Órgano de gobierno · observa el gradiente de sobrecarga. se tiene programados fluidos base agua...

Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

DÉCIMA PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 12:41 horas del día 25 de febrero del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, sita en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Parres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez, así como la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Décima Primera 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 220.0079/2019, de fecha 22 de febrero de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 18, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.

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

A continuación, la Comisionada 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 Décima Primera Sesión Extraordinaria 25 de febrero de 2019

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Hidrocarburos

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la autorización a Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar

la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Acan-lEXP.


pronuncia sobre la autorización a Roma Energy México S. de R.L. de C.V.

para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Paraiso-A0

EXP.


pronuncia sobre la autorización a Roma Energy México S. de R.L. de C.V.

para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Paraíso-Al

EXP.

11.4 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre el Plan de Exploración y el Programa de Evaluación

presentados por Newpek Exploración y Extracción, S.A. de C.V.,

relacionado con el contrato CNH-R02-L03-BG-02/2017.

11.5 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre el Plan de Exploración y el Programa de Evaluación

presentados por Pantera Exploración y Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V.,

relacionados con el contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017.


pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

presentado por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A.

de C.V. para el contrato CNH-R01-L03-A7 /2015.

Décima Primera Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la autorización

a Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar la

perforación del pozo exploratorio en aguas

someras Acan-lEXP.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Héctor Silva Gónzalez, Director de Área.

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

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

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.Buenos días Comisionada, Comisionados, Secretaria Ejecutiva, compañeros de la CNH y las personas que nos siguen en la transmisión en vivo. En esta ocasión traemos para su consideración la solicitud de autorización de la perforación el pozo exploratorio en aguas someras Acan-1EXP. Como dato interesante, el nombre Acan es de origen maya y significa Dios del balche. El balche y el saka son consideradas bebidas sagradas y significan vida y fertilidad. El operador de este contrato es Hokchi Energy como ya se mencionó. Como parte del proceso de autorización de la perforación de pozos, se recibió la solicitud el día 21 de diciembre del 2018. El 22 de enero del 2019 la CNH previno al operador petrolero, el cual atendió la prevención el día 25 de enero del 2019. Adicionalmente, se tuvo un alcance de información, el cual fue atendido adecuadamente por el operador petrolero y el día de hoy 25 de febrero del 2019 traemos para su consideración la solicitud de autorización de este pozo.

El fundamento legal para la utilización de pozos es el siguiente. La Ley de Hidrocarburos, la cual faculta a la Comisión para emitir autorizaciones de perforación de pozos; la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, en la cual se establecen las atribuciones de los Órganos


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Hidrocarburos

Reguladores; el Reglamento Interno de la CNH en donde se establecen las facultades para el Órgano de Gobierno y para cada una de las Direcciones Generales de esta Comisión; y finalmente los Lineamientos de Perforación de Pozos, en donde se establecen los requisitos y procedimientos para la autorización de la perforación de pozos.

Los datos generales del pozo son los siguientes. El proyecto pozo AcanlEXP encuentra ubicado en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas del Estado de Veracruz. El bloque 2, el cual se encuentra ubicado a aproximadamente 14 km al norte del puerto de Coatzacoalcos. El contrato que ampara la perforación de este pozo es el contrato CNHR01-L01-A2/2015 bajo la modalidad de producción compartida. La clasificación del pozo es 102, correspondiente a un pozo exploratorio y se va a perforar un tirante de agua de 35 metros. Los objetivos geológicos corresponden al Plioceno Inferior en un intervalo de 1,600 a 1,670 metros verticales bajo mesa rotaría. El tipo de hidrocarburo estimado es aceite intermedio de 22 grados API. La temperatura y presión de yacimientos son de 65 ºC y 4,150 psi. La trayectoria del pozo es vertical con una profundidad total programada de 1,885 metros verticales bajo mesa rotaría. Se programa iniciar la perforación del pozo el 5 de marzo del 2019 y concluirla el 11 de abril, lo cual representa 38 días para la perforación y para el abandono del 12 al 20 de abril del 2019 con 9 días para el abandono. Las principales características del equipo de perforación se pueden observar en la lámina. Igualmente se observa la figura de la plataforma con la cual se perforará este pozo. Es una plataforma de tipo auto elevable de la compañía BORR con una capacidad de perforación en un tirante de agua de hasta 107 metros de profundidad y una profundidad total de 10,688 metros. Contiene preventores de hasta 15,000 psi.

Para el diseño de este pozo se consideraron seis pozos de correlación. El pozo Luhua que es el más cercano se encuentra a 2.5 km del pozo Acan-1 y el más lejano se encuentra a 14.2 km. Las distancias de los límites del área contractual del pozo son 8.3 km al Norte, 1.9 km al Sur y 9.3 km al Este y finalmente 13.9 km al Oeste. Se estima encontraron recurso prospectivo de 30.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico del 49%. El tipo de trampa es combinada, presenta un cierre estructural en tres direcciones al Sureste contra una falla normal ocasionada por una intrusión de un cuerpo salino y depende

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Hidrocarburos

de un cuerpo de sal para el sello lateral. En la parte inferior izquierda se observa una sección sísmica en la cual se observa la trayectoria del pozo y la columna geológica que va a perforar.

En la siguiente diapositiva podemos observar el diseño del pozo, el cual consideró los pozos de correlación. En la parte izquierda de la figura podemos observar la columna geológica que atravesará el pozo, la cual va desde el Reciente hasta el Mioceno Superior. En la parte central se observa la arquitectura del pozo, la cual consta de dos tuberías de revestimiento, un tubo conductor de 30", 310 lb/ft asentado a 200 metros y una tubería superficial de 13 3/8", 68 lb/ft a 1,000 metros con una sección de agujero descubierto de 12 1/4" hasta la profundidad total que es de 1,885 metros verticales bajo mesa rotaria. En la parte derecha se observa el modelo geomecánico, el cual fue construido por las curvas de presión de poro, las cuales se observan en la parte izquierda. En la parte central se observa la curva de gradiente de fractura y en la parte derecha en color azul se observa el gradiente de sobrecarga. Se tiene programados fluidos base agua para las dos etapas con densidades que van de 1.20 a 1.25 gr/ce y en la etapa de 12 1/4" un fluido en base aceite con densidad 1.70. La ventana operativa ahí mismo, en esa figura, se puede observar que está dividida en dos zonas. La zona 1 que va desde el lecho marino hasta aproximadamente 1,100 metros verticales bajo mesa rotaria y en esta zona se observan presiones de poro normales, la cual se evidenciaron en los pozos de correlación. La zona 2 que va desde 1,100 metros hasta la cima de la sal, en la cual los pozos de correlación mostraron un incremento paulatino en la presión de poro. El operador petrolero muestra dos escenarios de presión de poro, un escenario bajo y un escenario alto, en los cuales se puede observar que la densidad programada está por encima de la densidad de poro y menor al gradiente de fractura.

Respecto a los elementos de evaluación, la Comisión Nacional de Hidrocarburos consideró el cumplimiento de los artículos 32 de los Lineamientos de Perforación de Pozos y el 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. Respecto a los Lineamientos de Pozos, se verificó que el operador petrolero cumpliera con cada uno de los requerimientos del artículo 27, los cuales dan soporte técnico a la selección del diseño. Adicionalmente, se verificó la acreditación de los elementos que permitieran alcanzar los objetivos geológicos

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Hidrocarburos

propuestos y así preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. El pozo exploratorio en aguas someras Acan-lEXP está considerado dentro del Plan de Exploración aprobado por el Órgano de Gobierno por medio de la resolución CNH.E.74.001/18. Con relación al cumplimiento al artículo 39 de los Organos Reguladores Coordinados en Materia Energética, con la perforación de este pozo se acelera el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. En caso de ser productor, se contribuirá a la reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación. En ambos casos se verificó que se utilizara la tecnología adecuada para la perforación de este pozo.

Finalmente, traemos a consideración de ustedes Comisionados la siguiente propuesta de acuerdo. Con fundamento en los artículos 22, fracción 1, X y XXIV de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos; y 13, fracción XIII, inciso a) del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, se propone al Órgano de Gobierno autorizar la solicitud para llevar a cabo la perforación el pozo exploratorio en aguas someras Acan-lEXP ubicado en el área 2 correspondiente el contrato CNH-R01-L01-A2/2015, en término de los Lineamientos de Perforación de Pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Silva. ¿Alguna pregunta Comisionados? Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pudieran poner la lámina cuatro y pudieran hacer un poquito más grande el mapa. Bueno, mi pregunta mientras ponen el mapa es cuál es el pozo más cercano. Porque ustedes están diciendo ahí que no ha habido exploración en esta área exploratoria.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- El pozo más cercano es el pozo en lo Luhua-1 que ese está ubicado a 2..6 km del pozo Acan-1, es este que se encuentra aquí. Se encuentra ubicado dentro del área contractual. Fue perforado por Pemex Exploración y Producción en el año 2002 y resultó improductivo, productor de agua salada.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Entonces fue improductivo y se hizo en qué año otra vez.

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Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.-En el 2002, fue perforado en el 2002.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- 2002. Y era el mismo horizonte que estaban.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Es el mismo horizonte, es una arena que corresponde al Plioceno Inferior y este pozo Acan-1 pretende perforar la misma arena. Este pozo el Luhua-1 resultó improductivo de agua salada, pero espera que este pozo se obtenga hidrocarburos en este caso aceite intermedio de 22 grados API.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.-Si, complementando lo que se discute acerca de este pozo. Van al mismo objetivo, sin embargo, nosotros usamos el léxico de estructuralmente más arriba. Eso quiere decir si el pozo que ya se perforó está invadido de agua salada hay una probabilidad de que esa misma arena, pero a una profundidad menor, es decir estructuralmente más arriba, tenga hidrocarburos. Es por eso que van a perforar ese pozo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-¿Algún otro comentario? Secretaria, 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.11.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Acan-lEXP.

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ACUERDO CNH.E.11.001/19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra a., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a Hokchi Energy, S.A. de C.V. la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Acan-lEXP.



a Roma Energy México S. de R.L. de C:.V. para

realizar la perforación del pozo explloratorio

terrestre Paraiso-A0 EXP.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al ingeniero Israel Hernández Pérez, Director en la Unidad de Exploración.


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

favor.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Si, buenos

días. Buenas tardes Comisionada, Comisionados, compañeros de la

Comisión. Con la venia de la doctora Porres, voy a presentar la solicitud de

autorización de perforación del pozo exploratorio terrestre Paraíso-A0EXP.

Es del operador petrolero Roma Energy México. Bueno, dentro de la

cronología de este proceso de solicitud de autorización tenemos que el

operador Roma Energy remitió su solicitud el 18 de diciembre de 2018.

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Posteriormente, se revisó la información, se hizo un análisis a toda la información adjunta a la solicitud. Ahí detectamos faltantes y algunas aclaraciones, por lo que se le realizó el oficio de prevención y se le notificó al operador el 17 de enero de 2019. Ya posteriormente el 25 de enero el operador atendió la prevención en tiempo y forma mandando los requisitos que se le solicitaron y el día de hoy estamos sometiendo a su consideración de este Órgano de Gobierno para el proceso de autorización.

Entonces el fundamento legal es el mismo del proceso de autorización de Hokchi. Vemos que está la Ley de Hidrocarburos que le da la facultad a la Comisión para emitir autorizaciones de perforación de pozos, la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética donde vienen las atribuciones de los Órganos Reguladores, el Reglamento Interno de la CNH donde se establecen las facultades para el Órgano de Gobierno y para cada una de las Direcciones Generales de la Comisión y los lineamientos de perforación de pozos.

