o menos

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del escenario base, considerando las 10 pruebas para los pozos seleccionados que son adicionales a los establecidos en el escenario base.

Por lo anterior, podemos observar que esas propuestas, y particularmente la modificación que propone el operador, pues permitiría generar mayores elementos técnicos para sustentar la reevaluación de los campos que se encuentran ya descubiertos de esos volúmenes remanentes. Que las actividades resultan apropiadas para la etapa exploratoria en la que actualmente se encuentra el área contractual. Y que de la ejecución de la totalidad de las actividades proyecta un total de 15,300 unidades de trabajo, con lo que se da cumplimiento de manera considerada del Plan de Exploración. Se coadyuvaría al cumplimiento del incremento al Programa Mínimo establecido en el contrato. La siguiente por favor.

En este sentido, pues la modificación de este Programa de Evaluación se advierte técnicamente factible ya que las actividades planteadas permitirían generar y acelerar el conocimiento geológico-petrolero del subsuelo, reevaluar el potencial que se tiene dentro del área y maximizar el valor estratégico del área contractual. Por lo que se somete a consideración de este Órgano de Gobierno la aprobación de la modificación al Programa de Evaluación en comento. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias maestro Bel mares. ¿Algún comentario Comisionados? Doctor Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Si, muchas gracias doctora Alma América. Es referente a las pruebas de alcance extendido. Estas pruebas de alcance extendido se plantean que son de seis a ocho meses. la parte del desarrollo de ingeniería que nos permite analizar este tipo de pruebas plantea que vamos a pasar de una etapa transitoria a una etapa seudo estacionaria en un cierto momento, lo cual significa que no tiene que haber transitorios de depresión en el yacimiento. Pero aquí hay muchos pozos. ¿Sí? Ahí en esa lámina dice que la distancia al límite oeste son 660 metros. Entonces muy rápidamente en la prueba del pozo se va a sentir el efecto de los pozos vecinos. Van a hacer unas pruebas de interferencia ahí que, si no tienen cuidado de tener la producción de todos los pozos, no van a poder interpretarlo y seis a ocho meses seguramente que va a haber una interferencia de todos los pozos contra todos los pozos. Y hacer ese análisis de la parte seudo permanente no lo van a obtener a no ser que tengan toda


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la información y que puedan superponer todos los efectos de producción de todos los demás pozos.

Entonces yo creo que tiene que haber una recomendación en ese sentido de que tienen que tener toda la información no solamente del pozo que están tomando la prueba de alcance extendido porque ahí le están midiendo el gasto y generalmente pues el gasto no cambia, es constante. Pero en los otros pozos pueden cambiar los gastos y si cambian los gastos en los otros pozos se va a volver imposible el poder analizar la prueba de alcance extendido. La prueba de alcance extendido tiene como finalidad determinar el tamaño del yacimiento, pero hay muchos pozos ahí, entonces hay que hacer esa recomendación de que tienen que tener toda la información y va a ser bastante complicado hacer los análisis.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO JONATHAN BELMARES SERVÍN.- Bien doctor. Respecto a su comentario, como bien lo comenta, pues estos son parámetros que utilizó para la simulación de su propio modelo, pero sí quedó de manera expresa dentro del dictamen que considerando la cercanía de los pozos el operador deberá garantizar que no exista

interferencia entre estos al momento de ejecutar las pruebas con la finalidad de que pueda evaluar correctamente el potencial del yacimiento en el marco de las mejores prácticas.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero la redacción no tiene que ser que no haya interferencia, la interferencia se va a presentar. Más bien que tengan toda la información necesaria para superponer esa interferencia. Es una superposición, así se llama en el ambiente técnico.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO JONATHAN BELMARES SERVÍN.- Perfecto doctor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias.

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

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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Programa de Evaluación presentado por Newpek Exploración Extracción, S.A. de C.V., en relación con el contrato CNH-R02-L03-BG-02/2017.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracción 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y 13, fracciones X y XI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que aprueba la modificación al Programa de Evaluación presentada por Newpek Exploración Extracción, S.A. de C.V., en relación con el contrato CNH-R02-L03-BG-02/2017.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de la empresa Dowell Schlumberger de México S.A. de C.V. para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que no incluye la adquisición de datos de campo.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al ingeniero Marco


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Antonio Islas Carrión, Director de Área en la Dirección General de Autorizaciones de Exploración.


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

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Buenas tardes Comisionada, buenas tardes Comisionados, Secretaria Ejecutiva, a los compañeros presentes. Vamos a presentar la solicitud de autorización ARES-B por la compañía Dowell Schlumberger de México denominada reprocesamiento de información sísmica 3D.

Con respecto a los fundamentos legales de la Ley de Hidrocarburos, las Disposiciones Administrativas, el Reglamento Interno de la Comisión, se presenta este proyecto en la modalidad que no incluye la adquisición de datos de campo. Y con un poco de la cronología de la solicitud, la empresa realizó su solicitud el 3 de julio y prácticamente hicimos la evaluación técnica, las revisiones internas, entregó toda su información en forma correcta y estamos presentando el día de hoy esta solicitud a ustedes.

Como antecedentes a este proyecto, esta compañía realizó un proyecto denominado reprocesamiento 3D en forma regional que finalizó el 30 de abril del año pasado. Este proyecto se encuentra al noreste del golfo de México y los productos obtenidos en aquel tiempo fue migración en tiempo, migraciones en profundidad, modelos de velocidades, interpretaciones de horizontes y de cima de la sal. Y toda esta información fue entregada en tiempo y forma al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos y terminó este proyecto en forma concreta. Solo por referencia al lado derecho, tenemos un acercamiento de esa área de estudio donde se encuentran los contratos y asignaciones establecidas.

Esta solicitud de ARES-B prácticamente se trabajará con toda la información obtenida del proyecto que se acaba de mencionar. Entonces van a realizar el reprocesamiento e interpretación de esa sísmica que ya realizaron, pero ahora la van a hacer a detalle y el objetivo es obtener el reprocesamiento de información sísmica a detalle obteniendo productos


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l


como migraciones en tiempo, en profundidad y datos para la evaluación de riesgos someros, modelos de velocidades y otros productos como gradiente de presión y cubos de propiedades geofísicas. Los objetivos geológicos están enfocados al Terciario, al Cretácico, al Jurásico dentro de las provincias geológicas Salina del Bravo, Cinturón Plegado Perdido y parte norte de Cordilleras Mexicanas. Y esta área de trabajo tiene aproximadamente 37,600 km2

•

Dentro del cronograma de actividades, es un proyecto a desarrollar a 42 meses, iniciando prácticamente, bueno, tiene fecha de este mes pero durará 42 meses y la compañía actualizará, una vez autorizado el proyecto actualizará su cronograma de trabajo a la fecha correspondiente. Los productos entregables que pretende realizar esta compañía son productos a detalle que son volumen apilado y modelado de velocidades finales, prácticamente que eso utilizan para interpretación y modelados de yacimiento. Volumen final de apilado de información sísmica para estudios de riesgos someros. Cubos de gradientes de presión y cubos de propiedades geofísicas como impedancia acústica, impedancia a corte y densidad.

Los beneficios que se obtendrán con este proyecto se utilizará a partir de nuevas tecnologías de reprocesamiento sísmico 3D como la FWI en reflexión y refracción. Esto es importante, casi siempre es en reflexión y ahora está haciendo en refracción. Y se obtendrán migraciones de información sísmica focalizadas para riesgos someros, así como el modelado de propiedades geofísicas, las cuales serán utilizadas para la exploración de hidrocarburos y la optimización en la perforación de pozos.

Se obtendrá un mejoramiento en las interpretaciones geológicas y estratigráficas de las Cuencas Salina del Bravo, Cinturón Plegado Perdido y Cordilleras Mexicanas. Asimismo, se obtendrá una reducción en el riesgo geológico en la búsqueda de nuevas áreas potenciales productoras de aceite y gas. Así también se obtendrá beneficio en la optimización de los tiempos de la exploración de hidrocarburos, en la toma de decisiones a corto y mediano plazos.

Dentro de la evaluación, las propuestas permitirán obtener información para el análisis de riesgo somero, gradientes de presión de poro, modelado de propiedades geofísicas que son utilizadas para optimizar la perforación

'rgano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019

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de pozos. También se obtendrá una mayor comprensión del potencial de hidrocarburos, fortaleciendo los estudios exploratorios del país con nuevos resultados de reprocesamiento sísmico y sus interpretaciones. La solicitud se advierte técnicamente factible toda vez que cumple con los requisitos y criterios establecidos en los artículos de las Disposiciones Administrativas 16, 17 y 18. Bueno, con ello ponemos a su consideración la autorización correspondiente para llevar actividades de reconocimiento y exploración superficial propuestas por la compañía Dowell Schlumberger de México.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias ingeniero Islas. ¿Algún comentario? Si, Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Cuando estuvimos revisando el tema veíamos que hay subproductos que se van entregando

en diferencias fechas. ¿Cuál es la diferencia entre la primera fecha y la última? Son años, ¿verdad?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Si nos podemos regresar un poquito al cronograma. Si, entre la terminación del primer ... Al cronograma de trabajo. Entre la terminación de la primera de trabajo y la última son dos años y medio.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Desde cuándo va a iniciar entonces la parte - ¿cómo le llaman? - de que ellos son los únicos que pueden comercializar. El término jurídico es ...

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- El periodo de confidencialidad. Sería hasta terminar el proyecto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- O sea, desde 2022 cuentan los años que tienen de confidencialidad.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Correcto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Así va a ser? OK. O sea, no importa que el primer entregable lo tengamos en septiembre de 2019.


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V


DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE

EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- No está

específico como tal en las Disposiciones Administrativas, más bien está

hasta que termine el proyecto completo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Hay que revisar eso, ¿no?

Yo sí creo que es en el momento que entregan, es a partir de esa fecha,

pero sería bueno revisarlo.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO

JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Sí es a partir de que entregan la

información al Centro.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por eso.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO

JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- A partir de ahí empieza a cumplirse

el periodo de confidencialidad.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces la parte de

confidencialidad de la primera entrega del riesgos someros área 1 empieza

a contar de septiembre de 2019.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Podríamos

considerar eso para colocarlo ahí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Hay que revisarlo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Revísenlo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Revísenlo en los lineamientos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No sé si haya algún otro

comentario. Yo sí tengo un comentario. Esta información, o sea, este

reproceso voy a llamar va a ser un producto del producto que obtuvieron

en su primera autorización. ¿En este caso cómo se considera de acuerdo a

nuestros lineamientos?

gano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019

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DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Si, si me permiten doctora. Precisamente este tipo de trabajos a detalle han sido planteados por el autorizado por los diferentes clientes con los cuales ellos han tenido contacto y es un trabajo ya más a detalle, es decir, ya enfocado hacia áreas contractuales.