Entonces dentro de los datos generales tenemos que el nombre del pozo es Paraíso-AOEXP. Este pozo viene dentro del contrato CNH-R01-L03-A16/2015. Es un contrato de tipo licencia. El contrato fue firmado el 10 de mayo del 2016 y estas actividades se autorizaron en el Programa de Evaluación del 12 de abril de 2018. Entonces la clasificación del pozo es un pozo exploratorio en nuevo yacimiento. De acuerdo a la clasificación del anexo 111 de los lineamientos, lo clasificamos como exploratorio. Entonces el área contractual número 16 denominada Paraíso se localiza en la porción norte del Estado de Tabasco a 68 km de distancia de la ciudad de Villahermosa, a 14 km de la ciudad de Comalcalco y a 25 km de la ciudad de Paraíso, todos pertenecientes al Estado de Tabasco. Tenemos en el área contractual pozos análogos o de correlación que fueron perforados previamente por Petróleos Mexicanos. Tenemos por mencionar algunos el Paraíso-1, el Paraíso-2, el Paraíso-101 y el Paraíso-201. De estos pozos que fueron perforados en esta área contractual, únicamente el Paraíso-101 resultó productor de aceite y ya los demás pozos resultaron invadidos de agua, fueron no productivos y actualmente se encuentran taponados.

Tenemos los objetivos geológicos que son en el Mioceno Superior. Aquí el operador tiene programado probar en seis intervalos de interés. Volvemos a la anterior. Si, tenemos que los objetivos son en el Mioceno Superior.

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Tenemos seis objetivos, son seis intervalos de interés para el operador que

van de los 1,038 a los 2,503 metros verticales. El hidrocarburo que se tiene

esperado producir o descubrir es el aceite mediano de 28 a 30 grados API.

Tenemos como dato del yacimiento una temperatura y una presión de 90

ºC la temperatura y 3,850 psi la presión. El tipo de pozo que se tiene

programado perforar es un pozo con trayectoria direccional tipo "J". Este

pozo se va a perforar realizando esta trayectoria con el fin de a pasar por

los seis objetivos propuestos hasta la profundidad total del pozo buscando

la mejor ubicación estructural. La profundidad total programada del pozo

es a 2,914 metros desarrollados bajo mesa rotaría y a 2,634 metros

verticales bajo mesa rotaría.

De acuerdo al programa calendarizado del operador, se tiene planeado

iniciar la perforación el 15 de abril del 2019 y terminarla el 16 de mayo del

2019 y se tiene programada la terminación del pozo el 17 de mayo de 2019

y concluir con esta el 8 de octubre de 2019. Dentro de la información que

tenemos del equipo de perforación, es un equipo de perforación de tipo

terrestre de rango medio. El equipo se denomina PM-1388 y tiene una

potencia, una capacidad en el malacate de 1,500 HP. Es un equipo de tipo

Diesel eléctrico. Tiene una capacidad o una profundidad máxima de

perforación de 5,000 metros y tiene un conjunto de preventores y

conexiones superficiales con una capacidad o rango de presión de trabajo

de hasta 5,000psi. Con respecto a las características o al tipo de pozo, a los

requerimientos que tiene operativos pues el equipo está bien seleccionado

para llevar óptimamente esta perforación. El operador nos dio un recurso

prospectivo, un estimado, de 8 a 15 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente y ellos están estimando una probabilidad de éxito geológico

del 40%.

Con respecto a la trampa, lo que nos describen es que en el área de estudio

para la edad Mioceno Superior existen trampas combinadas originadas por

fallamiento extensional reciente, son fallas normales. La trampa de la

localización es de tipo combinada y presenta un cierre contra falla normal

hacia el Norte. En las otras direcciones tiene, bueno, hacia el Sur es de

cierre estructural y tiene una falla también hacia el Este. Entonces es ahí

como está delimitada esa trampa. Entonces la estructura de la localización

Paraíso-A0EXP se encuentra ubicada en el alineamiento productor del

campo Mecuacán en el área de estudio para la edad Mioceno Superior.

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Existen trampas combinadas asociadas a depósitos arenosos que tienen

una componente estructural debido al movimiento de fallamiento

extensional reciente.

Dentro de lo que es el diseño del pozo, se observaron o se verificaron que

se tuviera las opciones de diseño para la perforación basadas en el análisis

de pozos análogos, de la columna geológica y de las condiciones del

yacimiento. La ventana operativa está ajustada al estudio geomecánico y

se aplicaron factores de seguridad mostrando asentamientos de tuberías

de revestimiento y densidades de fluidos de perforación adecuados,

fortaleciendo la integridad del pozo.

Entonces aquí lo que podemos ver en la columna es que se considera cortar

una secuencia de rocas siliciclásticas desde el Plio-Pleistoceno hasta el

Mioceno, la cual estima estará compuesta principalmente por secuencias

de arenas con intercalaciones de lutitas, aumentando las arenas desde la

entrada del objetivo principal hasta su base Concepción Superior, ¿no?.

Vamos a atravesar el Paraje Solo, la formación Filisola y llegando al objetivo

de interés que es el Concepción Superior.

Entonces para realizar la validación del modelo geomecánico de la

localización fue necesario realizar el análisis de los pozos Paraíso-2,

Paraíso-101 y Paraíso-201 que fueron perforados previamente. Estos pozos

fueron perforados en los años 60 y en los años 80, de tal manera que la

mayoría de ellos fueron representados en el modelo y de esta forma

identificar los problemas asociados a la estabilidad del agujero para

elaborar el plan de mitigación de riesgos en la localización Paraíso-A0EXP.

Entonces, bueno, tenemos que el pozo va a ser perforado en tres etapas.

Tenemos la etapa conductora o tubería de revestimiento de 9 5/8", la

tubería de revestimiento de 7" a 600 metros y la tubería de revestimiento

de 3 1/2" a 2,914 metros. El operador tiene programado utilizar lodos base

agua y fluidos bentoníticos con densidades que van desde el 1.10 hasta

1.18 gr/ce y ya posteriormente cambiar a fluidos base emulsión inversa que

van a ir con densidades de 1.20 hasta 1.34 gr/ce. De acuerdo a las

calibraciones de las curvas de presiones de poro, sobrecarga y fractura, el

pozo muestra una ventana operativa adecuada para nosotros, bueno, para

que se pueda trabajar hasta con densidades de lodo de diferencia con 20

puntos ¿no?.

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De acuerdo, bueno, a los elementos de evaluación, se observó el cumplimento del artículo 32 de los elementos, en el cual nos dice que el pozo Paraíso-A0EXP está considerado en el Plan de Evaluación aprobado que, como comenté, fue el 12 de abril del 2018. Se verificó el cumplimiento de requisitos y elementos técnicos establecidos en el artículo 27 de los lineamientos. Se contó con el soporte técnico para la selección del diseño. La acreditación de los elementos que permiten alcanzar los objetivos geológicos propuestos, así como preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. La utilización de la tecnología adecuada para la perforación del pozo. Aquí podemos comentar, bueno, lo de la selección del equipo de perforación adecuada y como va a ser un pozo perforado con trayectoria direccional, dentro de las sartas de perforación se cuentan con diferentes elementos como motores de fondo, equipos de medición, sistema de telemetría para ir cuidando la trayectoria de este pozo en tiempo real de forma remota. Con respecto al cumplimiento del artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, este proyecto pozo va a coadyuvar a contribuir en acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país, contribuir a la reposición de las reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación a partir de los recursos prospectivos y utilizar la tecnología adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Hernández. ¿Alguna pregunta Comisionados? Doctor Néstor, por favor.

COMISIONADO NÉSTOR. MARTÍNEZ ROMERO.- Ingeniero Israel Hernández, quiero hacer una pregunta acerca de los perfiles que tienen ahí de densidad de lodos, gradiente de fractura, gradiente de presión de formación. Voy a tomar el mouse. Aquí en esta parte, yo traigo el rnouse, eh, para que lo suelten. Esto que esta aquí punteado es la densidad del lodo de perforación, ¿verdad?

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A esta profundidad hacen un incremento bastante notable de la densidad del lodo de perforación. Aquí tengo dos cuestionamientos. Lo primero es el daño a la formación porque hay bastante distancia entre el gradiente de presión de formación y la presión ejercida por el lodo, eso genera un daño. Pero por otro lado si


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Hidrocarburos

esto lo proyectamos hacia la parte de arriba, vamos a ver. Acuérdense que la última profundidad de asentamiento de tubería fue a 600 metros. Cuando estoy perforando en esta posición, todo está agujero descubierto a excepción de 600 metros para arriba. Pero cuando voy subiendo por aquí con esa densidad, aquí casi le llego al gradiente de presión de factura. Bueno, la pregunta es esto es gradiente de sobrecarga y esto es de fractura, ¿verdad? ¿O no?

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Sí? Entonces bueno, esta densidad aquí va a generar problemas en esta área. Entonces bueno, dos preguntas se la repito. Esa densidad excesiva va a generar daño a la formación y puede generar un rompimiento de las formaciones cerca de la zapata de 600 metros. ¿Cómo es que ustedes plantean que este puede ser un buen diseño?

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Se hizo el análisis de los asentamientos, se tomaron en cuenta los datos del máximo volumen para llegar a circular un brote. Se le hizo dentro de la prevención al operador la observación de que podía presentar ese problema con respecto a la máxima presión esperada en la zapata o a poder circular. Entonces dentro de lo que fue el análisis de los pozos de correlación se observaron las densidades con las que fueron perforando esas etapas y sí, sí lo tienen considerado. Hay más correlación, porque aparte ellos están correlacionando con los pozos del campo Mecoacán, entonces las arquitecturas, las densidades y los programas de fluidos están en concordancia con esos pozos de correlación previamente perforados y sí se tiene considerado.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC ZAPATA GONZÁLEZ.- Doctor Néstor, si me permite ampliar. En realidad, el riesgo que usted comenta se minimiza porque en toda esta profundidad desde aquí hasta acá la densidad que va a imperar va a ser la de 1. 12 y aquí van a

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comentaba sobre el daño a la formación, es muy difícil prevenir el daño a la formación. En cualquier

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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- El punto es que si yo aquí incremento la densidad a esta profundidad, en ese momento incremento la presión en toda la columna. O sea, no es que aquí perfore con el lodo de densidad menor, aquí no tengo problema, pero cuando llego aquí e incrementó hasta 1.34 según lo que viene aquí, aquí yo estoy ejerciendo un gradiente de presión a lo largo de todo. Pero acá arriba no alcanzo a ver bien los números, pero aquí al parecer a 600 metros el gradiente de fractura debería andar como del 1.30 y tantos. ¿No?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC ZAPATA GONZÁLEZ.- Sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces si yo estoy perforando con una densidad de 1.34 acá voy a romper. A mí se me hace muy raro esta gráfica porque generalmente el gradiente de fractura está más pegado al gradiente de sobrecarga, posiblemente sea un error de ese tipo. Ahora, con respecto a la parte del daño a la formación, lo que se tiene que buscar es tener la densidad lo más pegado al gradiente de presión de formación porque eso hace más eficiente la perforación, se perfora más rápido. Pero también por otro lado genero menos diferencial de presión y tiendo a dañar menos la formación. Aquí también se ve raro esto, ¿por qué hay tanto incremento? Es 0.14 gr/ce, es bastante. Pero aquí no supe percibir bien porque es una presentación de PowerPoint, pero esta parte de aquí es la que llama la atención porque el incrementar tanto la densidad genera esos dos problemas, el que podamos tener un problema de rompimiento de las formaciones en la parte cercana a la zapata porque es donde hay menos gradiente de fractura. El gradiente de fractura es función de la profundidad. Entonces a esa profundidad, porque desde ahí está descubierto el agujero, es donde puedo tener el problema. Pero lo otro es que uno puede ver acá abajo la diferencia que hay entre la densidad del lodo y lo otro. Aquí no tengo ningún problema porque pues aquí no voy a producir, pero miren, aquí en este punto la densidad es muy pegada. Entonces yo me imaginaría que debería ser como en todos los casos siempre ir siguiendo la presión de formación, pero bueno, ellos aquí lo plantean así.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Alcántara.

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DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Perdón. Nada más abundando un poco en eso, es correcta la observación, pero como debemos considerar que este es el plan precisamente de perforación. Nosotros consultamos al operador en ese sentido precisamente porque pues está muy cercano a la presión de fractura esa densidad del fluido. Pero esa es una densidad programada que en función ya de la perforación real se puede ir ajustando y quizás sea cuestión del dibujo de esto porque esto es un dibujo. No va a acercarse digamos de manera peligrosa para provocar un rompimiento de formación en esa parte de arriba. Está casi muy pegado, incluso lo estuvimos analizando mucho, preguntamos al operador, y esa es un poco como lo consideró acertadamente mas hacia la presión de sobrecarga que hacia la presión poro. Nada más es cuestión del diseño.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Mi posición es que demos una recomendación para que no hagan esos incrementos tan grandes en la densidad del lodo que pueden generarles un problema durante la perforación, un rompimiento y posiblemente un brote, un descontrol y también el que tengan la posibilidad de no tener un daño a la formación. Bueno, el daño simple lo vamos a tener como dice el ingeniero Cuauhtémoc Zapata a no ser que perforáramos bajo balance, pero eso genera muchos más costos.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Quisiera agregar que es el plan, es el rango de densidad que ellos tienen programado. Esto también va a depender de las condiciones reales que ya se observen durante la perforación. Si a la hora de ir perforando, o sea, se va monitoreando en todo momento la densidad y si el pozo debido a resistencias, fricciones, viaje con la tubería no requiere que se le incremente la densidad, también lo van a basar en los parámetros reales que se tengan. Es el programado y también, o sea, hay escenarios de contingencia en el caso de que ellos llegaran a ver que no es posible llegar con esa densidad a la profundidad programada, se corre otra tubería de revestimiento y se continúa adelante con la perforación.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Creo que eso es general. Siempre los diseños pueden cambiar cuando se llevan a la práctica. Pero el diseño aquí está manifestando ciertas problemáticas y creo que es

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importante que nosotros como CNH las mencionemos. Mi punto es digámosle al operador cuidado porque con este incremento tan fuerte de densidad puedes generar un rompimiento de rocas cerca de la zapata, la segunda zapata, la que va a 600 metros, la TR de 7", y también generar un daño a la formación. Ese es el punto. Porque siempre va a haber cambios, pero en ninguno de los diseños habíamos tenido esta problemática de tener una densidad de lodo que pudiera poner en peligro la integridad del pozo en estas posiciones.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pienso que yo no vi este tema. O sea, no percibí ese riesgo doctor, por obvias razones. Pero creo que vale entonces la pena hacer una recomendación que no está hoy prevista en la resolución. Si entendí bien doctor, la petición no se queda nada más aquí, habrá que incluir en la resolución que por el peligro que ya apuntó el doctor que yo soy incapaz de siquiera intentar aquí volver a decir se verifique que en el proceso de perforación se tome en cuenta las distintas densidades pues para evitar un problema. Yo creo que habría que incluirlo en la resolución.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo creo que para un mejor entendimiento, lo que pasa es que aquí manejamos densidades, pero estas densidades, estos fluidos con estas densidades ejercen ciertas presiones en el pozo. Entonces si yo quiero calcular cuál es la presión que ejerce este lodo, cuando esté perforando aquí voy a tener el lodo lleno hasta arriba. Este va tener 1.34, 1.34 por 600 metros me da una presión y esa presión es muy cercana a la presión de fractura. Es por eso que se puede llegar a romper. Es por eso que siempre hacemos esta proyección siempre hacia arriba y las profundidades de asentamiento de las tuberías lo que buscan es tener la integridad del pozo siempre. Si por aquí por alguna razón yo tuviera que ir incrementar la intensidad porque hay una zona de presión anormal, eso quiere decir que tengo que meter otra tubería intermedia antes de llegar a la de 13 1/2". Precisamente ese es el diseño de los pozos, el ir poniendo las tuberías de tal forma que se va protegiendo la parte de arriba. La parte de arriba es la más débil porque en la medida que se va uno profundizando la roca es más resistente al gradiente de fractura o la presión de fractura es mayor. ¿y es mayor por qué? Porque la sobrecarga que es el peso de todos los estratos es mayor. Entonces es más fácil romper


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arriba que romper abajo y siempre que tenemos un problema de fractura o de pérdida de fluidos es en las partes superiores.

COMISIONADA _ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Bueno, se hace este comentario y yo creo que se hace la recomendación a nivel del diseño. A mí me gustaría, yo tengo dos preguntas. Una de ellas se refiere al tipo de pozo. Comentaron que es un Programa de Evaluación. ¿Por qué se tiene un pozo de exploración? O sea, según yo entendería que podría ser un pozo delimitador, pero no un pozo exploratorio. Tendría que estar ya contenido en un Plan de Exploración.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Bueno, realmente sí es un pozo exploratorio. Como se mencionaba, hay tres pozos que perforó Petróleos Mexicanos, bueno, cuatro en total, tres de ellos invadidos de agua.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, es cuestión de la autorización. O sea, no tanto de la historia. O sea, se supone que para tener un pozo exploratorio debe de tener sustentado un Plan de Exploración, o sea, debe de tener un plan autorizado. En este caso hay un Programa de Evaluación. Mi pregunta es: ¿está sustentado en el Programa de Evaluación?

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Si es un contrato de la licitación 3, de la L3,ellos metieron el Plan de Evaluación y dentro de este Plan de Evaluación propusieron la perforación de dos pozos exploratorios. Son cinco en total, dos pozos exploratorios, dos delimitadores y un pozo de inyección y ahí se plantearon los objetivos de querer verificar, como están los yacimientos en bloques diferentes dentro de Paraíso y únicamente se contaba con esos pozos del Paraíso-1, el Paraíso-2, el 101 y el 201 que fueron a objetivos más profundos al Cretácico hasta los 6,000 metros, pues el operador solicitó perforarlos como exploratorios dentro de este plan.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí. Bueno, ahí nada más desde el punto de vista jurídico tenemos que revisar porque desde lo que yo entiendo los pozos de exploración tendrán que estar sustentados en un Plan de Exploración, no en un Programa de Evaluación. Entonces para mí hay una incongruencia.


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COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Lo que yo entiendo es que la evaluación forma parte de la exploración y así lo hemos dicho todo el tiempo. Entonces un Programa de Evaluación en estricto sentido tendría que estar previsto en un Plan de Exploración. La 1.3 no es el caso pues porque son campos maduros pequeñitos que entraron directamente a la evaluación, pero la evaluación yo creo que es esa, que la evaluación forma parte de la exploración.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, nada más que lo que dice el contrato es de que si en el caso de que se quiera perforar un pozo de exploración en un contrato de la 1.3 tendrá que presentar un Plan de Exploración para este caso. Entonces yo creo que es algo jurídico, se tendría que revisar y verlo, porque si ya está sustentado pues quiere decir que ya pasaron por eso. Y la segunda pregunta tiene que ver con los tiempos. Si nos vamos a los tiempos que está en una lámina por ahí Gustavo por favor dice que la perforación se llevará a cabo en un mes y la terminación en cinco meses. Nos podrían comentar por qué el tiempo de la terminación.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.-Así es. Dentro de la terminación tenemos seis objetivos de interés para el operador. Cada uno de estos objetivos de interés van a ser probados. Se van a llevar actividades de toma de información, tomas de curva des incremento y de decremento y registros estáticos por etapas. Cada una de estas actividades de cada intervalo va a variar de las condiciones que se vean durante la operación, pero va a tardar alrededor de 12 días. Entonces es por esto que la terminación se extiende a este plazo, es mayor que el tiempo de la perforación, pero es por la cuestión de las pruebas que se tienen programadas para esos intervalos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Correcto. Entonces no sé si haya algún otro comentario. Sí, Doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO

¡{1 MONROY SANTIAGO.- Bueno, no sé si esta última pregunta. Son seis

1/ intervalos, más o menos se llevaría un mes por intervalo aproximadamente, ¿no? Poco menos de un mes.

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DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- De acuerdo con lo que dice el operador, son de 12 a 15 días porque tienen que bajar al intervalo, tienen que disparar, instalar los equipos de superficie, inducirlos, aforarlos y ya posterior a que hayan ellos tomado la información que requieren proceder a aislarlos. Aíslan cada intervalo y continúan con el siguiente, por eso la cuestión de los días.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, muy bien. No sé si haya otro comentario. Por favor Secretaria, nos podría leer la propuesta de acuerdo."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Roma Energy México, S. de R.L. de C.V. para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Paraíso-AD EXP.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra a., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a Roma Energy México, S. de R.L. de C.V. la perforación del pozo exploratorio terrestre Paraíso-AD EXP.

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a Roma Energy México S. de R.L. de C.V. para

realizar la perforación del pozo exploratorio

terrestre Paraiso-Al EXP.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Israel Hernández Pérez, Director de Área.


"DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.Nuevamente, como comenté, el operador Roma Energy solicitó la perforación de dos pozos, para esto es el Paraíso-AlEXP. Tenemos pues bastantes similitudes, entonces voy a omitir ciertas láminas para hacer esto más ágil.

La solicitud de autorización la remitieron el mismo día, entonces fue el 18 de diciembre de 2018. Se hizo la prevención el 17 de enero, respondieron a esta el 25 de enero de 2019 y estamos aquí en la sesión de Órgano de Gobierno. El fundamento legal es el mismo. Y con respecto a los detalles del pozo Paraíso-AlEXP, se trata del mismo contrato. Ahí lo que está variando son los objetivos. También son en el Mioceno Superior, pero van de una profundidad de 710 a 2,591 metros verticales. También el hidrocarburo esperado es aceite mediano de 28 a 30 grados API. La temperatura son 90 ºC, 3,850 psi de presión y otra particularidad de este pozo es que está programado ser perforado con una trayectoria direccional tipo "S". La profundidad programada total es de 2,368 metros verticales a 2,921 metros desarrollados bajo el nivel del mar. Y con respecto a su programa de perforación, está programado para el 30 de mayo de 2019 al 23 de junio de 2019 e iniciar la terminación del 23 de junio de 2019 al 8 de octubre de 2019. Con respecto al equipo de perforación, se trata de un equipo similar igual con 1,500 HP de potencia en el malacate y un equipo de control de preventores de 5,000 psi para ese rango de presión de trabajo. Con respecto al recurso prospectivo estimado tenemos que vamos


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a ver de 8 a 15 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y una probabilidad de éxito geológico del 40%.

Ahí, bueno, en el esquema podemos observar que el pozo Paraíso-AlEXP está dirigido hacia la otra parte que sería el Noreste. La trayectoria va dirigida hacia la otra sección de la estructura. Aparentemente en la lámina no nos permite esquematizar la diferencia de la trayectoria, pero a medida que se va bajando en los objetivos, en los horizontes de interés, el pozo termina o su objetivo final de perforación es del otro lado de la falla, de la falla número dos la que está al Este y el pozo Paraíso-1 se dirige hacia la falla que va hacia el Norte. Entonces es ahí la diferencia que hay entre estos dos pozos.

Con respecto al diseño del pozo, pues se tomaron en cuenta las mismas consideraciones. Tenemos que la ventana operativa fue ajustada al estudio geomecanico, aplicando los factores de seguridad, mostrando asentamientos de tuberías de revestimiento y densidades de fluidos de perforación adecuados, lo cual favorece la integridad del pozo. Ahí se integraron diferentes fuentes de información tales como pruebas de goteo y eventos ocurridos durante la perforación en los pozos del área. Siguiente por favor.

Y volvamos a los elementos de evaluación. Cumplieron con el artículo 32 de los Lineamientos, donde el pozo Paraíso-AlEXP está considerado en el Plan de Evaluación previamente aprobado. El cumplimiento de los requisitos y elementos técnicos establecidos en el artículo 27 de los lineamientos. El soporte técnico para la selección del diseño. La acreditación de los elementos que permitan alcanzar los objetivos geológicos propuestos, así como preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. La utilización de la tecnología adecuada para la perforación el pozo. Con respecto al cumplimiento del artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, se acelera el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país, se contribuye a la reposición de las reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación a partir de los recursos prospectivos y se lleva a cabo la utilización de la tecnología adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos. Es por eso que se somete a su consideración la propuesta de autorización.

� gano de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Hernández.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo tendría el mismo comentario.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y yo el mismo también. Pero aquí me llama la atención, podemos regresar a la localización de este pozo. La verdad en el mapa, ¿en dónde esta uno y en dónde está el otro?

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- El área contractual mide 16 km2

, el área contractu_al Paraíso.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, desde el punto de vista estructural están yendo una de un lado de una falla y del otro. Pero ahora sí que con más razón me voy a mi concepto geológico. Aquí cuál sería, o sea, uno el anterior a lo mejor sí digo es exploratorio. ¿y este es delimitador o cómo lo estarían considerando?