En cierto sentido lo que tenemos es en las disposiciones Administrativas lo que son avisos de inicio que pueden realizar los contratistas o autorizaciones que realizan las compañías de servicios comúnmente. En este caso las compañías contratistas pudiesen solicitar un proyecto como aviso de inicio ya más a detalle subcontratando a un tercero que puede ser esas mismas compañías de servicios. En ese caso es un caso particular donde se tiene del mismo proyecto regional ahora hacer trabajo a detalle en áreas contractuales. En el mismo sentido, entonces pudiésemos verificar que este como nuevo proyecto es una de las opciones que se van a poder realizar y cabría muy bien que cada área contractual diferente dentro del mismo proyecto pudiese tener una terminación diferencial y por lo mismo poder delimitar también lo que es el periodo de confidencialidad. Aquí habría de remarcar algo también muy importante de conocer es el derecho a la comercialización quién lo tendría. Si lo hacen los contratistas

como aviso de inicio, serían los contratistas y en este caso es el autorizado.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- A ver, no sé si entendí correctamente. O sea, si nos vamos a la lámina de antecedentes que es la 4, ahí - digo, no sé si entendí - la parte dice que el antecedente es que hay productos obtenidos de diferentes o es un producto de la misma compañía.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-¿Global?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Es un producto regional del área.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Regional de un ARES?


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EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.

Exactamente. El ARES que se realizó en su momento fue un proyecto

regional que tenía que migrarse en todo completo y ese fue entregado.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y es un reproceso.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Se solicitó

previo en la autorización anterior y que ese tiene su propio periodo de

confidencialidad.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Exacto, que tiene seis años

de confidencialidad.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Así es. En

este reproceso nuevo, en esa nueva autorización tendría un nuevo

producto diferente con un periodo de confidencialidad diferente.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Mi punto, y lo que quisiera

aclarar, es cuál es los datos de origen de este nuevo ARES. O sea, los datos

de origen de un nuevo ARES van a ser los datos de origen del anterior.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- De su

mismo reprocesamiento, así lo plantearon.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No. O sea, es el resultado

de su procesamiento o es datos de origen del reprocesamiento anterior. O sea, esa sería mi pregunta.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Sí. De

hecho, en la etapa de procesamiento podemos decir que los datos de

campo sufren un acondicionamiento y llega una etapa intermedia que le

llamamos LP gathers. Esos son los mismos que van a utilizarse.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero son los mismos datos que nosotros entregamos. ¿No?


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DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- No, no exactamente, sino que ya hay un acondicionamiento. Lo que sí también la compañía deberá de ver con el Centro Nacional de Información de

Hidrocarburos para que se pueda actualizar sus permisos con respecto al dato original, pero el dato a partir de los CDP que están en tiempo se hace

el modelado a una nueva migración o cualquiera de las opciones que tienen incluir, por ejemplo, interpolación de datos o generación de otras etapas como puede ser - ¿cómo se llama?- presión de poro, análisis de velocidad

más detallado.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, pero los datos no sé si

estoy haciendo correctamente la pregunta. Son los datos de origen del Centro Nacional. Porque para poder hacer un reprocesado tienen que

tener los gathers de origen.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Si, pero

llevan una etapa de procesamiento.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí, sí, pero necesitan los

gathers.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Si, de entrada los que llamaríamos shot gathers que son los datos de campo y

esos llevan un proceso de limpieza, acondicionamiento, hasta una etapa intermedia que le llamamos los CDP gathers. Esos son los que estarían utilizándose para el proceso de este caso de este nuevo reproceso.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero no son los resultados

que se tuvieron.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- No.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, eso es lo que quería,

entonces sí son los datos. O sea, lo que yo quería hacer la diferencia es de que, o sea, no van a utilizar los productos obtenidos del primer ARES, sino


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que van a utilizar los datos digamos de origen de inicio. O sea, digamos

preparados digamos para hacer un reproceso.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Entonces no es un

producto del producto, sino más bien va a ser un producto nuevo. ¿No?


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.

Exactamente.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ese es. Entonces por lo

tanto tendrán seis meses a partir de las fechas que estarían marcando.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Seis años.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Seis años, perdón.


EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- Así es,

efectivamente.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.-Seis años. Me parece que es muy importante comentar que ellos tienen confidencialidad de los análisis

que ellos hagan, pero no tienen de ninguna forma la exclusividad de esa

área. Eso es importante porque a lo mejor alguien podría pensar, mira,

tienen esa parte ya para ellos. No, no, no. Lo que tienen como

confidencialidad para que ellos puedan comercializar son esos seis años del

análisis que ellos hagan, pero la CNH tiene esa información de los análisis

como lo vimos de acuerdo con unos periodos de tiempo. El primero va a

llegar en septiembre de 2019. Puede llegar otro operador que haga

trabajos semejantes y la CNH les daría los permisos que fueran

correspondientes. No hay exclusividad de áreas, hay confidencialidad del

análisis de la información que hacen los operadores en este caso de

sísmica.

Ór ano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019

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í

/,


COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y los datos son de la

nación.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Exacto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, muy bien. Por favor

licenciada Álvarez.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA,

MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- Buenas tardes Comisionados. Si me permiten, nada más precisar respecto al derecho del aprovechamiento de comercialidad y confidencialidad de la información. En término del artículo

40 de nuestras disposiciones, el periodo para el aprovechamiento comercial dará inicio a partir de la fecha en que concluya el

reprocesamiento de datos en términos del proyecto que les acaba de ser propuesto por el área técnica. Únicamente para precisar a partir de cuándo

inicia este periodo de confidencialidad.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Entonces?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces sería al final.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO MARCO ANTONIO ISLAS CARRIÓN.- No,

terminando cada.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- En cuanto termine cada proyecto, o

sea, da inicio.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿El proyecto no es todo?

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- No, es que en este caso está

segmentado doctor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por etapas.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK, perfecto. Es que es lo

que tenemos que cuidar, que así sea.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Bueno. ¿Sí? Muchísimas gracias. Entonces pediría a la Secretaria Ejecutiva si nos hace el favor de leer la propuesta de acuerdo."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a la empresa Dowell Schlumberger de México S.A. de C.V. para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que no incluye la adquisición de datos de campo.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 37 y 43, fracción 1, inciso a) de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción IX, inciso a. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que autoriza, de conformidad con la solicitud ARES-DSM-MX-15-3P2/5685-19, a la empresa Dowell Schlumberger de México S.A. de C.V. realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial, en la modalidad que no incluye la adquisición de datos de campo, en términos del artículo 15, fracción 11, de las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Autorizaciones para el Reconocimiento y Exploración Superficial de Hidrocarburos.


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11.5 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0183-2M-Campo Ku.

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


"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestra Jamit, por favor.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍES.- Gracias. Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Como dijo la Secretaria Ejecutiva, vamos a proceder a presentarles el dictamen asociado a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la asignación A-0183-2M-Campo Ku. La siguiente por favor.

Como parte de los antecedentes de esta asignación, les podemos decir que actualmente ocupa el cuarto lugar como productor de petróleo en México, es decir de que contribuye al 4.4% de la producción del país. Fue descubierto en el año 1979 e inició su producción en 1981 con la formación Cretácico. El factor de recuperación a la fecha es de 48.1% en el caso de aceite y 61.5% en el caso de gas. A mayo de 2019 está produciendo 78,882 barriles al día y 192 millones de pies cúbicos diarios. Esto es sin el nitrógeno, es del gas hidrocarburo. Perdóname, en la anterior. Gracias. En materia de reserva remanente 2P tiene 262 millones de barriles, ocupando el octavo lugar nacional. Entonces estamos hablando de un campo importante. La siguiente por favor.

Vamos a explicar la relación cronológica a continuación. Pemex presentó la modificación del Plan de Desarrollo el 20 de marzo de este año.


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Posteriormente, la CNH previno esta solicitud el 10 de abril del 2019 y Pemex atendió dicha prevención el 7 de mayo de 2019. Declaramos suficiencia el 27 de mayo de 2019 y por supuesto que consultamos a nuestras partes económica y en materia del Sistema de Administración de Riesgos, así como a Hacienda para el punto de medición. la que sigue por favor.

Muy bien. El objetivo de la modificación está considerando extraer las reservas 2P de esta formación. Hay que recordar que en este campo existen tres yacimientos importantes: Cretácico, Eoceno Medio y Jurásico. En este caso el Cretácico ha aportado el 90% de la producción de dicho campo. Para realizar lo que nos está proponiendo el operador, se van a realizar 10 perforaciones de pozos, 11 terminaciones, 22 reparaciones mayores y 40 menores. También se va a dar mantenimiento a la infraestructura y el proyecto que se nos presentó está considerando el abandono de las instalaciones. la inversión es de 2,942.88 millones de dólares, estamos recordando que es nada más la inversión sin los gastos operativos, incluyendo el abandono como les comenté a la vigencia de la asignación, para recuperar un total de 251.8 millones de barriles y 274.1 miles de millones de pies cúbicos, lo que es equivalente a la reserva 2P. Actualmente en el campo existen 42 pozos productores y la mayoría se encuentra en el Cretácico. Como les comentaba, este es el que aporta la mayor producción en el campo. la siguiente por favor.

Muy bien, las generalidades del campo rápidamente. Como le comentaba, los tres yacimientos - el Cretácico, Eoceno Medio y Jurásico Superior Kimmeridgiano - cada uno tiene distintas áreas. El de mayor área es el Cretácico. los años de descubrimiento varían de 1979 a 1992. las profundidades promedio es de 3,000, 2,570 y 3,600 respectivamente. El tirante de agua son 60 metros, estamos hablando de algo muy somero. En los sistemas artificiales de producción tenemos bombeo neumático y en Cretácico bombeo electrocentrífugo y la densidad del aceite varía de 21.6 en Cretácico hasta 24.7 y 27.2 en Jurásico Superior Kimmeridgiano. la siguiente por favor.

Muy bien, en materia de reservas. Se puede observar que a consecuencia de la actividad, del incremento de la actividad física, particularmente en la perforación de los pozos, específicamente en los años 2002 a 2009 porque


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pasamos de 30 a 56 pozos, se han reclasificado las reservas. Actualmente de lP tenemos 156.8 millones de barriles para el aceite en lP. 2P, 262.9 como se los comentaba anteriormente. Y en materia de gas tenemos 280.5 mil millones de pies cúbicos para la 2P. La que sigue por favor.