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Lo que pasa es que este pasa a otro bloque, mire la profundidad. A la hora que llega a la profundidad total no llega a la misma estructura, sino que es a un bloque diferente. Por eso es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Bueno, no lo alcanzo a percibir en ninguno de los mapas que presentaron.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- No, no se alcanza a visualizar, pero parece que en el otro, en la otra figura en donde está.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Este es el mismo mapa que ustedes presentaron. Es el mismo que presentaron en el anterior inclusive en su mapa. Entonces ni siquiera, por eso digo no alcanzo a percibir la ubicación de uno y del otro. No, en el mapa.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC ZAPATA GONZÁLEZ.- La 5 entonces. Es la 5. Ese.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, me podrían indicar en el mapa dónde esta uno y dónde está el otro. En el mapa.


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DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC ZAPATA GONZÁLEZ.- A ver, aquí está uno y aquí está el otro.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, dentro de la misma estructura.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC ZAPATA GONZÁLEZ - Sí, a la izquierda. Aquí está uno y aquí está el otro.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, dentro de la misma estructura.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC ZAPATA GONZÁLEZ.- De la misma estructura.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Esa es una. Ahí arriba dice que es el horizonte 250. Entonces tenemos seis horizontes. Únicamente ha sido probado el horizonte 300, es en el que verificaron mediante ...

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, mi punto es el pozo AO y el pozo Al, ¿qué diferencia hay entre esos si está dentro de la misma estructura?

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Lo que pasa es que en esta lámina no lo podemos apreciar, pero cuando llega el pozo Paraíso-Al a la profundidad de 2,921, el horizonte ya es el horizonte 500 y la trayectoria del pozo se dirige hacia el lado oeste y ya, o sea, necesitaría yo esquematizar las láminas de los seis horizontes para ver que quede en otro bloque. Es por lo que el operador manifiesta que también sería el pozo exploratorio hacia ese horizonte porque quedaría ... tenemos un bloque aquí de acuerdo a la información del operador, se cuenta con otro bloque en esta parte y otro bloque en esta parte. Entonces si tuviéramos la imagen del esquema del horizonte 300, 400, 500, 600, ya la trayectoria del pozo se

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dirige y termina de este lado en el Paraíso Al y el Paraíso-AD queda en esta ,

, parte. Es por eso que, o sea, el operador lo manifestó de esa forma. Nada más solo por cuestión de que pues es una presentación muy ejecutiva

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y el Al no va a probar el horizonte 250.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Van sobre el 300 que ese es para ellos el objetivo principal, pero tienen que verificar o corroborar que en los demás horizontes también.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, dentro de sus siete objetivos, los siete objetivos que por cierto nada más aquí van a probar siete objetivos en menos tiempo.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- No, es similar el tiempo de la prueba.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No. A no ser que yo no sepa contar, creo que hay un mes menos. ¿No?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Hay un mes menos y una prueba menos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y una prueba más.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Perdón, una prueba más, sí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Entonces, digo, hay incongruencia pues. O sea, en el otro son cinco meses y van a hacer seis pruebas y aquí van a hacer siete pruebas y van a tener cuatro meses de tiempo.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Son cinco meses, bueno, desde la perforación.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC ZAPATA GONZÁLEZ.- No, pero de terminación son dos. Son cuatro, ¿no?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero bueno, el punto es no van a ir a los mismos objetivos.


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DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- De acuerdo al operador, no. Se dirige hacia otro bloque el Paraíso-Al y el Paraíso-AD va a otra parte del bloque más profundo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Me pueden poner otra vez el diagrama de las gradientes de presión de formación y de fractura. Pero grande, ¿no? Digo, para enfatizar. Ojalá nos estén oyendo los operadores.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ese.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ese cambio allá abajo, ahora lo voy a tomar yo, eh. Este cambio de lodo en esta posición se ve que sí intercepta de alguna forma a este gradiente de fractura, a lo mejor el gradiente de fractura está más a la derecha, pudiera ser. Pero aquí se ve que ahí va a haber problemas. Entonces además el hacer esos incrementos tan grandes en una cierta posición lo que genera es que la perforación se reduce, va con un ritmo menor. Entonces chequen una buena redacción que fue lo mismo que se dijo en la ocasión anterior, porque aquí se ve hasta más complicado.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Precisamente tengo una lámina que desafortunadamente no está incluida ahí con las densidades y con las consideraciones reales de la perforación de los otros pozos Paraíso. Y precisamente en ese incremento drástico que mencionaba doctor con respecto a la densidad del fluido, en los pozos Paraíso anteriores no se ha dado. Entonces esa fue una de las cosas que nosotros consideramos y de todos modos platicamos con el operador al respecto. Por eso comentaba yo hace un momento que esto en función de la perforación ya de manera real pues se van tomando las medidas pertinentes y quizá, como mencionaba el ingeniero Israel, sea necesario en determinado momento, si así lo va exigiendo la operación durante la perforación, cementar alguna tubería de contingencia que no estuviera programada dentro de este programa de perforación inicial.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- En otras palabras nosotros o un servidor cuando levante la mano va a aprobar la profundidad deasentamiento de la tubería de revestimiento, pero no esa densidad delodo, porque esa densidad de lodo va a generar un problema de acuerdo

Dédma p,;mern Seslóo Emao,d;o,c;a 25 de febcern de 2D19 d 25


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con las gráficas. Las gráficas son ciertas estimaciones del gradiente de fractura que se puede tener, pero si ese fuera el gradiente de fractura real pues va a haber un problema de acuerdo con el diseño. Precisamente de eso se trata hacer los diseños, de evitar que haya rompimiento o haya pérdida de fluidos o al revés, que pudiera haber ingreso de fluidos de las formaciones hacia el pozo. Entonces siempre hay que mantener el lodo de perforación entre la ventana operativa entre la presión de formación y la presión de fractura. Siempre decimos gradiente porque estamos hablando en toda la profundidad, entonces eso hay que dejarlo plasmado en la forma más adecuada porque más adelante el operador nos puede decir es que la CNH nos dijo que podíamos incrementar la densidad del lodo. La responsabilidad de la perforación de pozos es de ellos, pero nosotros tenemos que vigilar que tengan buenos diseños y ese diseño de lodo de perforación parece que no es el más adecuado. Pero bueno, el diseño está bien y adelante, que hagan el pozo, nada más que tengan mucho cuidado con no sobrepasar el gradiente de fractura en alguna posición y que tengan cuidado de no dañar la formación más de lo que se tenga que dañar. Porque son un montón de intervalos, son siete intervalos y entonces de qué sirve que prueben siete intervalos si están todos dañados.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Sí. Nada más como comentario, lo que vemos geológicamente hablando arriba van a pasar una falla en ambos pozos, es el único rasgo geológico así fuerte que van a atravesar en la perforación del pozo. Y de una u otra manera yo creo que lo están viendo esto precisamente lo que acertadamente está comentando el doctor Néstor y por eso es que tienen contemplado una TR de contingencia. Bueno, antes de obviamente de cambiar la densidad del lodo tienen que evaluar.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Si, si tuvieran que cambiarlo tienen que poner otra tubería. No sé, irá como 1,100 metros, no sé cuánto, ahí lo traerán, que es donde intercepta la densidad del lodo de perforación con el gradiente de fractura. Ahora, el gradiente de fractura puede estar mal estimado, pero si en base a eso hicieron el diseño, el diseño está mal. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionados, ¿algún comentario? A mí me sigue preocupando. Perdón Comisionado.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor.

DIRECTOR GENERAL JURÍDICO DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Muchas gracias. Respecto a la pregunta que nos hacía Comisionada respecto del por qué estamos aprobando un pozo exploratorio si estamos en un periodo de evaluación en el contrato de la Ronda 1, licitación 3, quisiera hacer referencia a la cláusula que usted misma citó que señala de la cláusula un 5.6, la cual establece que si derivado de las actividades petroleras se realiza un descubrimiento, un nuevo descubrimiento en horizontes distintos a las áreas evaluadas, podrá presentar una solicitud a la CNH para llevar actividades de exploración. El contrato, ni el contrato ni las disposiciones ...

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- De conformidad, perdóname Joshua. De conformidad con los términos del contrato.

DIRECTOR GENERAL JURÍDICO DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- De conformidad con los términos del contrato, claro. En este contrato no se señala la posibilidad de existir un plan, bueno, un periodo de exploración. Recordemos que estos contratos nacen en evaluación y en algunos en evaluación y desarrollo al mismo tiempo. En este caso al realizar las actividades de exploración de conformidad con los términos de este contrato y el aviso al que se señala, este se da por atendido cuando recibimos la solicitud de aprobación del Plan de Evaluación en este contrato y en su momento nos solicitaron per se la posibilidad de realizar estas actividades exploratorias al realizar pozos exploratorios. En este sentido, de lectura integral de la cláusula 5.6 con la solicitud de perforación de los pozos exploratorios, perdón, de inclusión de los pozos exploratorios en los planes de evaluación, damos por atendida la cláusula 5.6. Y ahora estamos frente a la autorización del pozo que, si bien como bien lo menciona usted es un pozo exploratorio, nuestros lineamentos sí señalan que los pozos exploratorios incluyen tanto los exploratorios como los de evaluación. Por lo tanto, jurídicamente en opinión pues de nosotros que somos los administradores jurídicos del contrato y de los procedimientos administrativo de esta Comisión,

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Hidrocarburos

creemos que estamos cubiertos al poder autorizar jurídicamente, no técnicamente, los pozos que están ahorita presentándose.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Técnicamente hay que poner la recomendación de que vigilen el tema que apuntó el doctor Martínez.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Comisionados, ¿algún otro comentario? ¿No? Secretaria, nos podría hacer 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 por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos emite la autorización a Roma Energy

México, S. de R.L. de C.V. para realizar la perforación del

pozo exploratorio terrestre Paraíso-Al EXP.


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

XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en

Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de

Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra a., del

Reglamento Interno de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

emitió la Resolución por la que se autoriza a Roma Energy

México, S. de R.L. de C.V. la perforación del pozo

exploratorio terrestre Paraíso-Al EXP.


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Hidrocarburos

11.4 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de

Exploración y el Programa de Evaluación

presentados por Newpek Exploración y

Extracción, S.A. de C.V., relacionados 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 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, por favor.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Buenas tardes. Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Bueno, me voy a permitir darles algunos detalles adicionales respecto tanto del Plan de Exploración como el Programa de Evaluación asociado con este contrato que refería la Secretaria Ejecutiva. Si nos vamos a la siguiente lámina ustedes van a poder observar una lámina introductoria en donde lo que quisimos reflejar fue que dado que tenemos estos dos documentos, tanto el Plan de Exploración como el Programa de Evaluación, cómo es que se conjuntan estos. Tenemos el primero el Plan de Exploración que cubre la fase exploratoria y ese Plan de Exploración va a dar cumplimiento en la propuesta a cerca de 17,675 unidades. El Programa de Evaluación que veremos más adelante cubre 3,800 unidades, por lo que el contrato, recordando el contrato tiene 25,000 unidades como compromiso. Por lo tanto, las unidades quedarían cubiertas. Entonces es nada más como introducción a este tema.

Entonces ahora sí en la siguiente lámina ustedes ven el fundamento jurídico que utilizamos siempre para traer estos temas aquí al Órgano de Gobierno y someterlos a su aprobación. Desde la propia Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia


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Hidrocarburos

Energética, el Reglamento de la Comisión y los lineamientos que regulan

este proceso. Lo estamos dividiendo en dos, el artículo 16 que es el que

nos da el fundamento para el Plan de Exploración y el artículo 17 que es el

que nos da el fundamento para el Programa de Evaluación. Y en el caso del

contrato utilizamos las cláusulas 4 para el Plan de Exploración y la cláusula

5 con sus sub cláusulas para el Programa de Evaluación. En ambos casos se

verifica la parte de la cláusula 19 que es la que tiene que ver con las

cuestiones de contenido nacional y el Programa de Transferencia

Tecnológica. En el mapa de la derecha ustedes ven el área contractual, se

encuentra enmarcada justamente en este color rojo y con ese color ocre.

Vemos que circunda uno de los contratos de la Ronda 1.3. Hacia el Sur

vemos que hay otros contratos también de la Ronda 2.2 en este caso

operados por Pantera y más hacia el Sur hay otro contrato de la Ronda 2.3

que es operado por este mismo operador Newpek. Entonces estamos en la

zona de la Cuenca de Burgos como vamos a ver ahora más adelante.

Respecto al proceso administrativo que se siguió para este Plan de

Exploración, perdón, recibimos el documento el año pasado en junio y

después de interacciones múltiples con el operador recibimos el último

alcance de información el 1 de febrero de este año y a partir de ahí pues

cerramos ya este asunto para traerlo o someterlo a aprobación de ustedes

en esta fecha.

Entonces la localización les decía ya estamos en la Cuenca de Burgos en el

Estado de Tamaulipas entre los límites de dos municipios que son Río Bravo

y Valle Hermoso. Y los antecedentes exploratorios en el área ya hay alguna

actividad que se ha hecho particularmente por Petróleos Mexicanos en el

pasado. Se ha comprobado la existencia del sistema petrolero, existen ya

dos campos que se han descubierto, sin embargo, en 2012 se determinó

que los volúmenes no eran atractivos y no eran rentables, por lo tanto, se

decidió cerrar la producción de esos campos. Los pozos aquí ven ustedes

una lista de los pozos que han sido perforado desde los 40' s, algunos en los

S0's. Los últimos de esa época son en los 60's y de ahí hay un gap hasta los

90' s donde se perforaron otros pozos. Están señalados en el mapa, algunos

de ellos fueron productivos, otros no. Entonces ha habido ya algo de

conocimiento en el área, es un área de cerca de 170 km2 con una elevación

relativamente baja de los 150 a 300 metros sobre el nivel del mar.


30


Hidrocarburos

Ahora bien, respecto a la cadena de valor como les indicaba al principio,

estamos en el Plan de Exploración cubriendo la etapa de incorporación,

perdón, de evaluación del potencial petrolero y llegando hasta la

incorporación de reservas. El objetivo de este plan es justamente evaluar

el potencial en zonas más profundas del play Oligoceno que ya se conoce

y corroborar entonces la existencia de esos intervalos potenciales para

contener hidrocarburos. ¿Cómo se va a hacer esto? Pues con la adquisición

y procesamiento de información geofísica, con estudios exploratorios y la

perforación de hasta cuatro prospectos. Ahorita vamos a ver esos dos

escenarios que se tienen. Ya decíamos que el contrato tiene un

compromiso de 25,000 unidades repartidas en el Programa Mínimo y su

incremento.

Entonces en la que sigue vemos la adquisición y el procesamiento de los

datos que se va a tener dentro del área del contrato. Se van a comprar

datos sísmicos reprocesados por un área de 326 km2 y se van a comprar

datos de métodos potenciales también para el área. Entonces estos se van

a llevar a los estudios exploratorios por la interpretación y procesamiento

de la información 3D de sísmica, los estudios de gravimetría y

magnetometría de los métodos potenciales, los estudios regionales de

sistema petrolero, identificación y jerarquización de prospectos, el VCD de

los pozos asociados que decíamos que ahorita vamos a ver, la petrofísica y

la adquisición de núcleos, presiones que se tomarán durante la perforación

y por supuesto los PVT y los análisis de las muestras que se adquieran,

además de un análisis AVO que se hará en el área.

Respecto a los prospectos que tienen considerados, vemos que había dos

escenarios. Entonces esos dos escenarios son denominados base e

incremental. El incremental vale la pena mencionar que es un incremental

medio contingente porque tiene unas consideraciones que no

necesariamente lo hacen incremental. En el escenario base está del

prospecto Progreso y Matasandía, ambos hacia el Oligoceno Inferior.

Hacemos la nota, la aclaración en el dictamen que ya hay un pozo que se

llama Progreso-1, entonces estamos haciendo la aclaración ahí que en su

momento cuando vengan por la autorización pues se ciñan al Lineamento

de Autorización de Pozos. Y en el escenario incremental están Sierrita-1 y

Control-1. Como ven, los del escenario base están aquí en la parte norte


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Hidrocarburos

f

del bloque, los del escenario incremental están en la parte sureste del

bloque.

Respecto entonces del prospecto Progreso-1 decíamos va hacia el objetivo

geológico buscando dos arenas principalmente, aunque van a explorar más

en el área. Se espera que se encuentre gas húmedo y esperan llegar a una

profundidad programada de 2,980 metros. Como ven, la probabilidad

geológica es alta y los recursos que se tienen asociados pues son

relativamente conocidos porque, como les decía, este play ya está probado

en el área.

En la siguiente ustedes van a ver un par de secciones sísmicas que cruzan

la estructura geológica que está determinada en esta área. Aquí está el

prospecto en medio. Esta sección es la que va a Norte-Sur y esta sección

de abajo es la que va Este-Oeste. Como ven, hay una continuidad bastante

bien determinada de los horizontes. En la otra sección sí se ve algunas fallas

que delimitarían los bloques que están buscando y simplemente estarían

yendo a buscar unas arenas que son más profundas de las que típicamente

se han puesto a producir en el área.

En la siguiente ustedes ven algunas generalidades también del otro

prospecto que está en el escenario base, el Matasandía, que va por unas

arenas un poco más profundas que las anteriores. También se espera gas

húmedo. Por estas arenas más profundas, pues claramente el pozo llega a

3,600 metros verticales. También se tienen recursos en este caso un poco

más altos que en el anterior y una probabilidad geológica también alta en

este caso. De la misma manera o de manera análoga, es un pozo

relativamente cercano. Vemos en la siguiente las secciones sísmicas en

donde se observa una situación muy parecida a la que veíamos en el

anterior caso. Vemos esos dos reflectores que son reflectores de control

para dos arenas conocidas que están en ambas secciones y los objetivos

que se están buscando en este caso más profundos.

Ahora, para el escenario incremental en la siguiente ustedes van a ver el

pozo Sierrita-1 que es de los que ya se encuentran aquí en la parte sureste.

Este tiene más arenas que estarían explorando, mejor dicho. Los plays

potenciales, si bien es el mismo play, al estar más hacia el oriente del área

son más profundos. Son las mismas arenas nada más que profundizadas

mayormente. La probabilidad geológica ya es sensiblemente menor


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Hidrocarburos

I

porque es un área en donde no se ha tenido todavía experiencia

exploratoria y los volúmenes también son menores en general, por eso es

que la decisión del operador es ir primero por los pozos del Norte y en su

caso ir por los pozos del Sur que tienen menos volumen y más riesgo.

En la siguiente de manera similar al caso anterior vemos las secciones

sísmicas que muestran cómo está esta característica estructural de los

yacimientos. Como sabemos, en Burgos los yacimientos son

empaquetados o están dentro de algunos bloques que delimitan estas

fallas. Entonces son bloque relativamente pequeños. Entonces vemos que

otra vez están estas dos arenas de control que se tienen muy bien

identificadas en el área y los objetivos geológicos están en esta zona un

poco más profundos en distancia, pero estratigráficamente son los

mismos.

Para el pozo Control-1, de igual manera es un pozo que va a 3,600 metros

verticales buscando estas arenas en este caso del FL-11 a 3,500. Como

vemos, los recursos sí ya bajan sensiblemente y la probabilidad geológica

pues tampoco es tan alta, por eso es que es digamos la última opción que

se ha visualizado en el área con la información que se tiene actualmente.

En la siguiente vemos las secciones sísmicas que de nuevo denotan dónde

está el objetivo geológico. En este caso, como veíamos, era la arena FL-11

que está por debajo de esta FL-8 y en la sección que va en el otro sentido

lo vemos aquí en el bloque que delimita este mapa estructural.

Si vemos las tareas que hemos descrito en el calendario, vemos entonces

que lo primero que se van a hacer en las actividades pues es la adquisición

de la información, la interpretación y el proceso de la misma, los estudios

geofísicos asociados a esa información, los estudios exploratorios que se

van a hacer para los VCD y la identificación de los prospectos, los estudios

regionales y la perforación de los pozos. Los pozos pues van dándose de

manera secuencial y en el escenario incremental ustedes ven con color azul

aquí estos últimos dos pozos que serían los que en su caso podría perforar

el operador en este caso. Si me lo permiten, le cedería la palabra aquí a la

maestra Ana Bertha González Moreno para que nos explique algún detalle

de cómo se llevará a cabo la medición en este caso que viene en la siguiente

lámina.


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Hidrocarburos

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Si, buenas tardes Comisionados. La que sigue por favor. Prácticamente lo que se va a hacer en materia de medición, si vamos a la siguiente lámina, consiste en que una vez terminado el pozo se van a hacer las pruebas de producción en superficie que van a ser una duración de ocho días. Se va a instalar un separador trifásico en boca de pozo, vamos a instalar una medición con placa de orificio, el gas se va a ir a quemador. En el caso tanto del condensado que se pueda tener y el agua, el operador manifiesta que se puede instalar un Coriolis o un medidor tipo turbina donde se va a tener la medición o disposición final de los fluidos en un tanque. El operador manifiesta que dado que se tiene pozos que se tienen de gas y condensado realmente se espera que esta cantidad sea mínima. Sin embargo, en el dictamen o la opinión técnica solicitamos que nos especifique que una vez que tenga las pruebas dónde va a dejar esta disposición final de estos fluidos. ¿5í? Porque no se espera una gran cantidad de este comercial. Pues básicamente es eso en materia de medición y le cedo la palabra al maestro Rodrigo Hernández.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Gracias. En la siguiente lo que vamos a ver es el detalle de las unidades de trabajo. Ya decíamos este plan considera 17,635 unidades que si las vemos repartidas en esta tabla están justamente con las actividades que hemos descrito, la perforación de los pozos, la compra de información, los estudios en general que se van a hacer, la toma de muestras y las pruebas que se les hacen a estas tomas de las muestras. Entonces estamos en el caso del Plan de Exploración. Como vemos, este Plan de exploración pues no cubriría el contrato en su totalidad que sería 25,000 unidades, por eso es que tenemos que ver en adelante el Programa de Evaluación.

Respecto a los programas asociados, hicimos las consultas con la Secretaría de Economía y ustedes van a ver a la siguiente lámina que la consulta que hicimos respecto al Programa de Contenido Nacional ya fue respondida. La semana pasada nos dieron la respuesta del Programa de Contenido Nacional y ese contenido nacional ya tiene una opinión favorable. Respecto al Programa de Transferencia Tecnológica, no hemos recibido todavía la respuesta de Secretaría de Economía, por lo tanto queda - como en otras ocasiones que se ha traído a este Órgano de Gobierno - a la espera de esa


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Hidrocarburos

f

respuesta. En el caso que sea favorable por parte de Secretaría de Economía, se incorpora al plan y quedará aprobado. En el caso de que no, pues se requeriría hacer una modificación al Plan de Exploración. Para el Sistema de Administración de Riesgos verificamos con la Agencia de Seguridad y Protección al Medio Ambiente que tiene la CURR activa este contratista, por lo tanto, vemos que ahí no hay ningún inconveniente.

Ahora bien, respecto a las inversiones. Las inversiones, como era de esperarse, en la siguiente lámina ustedes ven que la inversión en su mayoría está cargada a la perforación de los pozos. La perforación de los pozos en este caso para el escenario base que sería la inversión total de poco más de 16 millones de dólares, algo así como 10 millones de dólares se va a la perforación de los pozos. Si tenemos el escenario que considera el base más el incremental, entonces por supuesto la inversión se incrementa, se multiplica y 21 de los 27 millones de dólares estarían focalizados hacia la perforación de los pozos. Entonces eso vimos que es consistente con lo que se esperábamos. Por lo tanto, tenemos unas conclusiones que son que estas actividades que planteó el operador pues son factibles de llevar a cabo y además permitirán incrementar el conocimiento que hay en el área, además que vemos que las actividades tienen una buena relación respecto a la etapa en la cadena de valor que se encuentran. Vemos que entonces llevar a cabo estas actividades por el contratista llegaría a cumplir 17,675 unidades coadyuvando al cumplimiento del contrato, no obstante, faltan unas unidades que vamos a ver más adelante.