Hablando del volumen original, podemos observar que en los últimos tres años no ha habido un cambio sustancial en los volúmenes. Bueno, perdón, en los volúmenes de aceite podemos observar que se ha mantenido, siendo de 5,883.6. En materia de gas, dada la optimización de infraestructura y los estudios que se han realizado, han sido realizados por el operador, hemos visto un cambio de 2016 a 2017, pero se ha mantenido hasta el 2019 de 3,030 mil millones de pies cúbicos. La que sigue por favor.

En materia del plan de producción, lo que permite maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables. La que sigue por favor. Vamos a hablar de las alternativas de explotación que nos presentó el operador para su análisis. En este sentido, podemos observar que las alternativas la mayor diferencia que tienen es la actividad física, siendo seleccionada la actividad que tiene mayor actividad física. Podemos ver que las tecnologías son el bombeo neumático, el bombeo electrocentrífugo. También están hablando de una planta de tratamiento de inyección de agua, sistema de desalado y podemos observar que también tiene el mayor VPN después de impuestos. La que sigue por favor.

Muy bien. En las actividades a realizar, como les comentaba, tenemos las 10 perforaciones. Van a ser seis en Cretácico, cuatro en Jurásico. La terminación en Jurásico, ya que actualmente se está perforando uno de los pozos que es el Ku-20. Tenemos 22 reparaciones mayores, 40 reparaciones menores y se va a construir una plataforma. Estamos considerando 90 taponamientos y 45 abandonos. La que sigue por favor.

Muy bien, en el perfil de producción de aceite. Tenemos aquí que, bueno, a partir del inicio de la vigencia de la asignación hemos tenido una declinación en la producción del aceite. No obstante, ya con el mantenimiento de presión, la inyección del nitrógeno, hemos recuperado haciendo un plató y se pronostica que se declinará posterior a la vigencia de la asignación. Esto es muy importante. 2034 vamos a incorporar 251.8 millones de barriles. Hasta 2042 tendríamos 10 millones de barriles más. No obstante, como el Título de la Asignación es hasta 2034, la producción


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acumulada que consideramos es hasta el 2034. De hecho, el operador está considerando abandonar hasta el 2060. La que sigue por favor. En materia del gas, nuevamente ocurre lo mismo. Va posterior a la vigencia de la asignación y podemos observar igual este declive que les comentaba, pero que se mantiene gracias a la recuperación secundaria que se le aplica al campo. La que sigue por favor.

Muy bien, en esta gráfica. Esta es una gráfica logarítmica que nos muestra de nuestro lado derecho podemos ver los pozos por área y el factor de recuperación en su lado inferior. En este caso le podrías dar un clic porfis. Podemos observar el comportamiento de la actividad de Akal, perdón, de Ku. No, hay que darle un clic, enter. Muy bien. Pues aquí en el vector rojo podemos observar el comportamiento de los pozos. Al principio podemos ver cómo con pocos pozos teníamos una alta productividad y posteriormente la densidad se fue haciendo mucho mayor y estamos rayando ya en la transición. Bueno, estos cuadrantes nos están diciendo que es la media de cada uno de los ejes que les indiqué en dónde le podrías dar otro clic. Ah, bueno, otro clic por favor. Muy bien. Entonces en los cuadrantes podemos observar el comportamiento del campo Ku. Junto podemos observar el campo Maloob y campo Zaap. Podemos ver que, a pesar de que son asignaciones pues vecinas, cada uno tuvo una estrategia de explotación diferente y sí, le damos ya clic a todo. Gracias. No, antes por favor. Ahí está, gracias.

Y lo que podemos observar es que actualmente el campo Ku se encuentra en la transición en materia de recuperación secundaria y recuperación terciaria. Recordemos que el campo Ku ya tiene una aplicación de método de recuperación secundaria. Esto lo que nos está indicando es que es muy, muy bien candidato para poder evaluar ya la recuperación terciaria, la aplicación de una recuperación terciaria. La que sigue por favor.

Muy bien. En materia de los factores de recuperación, podemos observar que en el yacimiento Cretácico, esto es únicamente del Cretácico, al compararlo con otros campos internacionales y nacionales, Ku tiene muy bien referente en materia de este factor. El mantenimiento de presión con bombeo neumático y con bombeo electrocentrífugo y podríamos incrementarlo, como lo venimos discutiendo en la lámina anterior, con una recuperación mejorada o terciaria. La que sigue por favor.


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En materia de los otros dos yacimientos, Ku no se le han aplicado métodos de recuperación secundara. Los primeros de su lado izquierdo, los primeros tres campos sí ya tienen recuperación secundaria, por eso es que los factores se despegan y de su lado derecho también los primeros cuatro cuentan con métodos de recuperación secundaria. Entonces aquí es pues un vivo ejemplo de cómo en estos yacimientos podríamos trabajar un poco más. Hay bastantes áreas de oportunidad para poder incrementar dicho factor. Nuevamente les recuerdo que el 90% de la producción lo tenemos de Cretácico. Es por eso que el factor de recuperación es tan diferente entre estos yacimientos. El que sigue por favor.

En materia del Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, vamos a recordar que en 2016 se le sancionó a PEP por un monto de 2,446 millones de dólares para dar cumplimiento a acciones comprometiéndose a lograr un aprovechamiento de gas del 98%. Muy bien, entonces en este caso el operador planteó acciones correctivas, de las cuales se han realizado, bueno, se han realizado las tres primeras y la cuarta está en puesta en operación con CA-Ku-Al. Y la que sigue por favor. Y con esto el operador lograría en 2020 el 98%. Podemos observar en la gráfica que con todas, a medida que ha pasado el tiempo, con las actividades correctivas que el operador se comprometió, el operador ha logrado mayores porcentajes de aprovechamiento. Bueno, ya en estos últimos meses, dado algunas fallas ajenas al campo, ha disminuido un poco el porcentaje de aprovechamiento. No obstante, en materia con el seguimiento de los reportes trimestrales podemos observar, bueno, vamos a poder observar en meses futuros que esto se va, bueno, va a apuntalar hacia arriba. Recordemos que con la puesta en operación del CA-Ku-Al se logrará el 98%. Entonces esto digamos nada más es en cuanto a que se recuperan de estas fallas que podemos, bueno, observar en estas instalaciones. Pero al final el 98% se cumple en 2020. La que sigue por favor.

En materia de los mecanismos de medición, en la infraestructura actual. Ahí está. Tenemos las plataformas de perforación de Ku. Cada una, bueno, llegan a los centros de proceso. En estos es cuando se separa el gas del aceite. El aceite va a Dos Bocas y posteriormente se comercializa en CCC Palomas. Y el gas se endulza en Akal-C8, pero continúa siendo una mezcla de gases hasta el Centro Distribuidor de Gas Marino y posteriormente llegan a los CPG de Nuevo Pemex, Cactus y Ciudad Pemex. En la


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infraestructura futura - le podemos dar un clic por favor - estamos incorporando la plataforma, es una plataforma habitacional, pero el proceso de separación y de movimiento de la molécula es idéntico al que les acabo de explicar. La que sigue por favor.

En materia del Programa de Inversiones, el total que se está contemplando es de 4,869.83. En este caso el rubro de general es el que nos salta a la atención con 2,155.12. Esto es porque el 50% de este es la compra de gas, no de nitrógeno, del gas que se utiliza para el bombeo neumático. Es por eso que tenemos esta cantidad. Después podemos observar que se tiene contemplado un porcentaje también para el abandono que es 14.64% y únicamente un 8.52% para el desarrollo. La que sigue por favor

Muy bien. Siguiendo con este análisis que realizó la Dirección, tenemos un par de recomendaciones para el operador en materia de este campo. Primeramente, asegurar el mantenimiento de presión a través de la inyección de nitrógeno. Recordemos que la inyección de nitrógeno ha sido nuestro amigo para evitar esta declinación en el campo. Adecuar y optimizar infraestructura. Siempre ha habido la necesidad de asegurar la estabilidad del flujo, es por eso que debemos de cuidar reducir los costos de mantenimiento, cuidando la inversión total del proyecto. También tenemos que administrar el ritmo de vaciamiento. Se ha tenido un avance en los contactos de agua-aceite y gas-aceite estos años de explotación. Recordemos que llevamos como 16 años explotando, por lo que podría afectar la estrategia de desarrollo. Entonces es necesario monitorearlos. Y, por último, y relacionándonos a la gráfica de colorcitos que vimos hace rato. No, la que sigue por favor, gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ahí donde estábamos.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍES.- Ah, ya, gracias. Aquí podíamos considerar el hecho de que Ku es un muy buen candidato para la recuperación mejorada. En este caso estaríamos recomendando la inyección de surfactantes para cambiar las propiedades roca-fluido y ayudarle a nuestro yacimiento para que pueda producir más y mejor. ¿No? La que sigue por favor.


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En materia de cumplimiento de la normatividad, hemos visto que cumplió con la Ley de Hidrncarburos, con la LORCME, con los Lineamientos de Planes, los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos. En las Disposiciones Técnicas de Aprovechamiento de Gas se explicó esta sanción y cómo se han venido satisfaciendo las acciones correctivas que solicitamos como Comisión. Y en materia de Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional, es satisfactorio con un 34.26% promedio al año y también tenemos una Clave Única de Registro. Tenemos una autorización por parte de la ASEA en materia de Sistema de Administración de Riesgos.