Entonces, si me lo permiten, sigo con la presentación para el Programa de Evaluación. El Programa de Evaluación entonces tiene otra línea de tiempo administrativa por supuesto. Recibimos ese programa en octubre, también estuvimos pues haciendo interacción con el operador y entonces a partir del 1 de febrero que fue también cuando recibimos la última información preparamos el dictamen y estamos aquí ahora para traerlo a su consideración.

En la cadena de valor entonces ahora en la siguiente ustedes ven que nos centramos en la etapa de caracterización y delimitación. Este objetivo de este programa es evaluar el potencial petrolero actual pero ya de la zona

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de los yacimientos ya descubiertos en los dos campos que les mencionaba

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Ór ano de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria 25 de febrero de 2019 ()

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Hidrocarburos

con anterioridad. Esos dos campos son Treviño y Francisco Cano y entonces

se van a hacer reparaciones mayores en algunos de los pozos existentes,

caracterización de los yacimientos tanto estático como dinámico y la

perforación de un pozo de evaluación en el escenario incremental. Ya

veíamos que las unidades son de 25,000 y bueno, en la siguiente lé1mina

ustedes ven algunas generalidades de estos dos campos.

Los dos campos, mejor dicho, las dos áreas a evaluar es de 9.50 y 21.93

km2. Esos campos fueron descubiertos ya hace prácticamente 60-70 años

y los dos son productores en la formación Frío Marino del Oligoceno como

veíamos en el caso anterior. La profundidad promedio de los yacimientos

anda entre 2,500 y 3,100 metros y se esperan pues gas húmedo y gas

condensado. Aquí están las dos áreas de evaluación. En el occidente

tenemos el campo Francisco Cano, en la zona central Treviño y los pozos

que están indicados aquí son los pozos que descubrieron en su momento

aquellos campos.

Respecto a las actividades que se van a hacer entonces en este programa,

decíamos se van a hacer reparaciones mayores. Se harían hasta 20

reparaciones mayores. Primero se harían las calibraciones de los pozos en

toda esta lista de pozos, son 20 pozos que se calibrarían para seleccionar

entonces ahora sí 10 de las mejores oportunidades para hacer estas

reparaciones. Con la información que actualmente tiene el contratista,

ellos prevén que sean estos 10 pozos. Por supuesto, esto se puede

modificar una vez que analicen la información de estos pozos. Se haría la

caracterización de yacimientos a partir de la información de las

calibraciones, de la interpretación de registros y de las curvas de variación

de presión y con esto pues ya estarán en oportunidad de generar los

modelos dinámicos y estáticos.

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Entonces, respecto a las actividades del Programa de Evaluación en la parte

incremental se harían las otras 10 reparaciones que quedaban para formar

estas 20, los estudios exploratorios enfocados a perforar el prospecto

Cieneguita, que les decía tenemos un prospecto en el escenario

incremental y por supuesto entonces la perforación de ese pozo Cieneguita

que está justamente en la zona del campo Treviño. Aquí en el centro está

marcado con rojo.

rgano de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria

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6


Hidrocarburos

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Si vemos en el calendario, en el cronograma de actividades que presentó el operador, aquí lo que vemos es para las actividades de evaluación dentro todavía de esta fase exploratoria pues vemos que están las pruebas de producción convencionales que se harían y la calibración de los pozos, las reparaciones mayores, la medición de esos pozos, la generación de los modelos estáticos y dinámicos, el cálculo de las reservas evidentemente después de que generen todo este trabajo. Y para el escenario incremental que está con azul, entonces las otras 10 reparaciones mayores que quedarían pendiente y la preparación y la perforación del prospecto Cieneguita-1 en este caso. Si me lo permiten, de nuevo le cedo la palabra aquí a la maestra Bertha para que nos dé algunos detalles de lo que sería la medición.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor maestra.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Si, muchas gracias. En la siguiente lámina por favor. Vamos a ver que las pruebas tanto de reparaciones mayores y menores como también las pruebas de los pozos Treviño y Francisco Cano van a ser de la misma manera. Vamos a tener un separador trifásico para líquido tanto para crudo que es Coriolis y/o turbina y agua, con el que se va a depositar en los tanques. Y el gas de igual manera se va a manejar con una placa de orificio, el gas se va a mandar en quemador. Esta duración de las pruebas si se ven no tienen muchos días realmente para el caso de Treviño y Francisco Cano. En el caso de las reparaciones básicamente son a boca de pozo de forma similar. Como tenemos pozos de gas y condensado igual de la misma manera, ya se espera poca cantidad de líquido. El reporte de los que nos tiene que dar de las pruebas obviamente tiene que ser los flujos que se reportaron durante la prueba, la calidad que se tiene que tener y la disposición final de los fluidos que se solicitó. Adelante.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Si seguimos en la siguiente lámina vamos a ver entonces el detalle de las unidades de trabajo. Las unidades de trabajo consideradas para este Programa de Evaluación considera entonces las pruebas de producción, los modelos y las reparaciones. Estas 13,800 unidades están enfocadas en el escenario base, no consideran la perforación del prospecto. Por lo tanto, al considerar esas 13,800


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Hidrocarburos

adicionadas a lo que trae el Plan de Exploración en su escenario base, pues

se cumple. Si el contratista decidiera hacer los escenarios incrementales,

por supuesto ya las unidades se cubren con mayor razón.

Los programas asociados que vimos también para este caso del Programa

de Evaluación es de manera análoga que en el caso anterior del Plan de

Exploración. Vimos, en la siguiente ustedes van a ver tenemos ya la opinión

favorable para el Programa de Cumplimiento, perdón, para el Programa de

Contenido Nacional. No obstante, no tenemos todavía el de transferencia

tecnológica, por lo tanto, queda con la misma condicionante. Ya habíamos

visto que el contratista tiene la CURR. Entonces si seguimos.

En la lámina que viene ustedes van a ver aquí que la distribución de las

inversiones cambia un poco y se está cargando sobre todo a la parte de las

pruebas de producción. Esto es un tema de registro de inversiones. ¿Por

qué? Porque aquí en las pruebas de producción no es que la prueba de

producción per se que explicaba la maestra se vaya a llevar la inversión,

sino que contractualmente o del catálogo que tenemos las reparaciones

mayores quedan cargadas aquí. Entonces por eso parece un poco extraño,

pero sí nos gustaría aclarar que es por eso, porque si ustedes ven por aquí

en ningún lado aparece reparaciones mayores y es una de las principales

actividades. Entonces por eso ven que las pruebas de producción aquí es

significativa la inversión. La inversión del escenario base es de 7.7 millones

de dólares mientras que el escenario incremental que ya trae ahora sí la

perforación de un pozo se multiplica y llega a los 16 millones de dólares.

Por lo tanto, llegamos a las conclusiones de que pues estas actividades que

plantean en el Programa de Evaluación pues permiten tener mayores

elementos técnicos que, como sabemos, le llevarían al contratista llevar

esto a un escenario de eventual producción y presentar sus programas o

sus planes para poder seguir adelante en la producción de estos campos.

Vemos que las actividades resultan apropiadas para la cadena de valor en

la que nos encontramos y que entonces adicionando estas 13,800 con lo

que traemos del Plan de Exploración se cubre lo que teníamos en el

contrato.

Por lo tanto, traemos a ustedes el dictamen técnico en donde decimos que

tanto el Plan de Exploración como el Programa de Evaluación se advierten

Jtécnicamente factibles toda vez que cubren con la normatividad y los ·.


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Hidrocarburos

¡

elementos que analizamos, por lo que sometemos a su consideración la aprobación de ambos.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. Con respecto al escenario incremental, podrían regresar a la lámina donde esta, esa, la otra, esa. La ingeniería de yacimientos en la parte de arriba del escenario base es 1,075,480 para 2019 y 25,000 para el 2020. ¿Abajo es incremental o cómo está esa parte? Ahí me perdí.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- En la misma, solamente aquí donde se consideran los incrementos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ah, es que esta incluye el escenario base y el incremental.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Exacto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perfecto. Tengo dudas acerca de las pruebas de producción en el escenario, perdón, cuando vimos el Plan de Exploración se planteaba el que el gas se manda a quemador y aquí en evaluación también. ¿Por qué? ¿No hay infraestructura?

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- No, inclusive manifiesta que no va a haber todavía infraestructura.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero están haciendo reparaciones mayores, están pozos que ya estaban conectados. ¿No?

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Pero la verdad como se maneja en el caso de exploración que son nuevos prácticamente. ¿En el de evaluación?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Del que vimos de evaluación no hay perforación de pozos nuevos, son pozos anteriores.


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Hidrocarburos

Primero se va y se calibra y después se regresa y se busca los que tienen la posibilidad de producción y se les hace reparaciones mayores.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Reparaciones mayores y menores.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Reparaciones mayores y menores y nuevamente se evalúa. Y entonces el planteamiento es por qué se manda a quemador.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Porque la duración de las pruebas son como ocho días, no se tiene ahí local cuando los separas.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Qué pasó con la infraestructura que tenían en sus pozos? ¿Ya no está?

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- No manifiestan infraestructura. El operador no manifiesta que tenga infraestructura. Básicamente manifiesta solamente la prueba una vez que se perfora, se termina, que lo mide, lo mide, separa y nos reporta la producción correspondiente. Pero no especifica.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es que lo lógico es de que debe haber infraestructura si los pozos ya están perforados y ya estaban produciendo.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Si, pero realmente dentro de la información no especificó una infraestructura contemplada que tenga como producción normal.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Si, entiendo. O sea, documentalmente no está reportado, pero físicamente debe estar, a no ser que hayan retirado todas las tuberías. No sé.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- De acuerdo a lo comentado por el contratista en Internet, manifiesta que no existe infraestructura dentro de su área contractual.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y bueno, parece medio raro que todos los pozos no tengan infraestructura. A lo mejor algunos sí no


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Hidrocarburos

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tengan infraestructura, pero son 20 pozos que van a calibrar y después de esos 20 pozos la exposición dice que son 10 los que van a buscarse, de los 20 los mejores 10 y van a hacer las reparaciones mayores, menores y finalmente van a hacer las pruebas de producción.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Belmares.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO JONATHAN BELMARES SERVÍN.- Bueno, solamente quisiera añadir que las instalaciones o la infraestructura, bueno, o estuvo en su momento porque actualmente se encuentra, actualmenteestá desmantelada.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Eso sí es importante. Eso es importante porque está cerrado actualmente el campo. Entonces no manifiesta tal cual infraestructura como tal porque cuando se hacen pruebas extendidas, o sea, cuando se va a producir durante un tiempo de tiempo más amplio es cuando se manifiesta las tuberías o las líneas de descarga y hasta dónde va llegar, donde finalmente se va a hacer la producción total si va a haber incremento o no. Y de acuerdo lo que maneja ahorita el operador, pues obviamente nose manifiesta como tal, solamente especifica las pruebas una vez que setermine hacer después de tanto tiempo. Exacto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- La mejor práctica es si tienes infraestructura no importa que dure un día o dure tres horas o dure 50 días, utiliza la infraestructura, no quemes.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Si, lo que sucede es que ...

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero ya contestaron, o sea, no hay infraestructura.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- No hay infraestructura.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO JONATHAN BELMARES SERVÍN.- Está desmantelada dado que pues también esos campos pues ya fueron cerrados hace algún tiempo. Entonces está desmantelado.

Ór ano de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero esa es la respuesta, no es de que sea corto.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO JONATHAN BELMARES SERVÍN.- Exacto.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Está bien.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Nada más comentarles. Bueno, los primeros pozos se perforaron en los 40, 47 y 50. Efectivamente hubo producción, debe de haber infraestructura. Si el operador está diciendo que no hay infraestructura, quiere decir que esa infraestructura ya no sirve en caso de la que hubo, está desmantelada efectivamente.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- La lógica operacional es que cuando un pozo ya no fluye, lo taponas y quitas toda la infraestructura. Pero esos pozos no están taponados, precisamente por eso que van a poder calibrarlos y van a poder hacerle reparaciones mayores y menores. Entonces la infraestructura no sé qué pasaría, como que no hay una lógica. Pero esta bien, o sea, no hay infraestructura y van a tener que quemarlo. Adelante, no es problema.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Secretaria, nos haría a favor de leer la propuesta 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 el Plan de Exploración presentado por Newpek Exploración y Extracción, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L03-BG-02/2017.