Finalmente, y derivado del análisis presentado, se emite el dictamen técnico en sentido favorable con respecto a la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a la asignación A-0183-2M-Campo Ku. Esto sería todo.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Por favor podríamos poner la tabla donde están las alternativas de explotación. Hay tres alternativas de explotación y la que se elige es la tercera en donde se observa que en tecnologías hay grandes diferencias. Bueno, fundamentalmente el campo fundamental es arriba con los pozos. ¿No? En uno dicen no perforo nada, alternativa l. Alternativa 2 dicen perforo un pozo, alternativa 3 perforo 11. Todas las alternativas tienen que ser factibles desde el punto de vista técnico y económico. Pero veamos las tecnologías y en las tecnologías en la alternativa 2 dicen que hay que poner sensores de fondo porque es una necesidad poner sensores de fondo para tener una buena caracterización y maximizar la recuperación o maximizar el valor de los hidrocarburos. Pero no la incluyen en la alternativa número 1 ni en la 3 o a lo mejor en la tabla no está, pero es algo que debería de tener las tres. ¿No?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si me permiten. Los sensores de fondo ya se aplican, no es presente en la modificación, solamente es para dar continuidad. Ya viene desde el plan de ronda O, ya se tiene sensores de fondo en los pozos, se está monitoreando el avance del contacto agua-aceite. Realmente lo que refiere aquí en las alternativas 1 es alternativa 1 es lo que tenemos a

Ó gano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de j,lio de 2019 ~ 41


la fecha que son colas extendidas, sensores de fondo, solamente dar continuidad al bombeo neumático y al electrocentrífugo. Ya no se tendría la implementación en otros pozos de estos sensores de los que ya se tienen. En la alternativa 2 solamente está cambiando algunos que sí se tiene un tipo de terminación que es la cola extendida que referimos que van hacia el contacto agua y eso pueda ser que se tenga un flujo

preferencial en algún momento o por segregación hacia la zona del intervalo productor. Entonces eso mitiga la producción de agua y alarga la vida productiva del pozo. Y en la alternativa 3 es que con los pozos que van a perforar que sería hacia la plataforma de Ku-B o Ku bravo, que así se le denomina, que está en el flanco en el Cretácico las mejores propiedades que tendríamos. En el Noroeste es donde se estaría censando para ver este avance de los contactos, pero ya se viene haciendo desde hace años.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A ver. Como yo veo la gráfica o la tabla, la alternativa 2 dice que va a perforar un pozo.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Y dice que van a poner un sensor de fondo. En cambio, la columna 3 dice que no va a poner sensores de fondo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- En los 11.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- En los 11, lo cual no es lo más adecuado.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho falta nada más en la gráfica lo que se está mostrando, pero sí se tiene sensores.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, entonces la tabla no es exhaustiva.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Exacto.

/ COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.-OK, bueno. Entonces vamos a la alternativa 3. Dice terminación de tipo cola extendida está duplicado, está arriba y está abajo y habla de pruebas especiales a núcleos. Está en la


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alternativa 3, pero en la 2 no está. Otra vez es lo mismo, ¿verdad? Que no lo pusieron, pero sí está en el planteamiento.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- No, aquí sí es diferente porque la alternativa 3 trae lo que es la inyección del agua hacia el cuerpo calcáreo del Eoceno. Para poder determinar la inyección al cuerpo calcáreo del Eoceno están planteando también lo que son pruebas especiales a núcleos y también porque en algún momento están retomando la posibilidad en la parte del EUR hacer la inyección de algún surfactante en el casquete. Solamente son lo que se tiene en mano. Si bien ya se ha tenido desde el 2011 pruebas, se está retomando el estudio de los núcleos especiales o bueno, el análisis de los núcleos con algún tratamiento especial, sobre todo para presión capilar, mojabilidad, que es lo que nos afectaría en términos de la recuperación de estos yacimientos. Sobre todo, va enfocado al cuerpo calcáreo del Eoceno.

De hecho, por eso en donde dice actividad física RMA donde dice 22, 1, es lo que está considerando hacia el cuerpo calcáreo, donde se contemplan interventores como pozos inyectores. Es también lo que radica. Alternativa 1 y alternativa 2 no se contempla la inyección para mantenimiento de presión en el cuerpo calcáreo del Eoceno. lo de la alternativa 3 sí lo contempla, entonces es una diferencia entre 1 y 2.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿y cómo está por ejemplo el bombeo neumático y el bombeo electrocentrífugo? En esos 11 pozos, ¿cómo está la definición? ¿Cuánto es neumático, cuánto es electrocentrífugo?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- No tengo el detalle, pero todos tienen que tener cuando menos bombeo neumático o bombeo electrocentrífugo. Ahorita vemos nada más el tema, pero lo podemos discretizar.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero no es lo mismo tener 5 y 6 o 10 y l. Porque uno de los problemas en Ku, que finalmente lo corrigieron poniendo bombeo electrocentrífugo como lo plantearon en A / una gráfica anterior, pues eso nos permite no tener que usar el bombeo V v neumático con nitrógeno que contamina todo. Pero a ver, mi punto es este.

oo de Gob;emo C"'dragé,;m, e"'"' Ses;óo Ertrao,dloa,;, 25 de jut;o de 2019 O 43

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Las alternativas son muy disímbolas, mucho, muy disímbolas. Entonces yo no estoy en contra de que sea la alternativa 3. Es más, voy a votar por que se dé la aprobación, pero a mí me gustaría ver más la alternativa 3 como 11 pozos, la alternativa 2 como 10 pozos, como 12 pozos, como 6 con bombeo electrocentrífugo, 8 con bombeo electrocentrífugo. Algo que fuera más comparable, porque finalmente parece ser como que es cumplir con el requisito de que hay que poner diferentes alternativas, pero hay alternativas que definitivamente no compiten porque no son factibles técnicamente.

A nadie se le va a ocurrir explotar Ku sin perforar pozos. Pero hace una comparación de 1 contra 11, entonces creo que no es ninguna cuestión específica con Ku. Creo que en adelante debemos de buscar que los operadores nos den alternativas que se parezcan más unas con otras porque finalmente yo podría preguntar, bueno, y si perforan 12, ¿cómo queda? Entonces me tendrán que demostrar que con 12 perdemos valor. ¿No? O si perforo con 10, me tendrían que demostrar que perdemos valor y que 11 es el valor óptimo, que si perforo menos o perforo más eso va a afectar. Pero también me tendrían que demostrar desde el punto de vista del análisis de ingeniería si meto 8 pozos con bombeo neumático y 4, más bien 3 con el electrocentrífugo. O lo hago al revés, 8 con electrocentrífugo y 3 con neumático, ¿pues cómo resulta la parte de la rentabilidad?

Creo que tenemos que tener más foco en lo que realmente se va a presentar. Creo que ellos lo hicieron, al final no nos presentan todo lo que hacen, pero cuando se analiza esto aquí en el Órgano de Gobierno pues se ve que son muy disímbolos. Ese es el punto. Y como dije al principio, pues adelante, yo no tengo ningún problema que se haga. La terminación de tipo cola extendida es super importante. Eso es algo que en Ku se empezó a plantear en Pemex y ha resultado muy bien. Pero eso ni siquiera debe ser una alternativa, eso es una obligación. ¿No? Que tiene que terminarse con un tipo cola extendida.

Ahora, las pruebas especiales a núcleos habría que ir dando el seguimiento porque, como lo hemos dicho muchas veces aquí en los Órganos de Gobierno, esto es un plan y el plan va a ir cambiando con el tiempo en la medida que tengamos más información. Entonces seguramente en algún tiempo podamos tener una mejora en este programa. Y finalmente


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termino diciendo lo que siempre estoy comentando. Si este campo tiene una asignación hasta 2034, hasta 2040 es el límite económico. Y si yo veo que hasta 2060 todavía va a seguir produciendo, como que eso quedó muy raro. ¿No?

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍ ES.- 2060 ya es el abandono. El límite económico en 2042 deja de producir, 2060 es el abandono de las instalaciones porque son compartidas.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ah, no se entendió así.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es que esa parte no estuvo claro, pero mi planteamiento es que si el límite económico es hasta 2040 SENER debería de asignarle a Petróleos Mexicanos pues lo que le hace falta para que tenga la seguridad de la explotación óptima de todo el yacimiento en beneficio del Estado. Igual que lo comentamos con cualquier operador, eso conviene. Es una recomendación, no tiene nada que ver con la resolución y siempre lo decimos. Pues ojalá y que todos los yacimientos que no se alcanzan a explotar en los tiempos que tienen las asignaciones o los contratos, pues los completen. ¿No? La mayoría sí lo van a cumplir, pero algunos se salen. Y Ku, creo que es importante lo que dijo la maestra Jamit, es de los más importantes. Entonces este tenemos que tener un análisis especial y un seguimiento de supervisión pues muy importante. Gracias.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Algo sobre el comentario del doctor Néstor. Si uno compara la alternativa 1, pues la alternativa 1 es no hagas mucho, se sigue adelante como vas y obviamente te sale pues muy mal en términos de evaluación económica. Luego pasan a la alternativa 2 donde se van a hacer reparaciones, mantenimiento, mejoramiento, etc., etc. y se ve mejor la 2 que la 1. Y luego viene la alternativa 3 donde es vamos a hacer 11 pozos, entonces es totalmente diferente de las anteriores y sale mucho mejor. Pero sí queda la pregunta qué pasaría si en lugar de 11 fueran 20. Se volvería demasiado caro, ya no sería rentable. O sea, ¿el 11 sí es realmente el óptimo o no?


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TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho, parte de lo que se expuso fue por la densidad de pozos, era un tema. O sea, ya es un pozo que está bastante perforado, el campo, perdón. Y si vemos lo que es la gráfica o la diapositiva 10, ahí podemos entender hacia dónde van las perforaciones. Ya se tiene el desarrollo de todo el campo. Si vemos, todo esto es el centro de la estructura, lo que son los colores más cálidos es lo que se empezó a desarrollar. Estos son los que se tienen en el flanco y donde va a ser el desarrollo es donde se tiene Ku-B y se tiene la perforación de este flanco donde se tienen las mejores condiciones, que es donde no se tenía esa densidad de pozos.

Entonces ahora si podemos ver la gráfica 14. Ya ahí, si empezamos a ver otra vez lo que se tenía en la animación. Si le das enter por favor Gustavo. Ahí podemos ver que ya el campo ya pasó por diferentes etapas. Aquí lo que muestra la gráfica es la densidad de pozos contra el factor de recuperación o cuánto está incorporando en producción cada pozo. Si podemos ver al m1c10 de su explotación, con pocos pozos incrementábamos rápido el factor de recuperación. A medida que se va haciendo más maduro el yacimiento, la incorporación de volumen por cada pozo va disminuyendo porque va disminuyendo el índice de productividad, a razón que llega un punto tal que ya solamente por estar metiendo por perforar pozos ya no voy a tener un incremento sustancial en el factor de recuperación. Sí va a aportar, no quiero decir que no, pero ya va a ser menor a lo que se podría tener. Entonces el punto de equilibrio que encontró Pemex para los 11, y así es como lo ve hacia el Ku donde está KuB. Ahora, lo que llama la atención aquí es que, como ya se tiene una densidad tan alta de perforación, ya hay que emplear otro mecanismo para la recuperación. Simplemente es a lo que estábamos dando vista.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No, no, está muy bien. Porque ya cuando juntas las tres gráficas que presentaste ya se ve muy claro por qué 11. O sea, si juntas esta con la otra donde pusiste que está desarrollando un área nueva, no es que estemos perforando 11 pozos adicionales, estamos desarrollando un área nueva que es realmente la alternativa 3. Entonces ya con la explicación ya está muy claro.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor.


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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Me faltó un comentario. Este yacimiento ya tiene 29 años. Las instalaciones tienen 29 años. A 2040, que es el límite económico, pues serían otros 20 años, serían 50 años. Si piensan dejar todas las instalaciones hasta 2060, estamos hablando de 80 años. Yo no sé si las instalaciones van a estar tanto tiempo. ¿No? Es muy corrosivo todo ese ambiente. Pero bueno, nada más lo dejo ahí.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍES.- No, de hecho en la parte de inversiones hay mantenimiento a las instalaciones y es muy aparte de que se cambien estas instalaciones o tengan este mantenimiento. Parte de ellas van a seguir hasta el 2060, contemplan 2060 como la fecha límite para abandonar totalmente la infraestructura del campo. Puede ser desde el 2042 que es el límite económico hasta ese 2060, evaluando la integridad.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Nada más habría que tener cuidado que la integridad esté bien. Si no abandonan los pozos y los dejan ahí sin abandonar, sin taponar, pues puede haber un problema.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍES.- De hecho sí contempla el 2045, bueno, el abandono de los pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, es mi pregunta. O sea, sí van a ir abandonando y van a dejar duetos.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRA LOURDES JAMIT SENTÍES.- Sí. Es que a medida que va, a partir del límite económico 2042 y hasta el 2060 se hace paulatinamente a través de los años el abandono de los pozos y de la infraestructura que ya no es necesaria en el campo.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Ahora, por términos de filosofía de operación, recordemos que esta es a manera de nodo donde se distribuye posterior hacia Akal, pero corriente digamos abajo lo que va a tener va a ser Maloob y va a tener Zaap. Entonces hay que ver también el límite del que va a tenerse Zaap y Maloob y no solamente eso, sino también el desarrollo de Ayatsil, porque Ayatsil deriva hacia parte de Maloob. Si no mal recuerdo,

ó aao de Gob;emo C"'dragé,;ma C"'rta Se,;ó, E><trao,d;,.,;, 25 de juUo de 2019 ~ 47

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iba hacia Ku-M. También Zaap deriva hacia Ku. Entonces Ku todo lo deriva en la plataforma que es Ku-S. De Ku-S se está derivando a Akal-J o Akal-C8 y ya es el punto que se va haciendo cadena hacia adelante o aguas abajo para poder llevarlo hacia la Terminal Marítima Dos Bocas. Entonces este es

un punto toral por lo cual se desincorpora después. Hay que ver también cuál es la vida productiva de los otros campos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Precisamente eso es por lo cual estoy haciendo ver que es mucho tiempo, porque es un punto

neurálgico.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perdón. ¿y esta parte de

abandono está contemplada en la evaluación económica de las

alternativas?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BRETHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Sí

doctora. En la diapositiva 25 podemos ver hasta abajo digamos la actividad de abandono con 712 millones contemplados para el abandono.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿y sí está contemplado?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN DE PROSPECTIVA Y

EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BRETHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Si, es congruente con las actividades, con las instalaciones que pretende, los pozos a taponar y las instalaciones a abandonar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Nomás que es bien

importante el análisis económico. Si pongo 712 millones en 2060, eso tiene una implicación en el valor presente neto. Ya dijeron que no es 2060. Estoy poniendo como el extremo, ¿no? Entonces hay que hacerlo en los años que sean requeridos.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BRETHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Si, de hecho cuando hacemos la evaluación económica, ese abandono lo traemos a un "valor presente" del último año de vigencia de la asignación

Órgano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de juUo de 2019 ~ 48


para poder considerarlo como parte de la evaluación económica. No sé si

fui clara.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Sí quedó claro. Entonces

esas erogaciones están en el año 2034.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BRETHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.-Así

es.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Que tampoco es correcto,

porque no van a ser en 2034. Pero bueno, está mejor.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN DE PROSPECTIVA Y

EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BRETHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.-Ah,

sí, es lo mejor que podríamos hacer al respecto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Castigaste el proyecto. En el

caso contrario, se haría un análisis incorrecto porque no estaría en 2060.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Estaría fuera de la

asignación.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Estaría fuera.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. ¿Algún comentario

más Comisionados? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la

propuesta de acuerdo."


t RESOLUCIÓN CNH.E.44.005/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0183-2MCampo Ku.

Órga de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de j,Uo de 2019 \

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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, 7, fracción 111 y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0183-2M-Campo Ku.

Órgano de Gobierno

11.6 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de las empresas participantes, Repsol Exploración México, S.A. de C.V., PC Carigali México Operations, S.A. de C.V. y Ophir México Operations, S.A. de C.V. para gravar su interés de participación del contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G01/2018.

11. 7 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de las empresas participantes, Repsol Exploración México, S.A. de C.V. y PC Carigali México Operations, S.A. de C.V., para gravar su interés de participación del contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G0S/2018.


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Respecto de los puntos 11.6 y 11. 7 del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva manifestó que se trataban de los mismos contratistas por lo que propuso que su presentación se realizara de forma conjunta y al término, se someterían a consideración de manera individual las propuestas de acuerdo de cada Contrato.

Los Comisionados estuvieron de acuerdo.

En desahogo de estos punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al licenciado Joshua Gamboa Dardón, Director General de Contratos.


"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Licenciado Gamboa, por favor.

DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Muchas gracias, muy buenas tardes. Traemos a su consideración la constitución de dos gravámenes de intereses de participación respecto de dos contratos derivados de la ronda 2, licitación_ 4, específicamente las áreas 1 y 5. Quisiera hacer tres aclaraciones. Se trata de dos solicitudes distintas respecto de dos contratos distintos y dos consorcios distintos. Sin embargo, como podremos ver, son las mismas empresas quienes están integrando los dos consorcios, más una. El primer consorcio está conformado por Repsol, PC Carigali y Ophir México. El segundo consorcio por Repsol y PC Carigali. Bueno, si podemos ir a la siguiente por favor.

La solicitud que nos están haciendo los dos consorcios es el poder autorizarles el gravar los intereses de participación entre los miembros del consorcio, cada quien entre sus propios contratos, no entre las empresas. La solicitud la hacen los dos consorcios y es para efecto de poder garantizar el cumplimiento de su Acuerdo de Operación Conjunta que tienen suscritos entre los mismos miembros para dar continuidad a sus actividades petroleras. Perdón, podemos ir todavía una antes. Gracias.


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Recordemos que ahorita estamos en una etapa de autorización del gravamen de los intereses de participación. ¿Qué quiere decir? Son dos etapas, una de autorización y una de constitución de gravamen. Ahorita únicamente se gravarán los intereses de participación entre los miembros del consorcio y en una segunda etapa, en caso de incumplimiento por parte de los miembros entre ellos mismos, se solicitará la ejecución y se hará en términos de los Lineamientos de Cambio de Control y Cambio de Operador que emitió esta Comisión Nacional de Hidrocarburos. En esta lámina podemos observar cómo está constituido el consorcio. Son en el primer: caso con Repsol y PC Carigali con el 40% y Ophir México con el 20%. En el segundo caso es Repsol y PC Carigali cada quien con el 50%. En ambos contratos nuestros operadores son Repsol. Sin embargo, quiero aclarar que PC Carigali tiene la facultad de ser operador en otros contratos, es decir, fue precalificado como operador. Esto quiere decir que, en caso de ejecutarse los intereses de participación, siguen garantizados la continuidad de las operaciones en estos contratos.

El marco normativo es el artículo 31 de la Ley de Hidrocarburos y 85. El artículo 31 señala que la Comisión tendrá aquellas facultades establecidas en los propios contratos y el 85 señala una posible sanción administrativa para, en caso de que los operadores graven sus intereses de participación sin la autorización de la Comisión, serán acreedores de una sanción. Ahora bien, estas facultades legales se encuentran aterrizadas en el contrato en las cláusulas 2.3 y 24.3 del propio contrato, en las cuales señalan en términos generales que para poder gravar los intereses de participación se debe realizar con el consentimiento previo y por escrito de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Ahora bien, algunas consideraciones que me gustaría resaltar respecto a las consideraciones. La primera de ellas es que, si bien revisamos los contratos de prenda que nos presentaron los contratistas, no nos pronunciamos sobre la validez del mismo. Es decir, lo que revisamos fue que en la ejecución, en su caso, no entorpeciera las actividades petroleras y que se diera continuidad al Contrato de Exploración y Extracción. Sin embargo, no somos la autoridad competente para decir que esto es jurídicamente válido o que no tienen algún vicio oculto o algo los contratos. Por su parte, no conlleva una transmisión de los intereses de participación dado que estamos en este primer momento de constitución del gravamen,

Órgano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019 V 52


no de ejecución del mismo. Y, por último, señalo que la autorización surtirá sus efectos una vez que en su caso este Órgano de Gobierno lleve a cabo el pronunciamiento que les traemos a su consideración. Igualmente quisiera reiterar que la ejecución del mismo, como señalamos en la presentación, es con base en los Lineamientos de Cambio de Control y Cambio de Operador ya sea mediante un aviso o una autorización cuando se realice el cambio de control u operador respectivo.

Por último, ponemos a su consideración las resoluciones en cuanto a los dos contratos distintos para efecto de aprobar a las empresas participantes la constitución de los gravámenes entre los mismos miembros del consorcio de cada uno de sus contratos respecto del 100% de sus intereses de participación antes señalado. Notificar las resoluciones y en su caso inscribirlas en el Registro Público de esta Comisión. Cualquier duda Comisionados, estamos atentos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias licenciado Gamboa. ¿Algún comentario? Muy claro. Bueno, por favor Secretaria Ejecutiva podría leer las propuestas de acuerdo."

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


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba que las empresas participantes, Repsol Exploración México, S.A. de C.V., PC Carigali México Operations, S.A. de C.V. y Ophir México Operations, S.A. de C.V. graven su interés de participación del contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de Licencia en Aguas Profundas, CNH-R02-L04-AP-CM-G01/2018.

de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio 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, 31 fracción VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba a las empresas Repsol Exploración México, S.A. de C.V., PC Carigali México Operations, S.A. de C.V. y Ophir México Operations, S.A. de C.V. gravar su interés de participación respecto del contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G01/2018.