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Hidrocarburos

I


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, segundo párrafo, 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 Newpek Exploración y Extracción, S.A. de C.V., en relación con el contrato CN H-R02-L03-BG-02/2017.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Programa de Evaluación presentado por Newpek Exploración y 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 XI y XIV del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Programa de Evaluación presentado por Newpek Exploración y Extracción, S.A. de C.V., en relación con el contrato CNH-R02-L03-BG-02/2017.


43


Hidrocarburos

11.5 Resoluciones por las que la Comisión Nadonal de

Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de

Exploración y el Programa de Evaluación

presentados por Pantera Exploración y

Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V., relacionados con

el contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017.

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

la venia de la Comisionada Parres dio la palabra a la maestra Guadalupe

del Carmen Alvarado, Directora General Adjunta en la Unidad Técnica de

Exploración.

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

términos que a continuación se transcriben:

f

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

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- Muchas gracias. Buenas tardes Comisionada, Comisionados, compañeros. El tema que vengo aquí a desahogar frente a ustedes es justamente tanto el Programa de Evaluación como el Plan de Exploración que sometió el contratista. Como mencionó el ingeniero Ordóñez - la siguiente por favor - este plan también contractualmente tiene la obligación de realizar actividades que le permita acreditar en su momento arriba de 28,000 unidades de trabajo, de tal manera que sometió para análisis de esta Comisión el Plan de Exploración en el cual con las actividades que vamos a ver más adelante el contratista considera alcanzar el cumplimiento de 13,359 unidades de trabajo mientras que en el Programa de Evaluación presenta tres estrategias de Evaluación, cada una de estas con escenario base y escenario incremental. De tal manera que estaría alcanzando desde 15,058.34 unidades de trabajo hasta 20,078.24 unidades de trabajo, lo cual estaría desde 28,417.93 unidades de trabajo hasta 33,437.83 unidades de trabajo, por ende, rebasando el compromiso adquirido contractualmente. La siguiente por favor.

Estamos prácticamente hacia lo que es respecto al plan que acabamos de ver que es Newpek. Estamos básicamente hacia lo que es el sureste el área


44


Hidrocarburos

de análisis del plan y del programa. El fundamento legal bajo el cual fue analizado fue básicamente respecto a la Ley de Hidrocarburos, artículos 31, 43 y 44, así también respecto a la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética referente, al artículo 39; al Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos como lo establece el artículo 27; los lineamientos en los artículos 7, 8, 15, 16 y 17, así como el anexo I; y se corroboró respecto a las cláusulas contractuales respecto al Plan de Exploración a las cláusulas 4.1 y 4.2, así como las cláusulas 5.1 y 5.2 del Programa de Evaluación y lo referente al contenido nacional y transferencia de tecnología, cláusulas 19.3 y 19.5. La siguiente por favor.

La solicitud de aprobación del Plan de Exploración llegó a esta Comisión el día 27 de junio del año 2018. Se realizó la prevención por información faltante el día 19 de julio. Pantera atendió la prevención el día 9 de agosto, se declaró la suficiente el día 29 de agosto. Se tuvo una serie de interacciones con lo que es el contratista, el contratista presentó seis alcances a esta información. De tal manera que estamos llegando el día de hoy a la aprobación del Plan de Exploración. La siguiente por favor.

El área contractual se ubica aproximadamente a 23 km al suroeste de Matamoros, Tamaulipas, en lo que es la provincia petrolera de Burgos. Esta área cuenta con antecedentes exploratorios, de tal manera que existe información sísmica 20, la información sísmica 30 existente cubre aproximadamente el 87% del área contractual. Existen 61 pozos perforados. El primer pozo perforado fue el pozo Dieciocho de Marzo que no fue productor, pero se perforó en el año 1949. El último pozo que se perforó fue el pozo Parritas 2009. Entonces existen 61 pozos perforados dentro de lo que es el área contractual de tal manera que son 33 de carácter exploratorio y 28 pozos de desarrollo, lo cual ha llevado el descubrimiento de seis campos. Estos campos son Corzos, Dieciocho de Marzo, Galaneño, Guillermo Prieto, Parritas y Villa Cárdenas. La superficie del área contractual es de 455.008 km2 y la elevación del terreno está entre los O y los 30 metros. La siguiente por favor.

Dentro de las actividades que presenta el contratista para su Plan de Exploración, presenta actividades para evaluar el potencial petrolero y la incorporación de reservas mediante la cual pretende comprobar lo que es la existencia de estos hidrocarburos en las formaciones Anáhuac del

J ó gano de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria 25 de febrero de 2019 U

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¿


Hidrocarburos

f

Mioceno, así como Frío No Marino y Frío Marino del Oligoceno en áreas

donde no existe experiencia previa y producción comercial en esos

horizontes mediante la perforación de al menos un prospecto exploratorio.

La siguiente por favor.

Dentro de las actividades que contempla el contratista realizar en este Plan

de Exploración, considera la adquisición de información al Centro Nacional

de Información de Hidrocarburos, así también el procesamiento migración

pre-apilamiento en tiempo de áreas selectas de los levantamientos

sísmicos 3D San Luis y Euro-Galaneño, estudios especiales de

procesamiento sísmico AVO o inversión sísmica y atributos sísmicos de

volumen.

Dentro de los estudios exploratorios contempla la actualización de los

modelos geológicos, estratigráficos y petrofísicos, la evaluación ele los

prospectos exploratorios con su estimación de reservas, un estudio VCD

del pozo exploratorio, análisis de laboratorio en roca y fluido, la evaluación

económica y en su caso la documentación de descubrimientos. La siguiente

por favor.

Dentro de las actividades que ya mencionaba el contratista pretende

ejecutar en este Plan de Exploración, también contempla lo que es la

perforación de pozos exploratorios. De tal manera que en el escenario base

contempla la perforación de un pozo denominado Téenek, el cual pretende

evaluar tanto objetivos en el Mioceno Inferior como en el Oligoceno. Y

dentro de la posibilidad de la ejecución del escenario incremental presenta

la perforación hasta de cinco pozos exploratorios adicionales con el

objetivo de evaluar lo que es el Oligoceno y en este mapa podemos ver la

ubicación del prospecto Téenek que se encuentra justamente en medio de

varios campos, pero no se ha documentado hasta acá la existencia de

hidrocarburos. Y por otro lado en color azul podemos observar la ubicación

de los posibles pozos que se perforarían en caso del éxito de Téenek-1. La

siguiente por favor.

El prospecto Téenek tiene el objetivo de evaluar estos tres objetivos, lo que

es la formación Anáhuac y la formación Frío Marino y Frío No Marino, con

probabilidades geológicas desde el 66% a 34% respecto a lo que es Frío

Marino y por supuesto donde existe una mayor prospectividad pues

podemos ver que es en la formación Anáhuac que aproximadamente


46


Hidrocarburos

f

contempla alcanzarla a una profundidad de 2,273 metros. La siguiente por

favor. La siguiente por favor.

Podemos ver la configuración estructural que está proporcionando el

contratista, en la cual existen una serie de fallamientos de tipo normal

principalmente. Esta sería la ubicación del prospecto Téenek. En esta línea

de orientación Noru-Sure, aquí vendría estando este prospecto con la

finalidad de evaluar justamente estos tres horizontes que está

desarrollando. El pozo sería con una trayectoria vertical. Se contempla

alcanzar una profundidad de 3,500 y lo que se contempla recuperar o que

este pozo produzca sería gas y condensado. La siguiente por favor.

Respecto a los prospectos que pudiera llegar a perforar, como ya

mencionábamos, son cinco, los cuales tienen el objetivo de evaluar tanto

las formaciones Frío Marino como Frío No Marino que son del Oligoceno.

Los objetivos como tal se encuentran a una profundidad mayor y, como

podemos observar, también las probabilidades geológicas de estos

prospectos pues son inferiores a lo que venía manifestando respecto al

prospecto Téenek. La siguiente por favor.

Estamos viendo diferentes secciones estructurales y las configuraciones

que presentó el operador, donde podemos ver que existe justamente de

acuerdo al marco geológico en el área en la que estamos visualizando una

serie de fallamientos principalmente de tipo normal y con los objetivos que

pretende alcanzar los diferentes prospectos exploratorios. La siguiente por

favor. La siguiente. La siguiente. La siguiente. La siguiente.

El cronograma que presenta el contratista pues él refiere que hay

actividades que consideró, bueno, desde septiembre de 2018

considerando que en esta fecha se iba a aprobar su Plan de Exploración y

vemos justamente cómo está calendarizada. La siguiente por favor.

Respecto a las actividades del escenario incremental, como platicábamos,

está considerando o vemos que aquí los tiempos de perforación y

terminación de pozos pues se incrementan respecto al escenario base

porque justamente está contemplando la perforación hasta de estos cinco

prospectos adicionales. La siguiente por favor. Aquí cedo palabra a la

maestra Ana Bertha.


47

d


Hidrocarburos

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Muchas gracias. Dentro de la prueba del pozo exploratorio que tenemos tanto Téenek-1 como los demás pozos que serían adicionales, el operador presenta un esquema donde va a hacer un separador trifásico. El gas que es separado se va a hacer con una placa de orificio. El líquido en este caso agua y lo que tendríamos de condensado sería medido en los tanques, obviamente también medido dentro de los medidores tipo Coriolis y turbina. Los volúmenes serán transportados a la Batería Monterrey para la entrega de los fluidos finalmente. Básicamente se solicita al operador el reporte de la producción correspondiente de cada una de las fases y su correspondiente calidad y disposición final de los fluidos. Adelante.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.-Muchas gracias maestra. Respecto a las actividades que en su momento pudiera llegar a acreditar unidades de trabajo el contratista en lo que es el escenario base, respecto a la información que ya mencionábamos que adquirió del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, el reprocesamiento de esta información, la interpretación sísmica, la evaluación de los recursos prospectivos, los modelos estáticos y dinámicos y sobre todo la perforación del prospecto Téenek-1, le permitiría estar acreditando es un momento hasta 13,359.59 unidades de trabajo que, como mencionábamos en un principio, pues necesita realizar más actividades para lograr alcanzar la meta de actividad por contrato. La siguiente por favor.

Respecto a los programas asociados, la Secretaría de Economía mediante el oficio recibido en esta Comisión el día 29 de enero emitió una opinión respecto al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional. Respecto al Programa de Transferencia de Tecnología, aún no se cuenta con una opinión al respecto, de tal manera que una vez que en su caso la Secretaría de Economía emita su opinión en sentido favorable se tendrá por aprobado el programa asociado y formará parte del Plan de Exploración y del contrato. Y en el supuesto de que este pronunciamiento sea en un sentido no favorable, el contratista estará obligado a presentar una modificación al Plan de Exploración. Respecto a la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente respecto al Sistema de Administración, el operador cuenta ya con su clave CURR. La fecha de ingreso al sistema fue el 23 de noviembre


48


Hidrocarburos

de 2017. Sin embargo, recientemente el día 5 de febrero esta Comisión

solicitó a la ASEA el estado que guarda justamente la solicitud del Sistema

de Administración.

Respecto a las inversiones mediante la ejecución de las actividades

consideradas en el escenario base que contempla, dentro de otras,

principalmente la perforación del prospecto Téenek, el contratista

considera una inversión de 9.42 millones de dólares. Y en caso de la

ejecución del escenario incremental, es decir además del prospecto Téenek

se perforarían hasta cinco prospectos adicionales, es decir seis prospectos

en total, el contratista considera una inversión de hasta 38.65 millones de

dólares. La siguiente por favor.