RESOLUCIÓN CNH.E.44.007 /19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba que las empresas participantes, Repsol Exploración México, S.A. de C.V. y PC Carigali Mexico Operations, S.A. de C.V., graven su interés de participación del contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de Licencia en Aguas Profundas, CNH-R02-L04-AP-CM-G0S/2018.

ACUERDO CNH.E.44.007 /19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba a las empresas Repsol Exploración


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México, S.A. de C.V. y PC Carigali México Operations, S.A. de C.V., gravar su interés de participación respecto del contrato CNH-R02-L04-AP-CM-G0S/2018.

11.8 Acuerdo por el que se expide el Código de Conducta de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al maestro áscar Emilio Mendoza Serena, Titular de la Unidad de Administración y Finanzas.

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

términos que a continuación se transcriben:

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor maestro.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Muy buenas tardes tengan todos ustedes. Un tema bastante rápido que es la presentación para aprobación del Código de Conducta de esta Comisión. A raíz de la publicación en 2018 en octubre del Código de Ética, establece que cada dependencia tendrá que generar un Código de Conducta para poder normar la forma que nosotros nos vamos a llevar, cómo nos vamos a conducir, perdón.

Esto se basa en artículo 23 del Código de Ética que, como bien les comento, ese fue publicado el día 5 de febrero pasado. Con relación con la Ley de Órganos Reguladores que también establece nuestro Código de Conducta, se tiene que formar. Cabe aclarar, ya tenemos nosotros un Código de Conducta desde 2016 y esta es una actualización que se está haciendo al mismo. La siguiente lámina por favor.

¿Qué cambios podemos ver a lo largo de este Código de Conducta? Primero, está enfocado a principios, valores y reglas de la Comisión. Va sobre la conducta de los servidores públicos incorporando reglas de

Órga o de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019

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integridad para el ejercicio de la función pública y equidad de género, un lenguaje propio a la persona. Ya no es una serie de normas sino más bien un compromiso que hace el servidor público para su conducta. En ese sentido, va en un sentido positivo a qué vamos a hacer, cómo vamos a actuar.

Fortalece el respeto, se incluyen temas de manejo de información, conflicto de interés, el glosario se actualiza. Se incluye una carta de compromiso, a qué se compromete el servidor público en relación a este nuevo código, la suscripción de carta de invitación por parte de nuestras autoridades. Y se separa, esto es muy importante, separa lo que es el funcionamiento del Comité de Ética y de la presentación de denuncias de las conductas. Actualmente en nuestro Código de Conducta están las dos partes. Aquí ya nos piden separarlas para hacer un solo código de la forma conductual y unas bases de cómo se integra el Comité de Ética y su funcionamiento.

¿Qué permanece de todo lo demás? Los valores institucionales son los mismos que vienen en el Código de Conducta actual. Permanece la parte de audiencias, de foros, eventos públicos, visitas de trabajo, la relación con proveedores, la conducta de respeto que, aunque se reafirma, ya estaba incluida y la conducta anticorrupción conforme a los lineamientos de octubre pasado. Todo esto está. La que sigue por favor.

Esto se basa en las directrices que así nos marca el artículo 7 de la Ley de Responsabilidades. Bajo este marco, también cabe aclarar este trabajo se llevó a cabo por el Comité de Ética, siempre con la participación del Órgano Interno de Control, una participación activa y bastante proactiva para poder llevar a cabo a la definición de estas conductas y la revisión armónica de todas las leyes involucradas para poder llevarlo a cabo. Es cuanto.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias doctora. Yo tengo algunos comentarios. Algunos quedan resueltos con lo que comentó ya nuestro Oficial Mayor. A ver, uno es de forma, meramente de forma. Lo dijo muy bien en la exposición, nosotros tenemos actualmente un código que está vigente. La propuesta del código me llamó la atención, es un


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cuerpo formal. Digamos, cualquier cuerpo normativo tradicionalmente se integra de títulos, capítulos y artículos. ¿No? Y entonces de manera muy formal pues cuando uno cita una disposición normativa pues hace referencia al título, al capítulo y al artículo correspondiente y pues para ser menos formal simplemente refieres al artículo del código de que se trate. Acá me llama la atención que tenemos tres artículos terceros. Entonces, digo, ya sería complicado decir me refiero al artículo tercero. ¿Pues a cuál de los tres? ¿No? Eso creo que se podría arreglar simplemente pues haciéndolo bien.

Ahora, hay un tema. Entiendo que esto obedece a que se publicó por parte de la Secretaría de la Función Pública un nuevo acuerdo que establece el Código de Ética del Gobierno Federal. Pues esto, el Código de Conducta vigente hoy en la Comisión obedece a lo mismo, a que el 20 de agosto del 2015 se publicó este acuerdo que es un nombre kilométrico, pero es fundamentalmente lo mismo. ¿No? Por el que se estableció el Código de Ética de los servidores públicos del Gobierno Federal.

Yo quisiera, si me lo permiten, hacerles algunas preguntas puntuales sobre la propuesta que ahora nos traen acá a consideración para saber cuál es la razón de algunos ajustes que se están proponiendo. El primero de ellos es que en el artículo segundo, el primer artículo segundo digamos porque entendemos que hay tres, el que tiene que ver con el ámbito de aplicación, es exactamente igual al artículo segundo vigente, pero se adiciona una parte final. Lo voy a leer para mayor facilidad de ustedes y de quienes nos ven. Dice artículo segundo, ámbito de aplicación: "La observancia y cumplimiento del Código de Conducta son de carácter obligatorio para todas las personas servidoras públicas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos en el ejercicio de sus funciones". Hasta ahí es prácticamente igual al artículo vigente, con la adición de que los servidores públicos -estamos adicionando - ahora somos personas. Y luego viene una parte final que dice, "sin importar su régimen de contratación". Podrían explicarnos a qué se debe esta adición.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Con todo gusto Comisionado. Con el Código de Conducta actual, uno de los grandes problemas que nos hemos encontrado es que su aplicación es para personal servidor público que se


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considera personal de plaza permanente. Con esta, al agregar este remate en el párrafo, lo que estamos incluyendo es también a personal de plazas eventuales, a eso hace referencia.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- OK. Luego el artículo 6 del proyecto vigente ya no está. Perdónenme, del texto vigente, artículo 6 del texto vigente ya no está en el proyecto que estamos ahora discutiendo, que son los casos no previstos en el Código de Conducta, que creo que pues pudiéramos en su caso contemplarlo pues porque es justo que lo que no se contempla en el código pues se lleva a consideración del Órgano de Gobierno para que se atienda en los términos que el Órgano de Gobierno resuelva. ¿Hay alguna razón por la que esta disposición ahora ya no está en el proyecto?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- En el proyecto que estamos presentando se habla de una carta de compromiso. Tiene una sección que habla de la participación y colaboración del cumplimiento del Código de Ética. En los términos del Código de Ética de los servidores públicos del Gobierno Federal, es obligación de las personas servidoras públicas conocer los valores. Perdón.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Ese es un supuesto que ahora no está hasta donde yo pude revisar, que son los casos no previstos en el Código de Conducta. Y dice, "los casos no contemplados en el Código de Conducta serán sometidos a propuesta del comité a consideración del Órgano de Gobierno para que sean atendidos en los términos en que este resuelva. Cuando un caso no previsto en el Código de Conducta requiera la intervención del Órgano de Gobierno y no pueda someterse en el Orden del Día de la sesión más próxima, se solicitará la intervención de los Comisionados por correo electrónico y se informará a la Secretaría Ejecutiva. Los Comisionados responderán a la solicitud por esa misma vía. Insisto, hasta donde yo revisé la propuesta, esta disposición ahora no viene.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Volvemos. Como lo explicamos hace un momento, el Código de Conducta refiere sobre las conductas establecidas. Este artículo refiere a la forma de la presentación de las

Órgano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio-de 2019

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denuncias. En caso de que estas no se encuentren en el Código de Conducta, se tendrá que utilizar las bases que se aprobaron recientemente en el comité.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Y ahí está previsto este supuesto.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Ahí está prevista esta parte. Es correcto señor.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- En este año aproximadamente por el mes de marzo se aprobaron los lineamientos para la organización y trabajo del Comité de Ética y además las bases sobre el funcionamiento del Comité de Ética y en estas bases está prácticamente lo correspondiente a qué tendríamos que hacer para que se pudieran digamos manifestar cualquier servidor público que quisiera hacer alguna queja en su momento.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- OK. Bueno, me faltan dos. Perdónenme, eh, ha sido una sesión larga. A ver, el título segundo del código vigente comparado con el capítulo segundo de la propuesta que ahora estamos analizando. El título segundo del código vigente habla de valores específicos institucionales y comprende cinco: rectitud, honestidad, imparcialidad, respeto y transparencia y los comprende porque así lo mandata el artículo 16 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. La propuesta que ahora nos traen no solamente habla de valores, sino también de principios y en este capítulo 2 traemos como principios la legalidad, la honradez, la lealtad, la imparcialidad, la eficiencia, la confidencialidad y la rendición de cuentas. Y como valores la honestidad, la integridad, el respeto, la rectitud, la transparencia y la equidad de género. ¿cómo empatamos esto con lo que dice la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética? Que es una ley específica que desde luego nos compete a nosotros y a la CRE y que mandata conceptos muy, muy puntuales que debemos regular en nuestro Código de Conducta. ¿Cómo empatamos esto con el acuerdo de la Función Pública de reciente creación?

Órg no de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de ;,110 de 2019 \

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DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Bueno, durante estos meses que hemos trabajado como Comité de Ética se ha hecho un trabajo en conjunto con el Órgano Interno de Control para hacer esta alineación o esta armonización en la cual principalmente tanto los principios como los valores puedan estar alineados al quehacer institucional, esto quiere decir con nuestras conductas. Por eso es que la estructura de este nuevo documento que estamos presentando ante ustedes está basado en un orden de conductas propiamente dentro del capítulo es tercero precisamente. Si, el capítulo tercero que son las conductas de las personas servidoras. Y si ustedes ven. Por ejemplo, si nos vamos al tercero, por ejemplo hablamos del respeto. ¿Cuándo respeto? Nosotros anteriormente en el capítulo 2 estamos manifestando que el respeto es un valor. Entonces ahora lo que estamos diciendo es qué conductas vamos a tener nosotros como servidores, como personas servidoras públicas en la Comisión con relación a este valor del respeto. ¿Sí?

Entonces hay un material de trabajo que son digamos documentos de trabajo que la misma Función Pública nos ha pedido tener como expedientes de trabajo para poder haber llegado a este documento final en donde ahí se están indicando este valor cómo está asociado a esta conducta que llevamos y cómo está asociado con este principio. Es decir, todas las consultas que hoy nosotros estamos presentando en este documento en esa matriz deben de estar alineadas y deben de estar asociadas entre sí para poder ver esta relación. Lógicamente ese material es un documento de trabajo propiamente que en su momento la Unidad de la Función Pública nos estará exigiendo al momento que nosotros comprobemos que este documento ha sido aprobado, así como el diagnóstico correspondiente y otros demás insumos que nos han exigido para llegar al término de este ejercicio como documento final. No sé si a eso se refería de cómo es que está armonizado tanto los principios como los valores.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- O sea, digamos entiendo la respuesta, pero creo que nos quedamos cortos en la misma porque, para seguir en el hilo de la respuesta, principios, valores, habría que definir cuál es la diferencia entre unos y otros. Pero más allá de estos conceptos


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filosóficos, lo que nos dicen es hay conductas que reflejan cómo vamos a dar cumplimiento a los valores.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Y a esos principios.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-Y a los principios.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.Exactamente.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- No obstante, el capítulo 3 de la propuesta en efecto habla de las conductas de las personas servidoras públicas y ahí solamente hablan del respeto, que es un valor en términos de la propuesta, de la imparcialidad, que es un principio en términos de la propuesta, y de acciones contra la corrupción. Creo que es lo mismo, ahí como que se escapa, no es ni principio, ni valor. Y luego hablan de las audiencias, foros, eventos públicos y visitas de trabajo pues que esas claramente ya no son ni principios ni valores, sino cuestiones que la ley mandata regular. Es decir, creo que en el esfuerzo - valioso sin duda - de darle cumplimiento o de acogernos al acuerdo de la Función Pública del año pasado, pues digamos tratamos de empatar el código hoy vigente con lo que mandata este acuerdo de la Función Pública, pero pues honestamente creo, que lejos de ganar en claridad y en contundencia en la regulación del código, pues hacemos ahí una mezcla un poco extraña.

Mi última pregunta es nos dijo acá el Oficial Mayor que la propuesta era solo de conductas y que separábamos la presentación de las quejas y la integración del comité mismo y que ya habíamos aprobado, si entendí bien, la integración del comité, sus atribuciones y la manera en la que vamos a presentar ahora las quejas. ¿Eso ya lo aprobamos?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Perdón. Las bases de funcionamiento del Comité de Ética, que es donde se incluye cómo está integrado y cómo se presentan las quejas y denuncias, es un documento totalmente aparte que emite el mismo comité en base a lineamientos establecidos. No es una

rgano de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de j"llo de 2019 ~ 61


autorización del comité de este Órgano de Gobierno, es más un trabajo del mismo comité. A eso me refería con que fue autorizado.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Ah, fue autorizado por el propio comité.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Exactamente.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Y porque solamente se requiere haber hecho ese documento de trabajo en una sesión propiamente de trabajo del comité, no se requería subirlo.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- O sea, el Comité de Ética expidió sus propias normas de integración y de digamos de funciones.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Lo que nos pidieron hacer este año fue revisarlo y actualizarlo si considerábamos que aquí se requería. De hecho, en ese comité, bueno, participó igual nuestra área jurídica en poder revisar si había que hacer algún cambio y prácticamente sufrieron cambios mínimos de forma. Quedaron las bases igual como las teníamos, no sufrieron cambios realmente en su contenido como tal.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- A ver, yo solamente apunto acá la fracción IV del artículo 16 de la Ley de los Órganos Reguladores que, insisto, hay un marco general en el tema de Código de Ética de la Secretaría de la Función Pública que a partir de ahí todas las dependencias entiendo tenemos que generar nuestro Código de Conducta. Y eso está muy bien.

Pero la fracción IV dice, "Las reglas y procedimientos para informar al Órgano de Gobierno, al Presidente o al Comité de Ética del Órgano Regulador Coordinado sobre cualquier situación que pudiera representar un conflicto de interés real o potencial a efecto de que se valoren y en su caso se otorguen las autorizaciones que en cada caso corresponda". Eso es lo que debe contener el Código de Conducta a que se refiere el artículo XV de la ley. Deberá contener - dice la ley - por lo menos lo siguiente y entonces ya leí yo la fracción IV. Esto no está en nuestro Código de


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Conducta y es un mandato legal. Debemos incluir en nuestro código las reglas para informar al Órgano de Gobierno, al Presidente o al Comité de Ética. O sea, a ver. Mi punto es, otra vez, que en aras de empatar nuestro código con el Código de Ética del Gobierno Federal, hay cosas que creo que estamos obviando como mandato legal. ¿No?

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Mas bien nosotros separamos, y por decisión del comité, por decisión del comité completo.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Si, perdón que la interrumpa licenciada, pero es que cuando usted dice, "nosotros separamos por decisión del comité" pues es la ley la que mandata el contenido mínimo de nuestro Código de Conducta. Ese es mi comentario de fondo, justo.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- O sea, sí lo dejamos, pero lo dejamos en una sección más corta en donde se remite a los trabajos precisamente del comité.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Ah, es que probablemente lo leí mal. ¿Dónde está?

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- En términos generales Comisionados, el Comité de Ética buscó, al hacer estas adecuaciones como usted lo menciona, buscó que todo lo previsto en el artículo 15 y el 16 quedaran reflejados dentro del Código de Conducta. Por ejemplo, tiene un capítulo de abstenciones que está establecido expresamente que tiene que preverse en el Código de Conducta. Si es que en ese trabajo se dejó la fracción IV poco clara, podemos precisarlo y regresar con el Comité de Ética a hacer ese señalamiento de que el Órgano de Gobierno hizo la manifestación del faltante a la fracción IV. Pero todo lo demás se incluyó en el código, además de todos los compromisos institucionales que este Órgano de Gobierno ha previsto de manera independiente como el tema de la declaración de intereses, como el tema del protocolo de actuación en materia de adquisiciones, como el tema de Voz Experta en el tema de equidad de género. Entonces no sé si ya tienen ahí ese párrafo.

Órg no de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de julio de 2019

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DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN

DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Si, ya lo

tenemos aquí. Puedes leerlo por favor.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- De hecho, si vemos el artículo sexto

del capítulo tercero.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Compromisos institucionales.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Compromisos. En el último numeral hace referencia al punto que usted está comentando que sería lo que bien

comenta nuestra Secretaria Ejecutiva, incluir Órgano de Gobierno.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Si quieres

que lo lea.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Lo lee?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- lo podemos leer.

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

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Dice, "en términos del Código de Ética para los servidores públicos del Gobierno Federal, es obligación de las personas servidoras públicas de la Comisión conocer y hacer valer los

valores, principios y deberes establecidos en el Código de Conducta, así como hacer del conocimiento del Comité de Ética de cualquier conducta que posiblemente contravenga. Asimismo, es necesario contar con su colaboración plena cuando se requiera de las investigaciones que el comité realice". En ese sentido, se estaría dando cumplimiento a la fracción que

bien comenta.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Bueno, yo creo que no. Pero, en fin, está bien. Yo dejo mi comentario ahí y por las razones expuestas yo votaría en contra colegas, muchas gracias. \

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Comisionado.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No valdría la pena tener, no sé, a la brevedad posible una reunión donde podamos nosotros aclarar estas diferencias, porque yo sí veo que hay así como que interpretaciones diferentes de dos documentos que no veo que se opongan entre sí. Es sencillamente una cuestión de reescribirlos de cierta manera o incorporar ciertas cosas.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Si me permite Comisionado. Básicamente lo que nos está pidiendo ahora la Función Pública es que comencemos desde las conductas y desde las conductas armonicemos y tal vez eso es lo que hace ver un poco diferente el documento como tal. ¿No? Porque los principios pues siguen estando ahí. De hecho, nuestros valores no cambiaron como Comisión. Es más, yo diría se reforzaron. Pero más bien es ahora que estamos partiendo de esas conductas en las cuales nos están pidiendo también que sean conductas identificadas acorde a nuestras actividades y quehacer, que es donde estamos siendo como más precisos para que, a la hora que las personas servidoras de la CNH podamos leer este documento, podamos identificarnos más fácil con una conducta que con una definición propiamente como antes lo teníamos. Creo que ese es el. ..

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Pero incluso creo que en la fracción VI que se acaba de leer se puede incluir para atender adecuadamente como señala el artículo 16 de la ley de los Órganos Reguladores, es que no solamente se informe al Comité de Ética, sino también al Órgano de Gobierno de la Comisión en el caso de las denuncias y se prevea expresamente las bases que tiene aprobadas el Comité de Ética para efectos de las denuncias. Es decir, tiene que preverse en el código cuál es el mecanismo. El mecanismo tendría que decir ahí que son las bases. ¿Por qué? Justo lo que estaba diciendo el Comisionado Pimentel es que en el código vigente sí se regula de una manera muy expresa el tema de la denuncia y el tema del procedimiento que se sigue ante el Comité de Ética y ahora no, ahora existe otro documento adicional que prevé esos casos. Entonces, dado eso, el Código de Conducta debe referir a esas bases y debe

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de establecer la obligatoriedad de informar tanto al Comité de Ética como al Órgano de Gobierno.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Sí. Es que en el documento, digamos en el primer Código de Conducta, nuestro código vigente, hoy en día sí está un capítulo específico para hablar de qué es el Comité de Ética y hay un capítulo que habla sobre precisamente el funcionamiento del Comité de Ética y por eso está muy identificado ahí. Entonces ahora coincidiría con ustedes que sí podríamos precisar y hacer esa referencia para que no se pierda hacia dónde debe de ir cualquier persona que quiera hacer una queja. Creo que eso podría enriquecer para que no se pierda.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo creo que todos estamos de acuerdo con lo que usted plantea, o sea, se me hace muy acertado que nos vayamos a conductas, no a definiciones. Se me hace un buen paso. Sin embargo, creo que la parte que refiere en este caso el Comisionado Sergio como que sí hay un faltante ahí o una liga. A la buena es una referencia, a la buena es como mi redacción. Para estos casos se tomará en cuenta esto y ya. Bueno, no sé, yo no soy abogado.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Si, referirnos a eso. Si, no le veo yo mayor problema que eso se pudiera arreglar.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Digo, solo vale la pena decir que el Código de Conducta vigente seguiría vigente. ¿No? Es decir, no estamos en falta porque el Código de Conducta hoy vigente contempla pues diría yo prácticamente lo mismo que estaríamos incluyendo en esta nueva versión, solo que en mi concepto de manera más clara. Si se corrige en los términos que yo acá he expuesto, pues por supuesto no tengo ningún problema en votar a favor. Estoy totalmente de acuerdo en el fondo. Mi único punto es que lo que hoy dice nuestro Código de Conducta lo dice de manera más clara y le brinda herramientas más puntuales a cualquier servidor público para presentar una queja, que lo que estamos hoy discutiendo. Ese es mi único tema.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, a ver. Si en este caso el Comisionado está solicitando la inclusión de esa, no sé, el artículo que nos dé mayor claridad de la relación con lo que es la ley, creo que sí es válido y creo que nos dejaría más tranquilo a todos. Esto hace que, o sea, cumplamos con las dos partes, porque también nos están pidiendo que cumplamos con el asunto de hacerlo con un lenguaje más incluyente. ¿No? O sea, que es lo que estamos tratando de hacer en esta nueva edición. O sea, nosotros nos sentíamos a gusto con nuestro código, sin embargo, sí nos están solicitando que actualicemos con otro tipo de lenguaje, que es lo que estamos tratando de hacer. Pero falta esta parte de liga que nos hace ver el Comisionado Pimentel. Entonces tenemos dos maneras de llegar a esto. Uno, dejarlo para una próxima sesión en donde se pueda tener esa inclusión, esa puede ser una vía. O la siguiente es poderlo votar en este momento con, o sea, digamos diciendo de que se incluya ese artículo donde se dé claridad de la liga que hace la recomendación. O sea, tenemos esos dos puntos. No sé, Comisionado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Mi postura es que lo hagamos como siempre. Cuando un Comisionado tiene algunos comentarios, pues plantea que se hagan las modificaciones y los demás estamos de acuerdo generalmente. Entonces yo estoy de acuerdo con lo que dice el Comisionado Pimentel.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo también estoy de acuerdo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces si él está planteando que se incluya algo más ahí, pues que se incluya en el sentido que sea el más conveniente. Porque creo que algo que no estaría muy bien es tener una votación no unánime de un Código de Conducta. ¿No?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y sobre todo en este tema.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Finalmente es ... Una parte técnica imagino que sí pudiera haber, pero en un Código de Conducta. Yo doy voto de confianza para que el Comisionado Pimentel vea la redacción y yo votaría en favor de que ya lo aplicáramos.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Así es, no sé si estás de acuerdo.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Entonces votamos a favor y lo armamos después.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, con las observaciones.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, con la observación que tú haces para que se incluya tal cual lo que tú estás comentando.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Está bien, pero digamos, hay que armarlo todo. O sea, hay que rehacerlo porque no está previsto ni el título, ni el capítulo, ni el artículo, que es un tema muy de forma. O sea, este sería el primer código que yo veo que tiene tres artículos terceros y tres artículos segundos y tres artículos primeros.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Creo que eso es de forma, eso se puede corregir sin problema. ¿No? Pero a mí lo que me preocupa más es la relación que tiene con la fracción IV, exactamente.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Ahora, ¿cómo vamos a regular? Porque otra vez, quizá no fui enfático. El capítulo tercero habla de las conductas de las personas servidoras públicas y regulamos el respeto, la imparcialidad y las acciones contra la corrupción. Una es un valor y la otra es un principio, pero nos quedan en el aire seis principios y cinco valores que no estamos regulando en el capítulo 3 de las conductas. O sea, el tema es que este es un Código de Conducta y entiendo, por fin creo entendí, que el cambio en la visión de esta propuesta es no regular definiciones, sino conductas. Y está muy bien. Pero en el tema de conductas, solo estamos regulando el respeto y la imparcialidad. Ahora, quizá yo lo leí mal, pero después de eso viene audiencias y vienen foros, eventos públicos y visitas de trabajo en el capítulo tercero. Gracias.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Si me permiten.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Si, muchas gracias.


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DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Gracias. En el artículo VI del capítulo 3, precisamente articulo VI, estamos hablando de compromisos institucionales. Y aquí tenemos el primero que es la carta compromiso a la cual nos vamos a suscribir todas las personas de la Comisión. Después tenemos en el segundo concepto manejo de la información, en el tercero conflicto de interés, cuarto declaración de

interés, quinto equidad de género y estos son los temas en los cuales estamos hablando también de conductas y agregamos un artículo séptimo que son las abstenciones y que también tienen que ver con las conductas. ¿Sí? Entonces aquí es donde estamos incluyendo tal vez las conductas que usted no las veía anteriormente que solamente se había quedado hasta el cuarto, pero tanto en el artículo quinto como el séptimo que estamos incluyendo abstenciones y estamos hablando de conductas también.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-A ver, es que si perdón, no es menor. Mi tema es que el capítulo tercero se llama conductas de las personas servidores públicas y el artículo primero dice respeto, el artículo segundo dice imparcialidad y acciones contra la corrupción. Esa una es un valor y la otra es un principio. El artículo tercero dice audiencias y el cuarto habla de foros, eventos públicos y visitas de trabajo. Entonces en la estructura del documento solamente estamos regulando como conductas el respeto y la imparcialidad, a menos que yo lo esté leyendo mal pues. Pero en la forma en la que está estructurado ...

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN

DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Perdón. Tal vez a lo mejor se refiera y me voy a permitir usar el término etiqueta. la etiqueta de respeto y tal vez por eso usted dice solamente veo la etiqueta de respeto que hace alusión a uno de los valores por así decirlo y no a los demás valores. No sé si estoy entendiendo de ese modo.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- De acuerdo, sí, sí, sí.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- ¿Sí? ¿Es

correcto? Bueno, lo que se quiso hacer en el capítulo segundo fue listar primero los principios y ponerlos. Si usted ve la forma en la que está redactado, inclusive dice, voy a leer nada más las primeras palabras de cada


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uno. Por ejemplo, en el caso de la legalidad dice, "fomentamos el cumplimiento puntual de normas". En el caso de la honradez, "nos conducimos con rectitud". En el caso de lealtad, "respondemos a la confianza". O sea, ya está hablando más en término de una conducta como tal que tenemos inclusive en el lenguaje. Adelante.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, Comisionado.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Se me hace que todos estamos de acuerdo con los conceptos que están vertidos en el documento. O sea, no hay ninguna discusión, todos estamos de acuerdo, estamos muy de acuerdo con la lógica con el documento. Lo que estamos ahorita como que tratando de arreglar es un poco de la parte de la estructura del documento y una serie de referencias. Con referente a esto, etc., etc. Nos faltan como aclaraciones, ligas y un poquito reestructurarlo. Yo no sé si la ley nos permita votarlo en sentido de que estamos de acuerdo con los conceptos y con el contenido del documento, pero pedimos que se reescriba de una manera - ¿cuál será la palabra? - más estructural y entonces que ahí pedirle al Comisionado Sergio que nos ayude a hacer esto para que quede todo congruente con el documento anterior. O sea, se me hace como que estamos peleándonos con la forma y no por el fondo. En el fondo estamos totalmente de acuerdo. Pero estoy de acuerdo que nos ponemos ahorita a revisar uno por uno, aquí nos van a dar las 12 de la noche.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Si, lamento mucho eso.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Si, para eso está. Si, le comento que para eso existe ya la cédula de trabajo en donde está esa armonización de este valor, con qué se liga con este principio y con esta conducta.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Eso hay que decirlo en alguna parte. En el anexo se presentan las cédulas. O sea, se me hace que como que nos faltan aclaraciones y ya no quisiera entrar al detalle porque ya estamos reescribiendo. Y bueno, yo no me siento ya autorizado porque ni soy abogado, ni soy miembro del Comité de Ética. Entonces pero sí es cierto lo que dice en este caso el Comisionado Sergio, como que le falta


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aclaraciones a lo largo del tema. El resto de las conductas están incluidas, etc. Ese tipo de cosas. Porque dice Sergio no está y usted dice sí está. Bueno, pues entonces dónde está y hay que aclarar dónde está. Estas son las conductas más impactantes, el resto se tratarán. Ese tipo de cosas.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Y un

poco el capítulo de las conductas, como en el caso del código vigente, son en las que la Comisión está poniendo el foco. Es el caso del respeto, es el

caso de anticorrupción y es el caso de los compromisos institucionales adicionales que no están en ningún lado, no están en la ley y no están en el Código de Ética de la administración pública, sino que nosotros les ponemos el foco. Todo lo demás es ya una conducta.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Vamos, habitual o normal de nuestra ...

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Con base en los valores y los principios regulados por ambas leyes.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero eso no lo dice el documento. Es decir, para nuestro funcionamiento esto es el foco nuestro sin descuidar los otros.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- Ahí tiene razón usted Comisionado.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Necesitamos como -¿cómo diría?- pequeñas aclaraciones, pequeñas conexiones a lo largo del proceso, que no creo que nos estén cambiando realmente el fondo del

documento. Entonces yo no sé, yo hago una pregunta. ¿Podemos votarlo sujeto a que se reestructure de otra manera y se señalen las conexiones y todo eso o no?

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN, LICENCIADA GRACIELA BÁRCENAS PÉREZ.- No, claro

que sí. Ustedes están, precisamente están ustedes en ...

Órg no de Gobierno Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria 25 de j,Uo de 2019 \

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COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Y yo creo que ahí sí habría que pedirle el apoyo a Sergio para que les falta esto, les falta esta conexión, les falta esta referencia, etc. y ya.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, estamos de acuerdo en tus comentarios. O sea, ese sería mi punto. ¿Sí? Entonces Secretaria Ejecutiva nos podría leer una propuesta.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Con la

observación de revisar la estructura del documento y las conexiones con el artículo 15 y 16 de la Ley de los Órganos Reguladores, propongo a ustedes el acuerdo."

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


Con fundamento en los artículos 15 y 22, fracciones 1, 111 y XIX de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y 13 fracción V, letra a. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, a propuesta del Comité de Ética y Prevención de Conflictos de Interés, por unanimidad, aprobó el Código de Conducta de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 19:40 horas del día 25 de julio de 2019, la Comisionada Porres dio por terminada la Cuadragésima Cuarta Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.


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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 América re Comisionada

/Y Sergio Henrivier Pimentel Vargas

Comisionado

artínez Romero

7.-1;.,,,z"' rJz,~~ ,,<_ Héctor Moreira Rodríguez

Comisionado

Carla Gabr ález Rodríguez Secretaria Ejecutiva


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Documents

ÓRGANO DE GOBIERNO€¦ · En la Ciudad de México, siendo las 17:12 horas del día 25 de julio del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de tiidrocarburos,