De tal manera que, mediante la ejecución de todas esas actividades en el

Plan de Exploración, el contratista va a tener mayores elementos técnicos

que le van a permitir sustentar la evaluación del potencial petrolero,

corroborar el funcionamiento de este sistema petrolero e identificar zonas

potenciales de contener hidrocarburos, aunado a la identificación de

futuros prospectos exploratorios dentro del área contractual. La aplicación

de técnicas, metodologías y tecnologías que se van a aplicar resultan

apropiadas para la etapa exploratoria en la cual se encuentra justamente

esta área contractual. Va a permitir reducir la incertidumbre geológica y

precisar el riesgo exploratorio mediante justamente la integración de los

resultados que se obtendrán mediante todas estas actividades que plantea

el contratista realizar. Y mediante la ejecución de estas se proyecta hasta

alcanzar en su momento 13,359 unidades de trabajo, lo cual daría

cumplimento al Programa Mínimo de Trabajo y estaría coadyuvando al

cumplimiento del incremento al Programa Mínimo de Trabajo que,

considerando las actividades que vamos a ver en unos instantes en el Plan

de Evaluación que contempla en su momento la posibilidad de realizar

actividades que le permitieran alcanzar desde 15,058.34 unidades de

trabajo hasta 20,078.24 unidades de trabajo, se estaría superando la meta

adquirida por contrato. La siguiente por favor.

Ahora hablemos de lo que es el Programa de Evaluación. El Programa de

Evaluación fue sometido a esta Comisión para la aprobación el día 9 de

noviembre del año 2018. Se realizó la prevención por información faltante

el día 3 de diciembre. El contratista realizó la atención a la prevención el


49


Hidrocarburos

día 17 de diciembre. Esa misma fecha se le realizó o se inició, se le declaró

el inicio de cómputo, perdón. De tal manera que el día 13 de febrero

nosotros recibimos el último alcance a la información y hoy estamos pues

sometiendo a su consideración la aprobación de este Plan de Evaluación.

En las actividades que contempla justamente este Programa de Evaluación,

pues están enfocadas hacia lo que es la caracterización y delimitación de

los yacimientos. Como objetivo de este Programa de Evaluación está

evaluar el potencial petrolero de los yacimientos identificados en el área,

cuantificar los recursos y reevaluar los volúmenes remanentes de los

campos Dieciocho de Marzo, Parritas y/o Villa Cárdenas dependiendo

como vayan ejecutando sus actividades, identificados en el área

contractual mediante la ejecución de hasta 11 reparaciones mayores, hasta

7 reparaciones menores, hasta 20 pruebas de alcance extendido, la

caracterización de yacimientos tanto estática y dinámica y la perforación

de hasta dos pozos de evaluación. En la siguiente por favor.

Dentro del Programa de Evaluación, el contratista presenta tres estrategias

de evaluación. Dentro de esas tres estrategias de Evaluación presenta

también un escenario base y un escenario incremental. Como la estrategia

uno dentro de su escenario base considera la perforación de un prospecto

que es el Dieciocho de Marzo-035 y la realización de dos reparaciones

mayores y siete menores. Dependiendo de los resultados que se obtengan,

pudiera desencadenar la perforación del otro prospecto de evaluación que

es el Dieciocho de Marzo-036 y hasta nueve reparaciones mayores

adicionales. Respecto a la estrategia de evaluación 2, el contratista refiere

que pudiera realizar la perforación el prospecto Dieciocho de Marzo-036

primero, realizar justamente siete reparaciones mayores y dos menores y,

dependiendo de los resultados que obtenga, pudiera perforar el pozo

Dieciocho de Marzo-035 y pudiera realizar también nueve reparaciones

mayores adicionales. Y dentro de la estrategia 3 dentro del escenario base

contempla la perforación de los dos prospectos exploratorios y,

dependiendo de los resultados, pudiera realizar hasta 11 reparaciones

mayores y 7 reparaciones menores. La siguiente por favor.

Bueno, platicábamos anteriormente que existen 61 pozos ya en el área.

Esto ha dado descubrimiento a seis pozos como tal. La actividad refiere

desde 1949 que se perforó el primer pozo hasta el último pozo que se

perforó que fue en el año 2009. Esta área ya tuvo producción como tal, los


50


Hidrocarburos

{

últimos datos que se tiene producción fue hasta el año 2008.

Prácticamente tiene 11 años ya sin producir. Las diferentes formaciones en

donde han sido productores por ejemplo el prospecto Téenek que

platicábamos hace unos momentos, principalmente que se encuentra

prácticamente en lo que es Parritas y entre lo que es Galaneño, pues

prácticamente Galaneño ha tenido producción en lo que es Frío No Marino

y Parritas en lo que es Frío Marino. Y como veíamos, el prospecto Téenek

pues va con la intención de Anáhuac, Frío Marino y Frío No Marino.

La cantidad de pozos que existen, como podemos ver, prácticamente en

Dieciocho de Marzo es el que ha tenido mayor desarrollo. Se han perforado

17 pozos, prácticamente el 61% de los pozos existentes en esta área

contractual se encuentran dentro de lo que es el campo 18 de marzo. En la

siguiente por favor. Dentro de estas estrategias de evaluación y los

diferentes escenarios que contempla el contratista, dentro de los estudios

exploratorios pues va a realizar este diseño de pozo VCD, realizar los

modelos dinámicos y estáticos de los yacimientos Dieciocho de Marzo,

Parritas y/o Villa Cárdenas, la caracterización de yacimientos, la

actualización de estos modelos estratigráficos, petrofísicos y geológicos. Ya

mencionábamos que hasta la posibilidad de realizar siete reparaciones

menores y dos mayores y dentro del escenario base la posibilidad de

realizar 10 pruebas de alcance extendido. Estas pruebas tendrán diferentes

duraciones. Van desde los ocho meses hasta los 18 meses. Si viéramos más

adelante. Y como mencionaba, pues la perforación del pozo 18 de marzo

como actividad pues fundamental dentro de lo que es este escenario base

en la estrategia de Evaluación l. La siguiente por favor.

Aquí vemos una línea sísmica donde este es el prospecto Dieciocho de

Marzo-035-DEL que tiene la finalidad de evaluar justamente tanto la

formación Anáhuac que es lo que ellos denominan la arena 10 dentro de

lo que es el Mioceno y lo que es la arena Frío No Marino-15 dentro de lo

que es el Oligoceno con la posibilidad de encontrar gas y condensado. La


Esta es la calendarización que propone el contratista donde pues en el pozo

que va a perforar contempla la adquisición de información nueva porque,

como hemos visto, pues son pozos antiguos. Existe una ausencia de

información, entonces pretende adquirir toda la información posible

Dédma Pdmern Ses;óo E>trnocd;o,cla 25 de febceco de 2019 j 51


Hidrocarburos

mediante la perforación de estos pozos que le permita a su vez pues

actualizar los estudios que tiene contemplados. Dentro de la perforación

de los pozos se tiene contemplado justamente a finales de este año la

perforación de este pozo Dieciocho de Marzo-035. También pretende aquí

justamente las reparaciones mayores y menores de los pozos como tal. La


Respecto a la estrategia de evaluación 1 en su escenario incremental,

mencionábamos contempla la posibilidad de realizar hasta nueve

reparaciones mayores adicionales, otras 10 pruebas de alcance extendido

adicionales y la perforación del pozo Dieciocho de Marzo-036-DEL. El pozo

Dieciocho de Marzo-036 pretende evaluar tanto la formación Anáhuac

como la formación Frío No Marino al igual que el pozo Dieciocho de Marzo-

035 y contempla una profundidad ligeramente superior a lo que es el pozo

Dieciocho de Marzo-035 y también pretende encontrar gas y condensado.

La siguiente por favor.

Es esta línea sísmica donde podemos ver justamente aquí está el pozo

Dieciocho de Marzo-036 donde existe justamente ya platicábamos con

anterioridad pues una serie de fallas de tipo normal. La siguiente por favor.

Esta es la calendarización que propone el contratista referente a las

actividades que realizaría. Como tal, pues adicional en caso de que decida

ejecutar este escenario incremental, pues se tendría que realizar también

un estudio VCD antes de la perforación del pozo. La siguiente por favor.

Dentro del escenario base de la estrategia de Evaluación 2, veíamos

anteriormente contempla en primer orden la perforación del prospecto

Dieciocho de Marzo-036-DEL, las mismas reparaciones mayores, las

mismas reparaciones menores, la misma cantidad de pruebas de alcance

extendido. La siguiente por favor. Es la calendarización que está

proponiendo el contratista. La siguiente.

Dentro del escenario incremental de esta estrategia de evaluación 2

contempla también nueve reparaciones mayores adicionales, hasta 10

pruebas de alcance extendido adicionales y en segundo lugar iría a la

perforación de prospectos Dieciocho de Marzo-035. La siguiente por favor.

Es la calendarización que propone el contratista. Y finalmente llegamos a

la estrategia de evaluación 3. La estrategia de evaluación 3 dentro del

escenario base pues refiere hacer los estudios exploratorios que ya hemos


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J


Hidrocarburos

platicado y menciona aquí como actividad principal la perforación de estos dos pozos. No es dependiente una de la otra. Los escenarios que vimos anteriormente sí dependía uno de los resultados del otro. Aquí no, aquí estaría perforando los dos pozos de evaluación y pudiera realizar dos pruebas de alcance extendido dentro de lo que es el escenario base. En la siguiente por favor. Es la calendarización que propone el contratista. La siguiente.

Y como actividades dentro de lo que es el escenario incremental de esta estrategia de Evaluación 3, considera hasta 7 reparaciones menores, 11 reparaciones mayores y hasta 18 pruebas de alcance extendido adicionales. La siguiente por favor. La siguiente. Si me permiten, cedo la palabra a la maestra Ana Bertha.

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Muchas gracias. Derivado de las pruebas de producción hay que recordar que tenemos pruebas de producción para la etapa 1 donde vamos a hacer las pruebas a boca de pozo, que va a ser de forma similar la que teníamos anterior que básicamente es separador trifásico, una placa de orificio, Coriolis o turbina, los tanques y los fluidos o los líquidos se irían a la Batería Monterrey. Tanto para las reparaciones menores que es importante o mayores como para los pozos que se tienen considerados para la perforación, se tendría un esquema de este tipo para las pruebas de producción. Estas serían de 24 a 48 horas cada reparación y cada prueba de los pozos exploradores que se tienen perforados. La siguiente.

En el caso de las pruebas de alcance extendido, hay que mencionar que dependiendo de las estrategias que se manejan se tendrían que perforar o construir líneas de descarga y construcción de gasoductos, porque no cuenta con infraestructura el operador. Entonces cada uno de estos pozos se estarían yendo a lo que serían las estaciones de recolección tanto para gas, líquidos y condensado. Los líquidos se irían hacia la Batería Monterrey, iría a pipas y el gas se estaría manejando a una planta de acondicionamiento de gas. Entonces estas pruebas extendidas, como bien se menciona, tiene de 8 a 18 meses, dependiendo. Hay una que tiene me parece que 6 si no me equivoco también, dependiendo de cada estrategia que presenta el operador. Y para la medición o seguimiento del comportamiento de los pozos tendríamos una medición a boca de pozo

Décima Pcómeca ses;ó" E'1cao,d;",c;a 25 de febcern de 2019 6 53


Hidrocarburos

una vez por mes para determinar el aforo del comportamiento de cada uno de los pozos. Esto es lo que el operador presenta para la etapa 2. Adelante. Cedo la palabra la maestra Guadalupe.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- La siguiente por favor. De tal manera que mediante la estrategia de evaluación 1 en su escenario base con la perforación de este prospecto Dieciocho de Marzo-35 y las diferentes actividades que hemos mencionado, el contratista estaría en la posibilidad de alcanzar hasta 15,058.34 unidades de trabajo. La siguiente por favor.

Respecto al escenario base de la estrategia de evaluación 2 pudiera alcanzar hasta 15,019.90 unidades de trabajo. La siguiente por favor. Respecto al escenario base de la estrategia de evaluación 3 hasta 20,078.24 unidades de trabajo, lo cual estaría complementando a las actividades que va a realizar en el escenario base del Plan de Exploración con las diferentes estrategias de evaluación que está presentando y estaría rebasando la meta adquirida por contrato. La siguiente por favor.

Respecto al Programa de Cumplimento de Contenido Nacional con fecha 20 de febrero se recibió en esta Comisión la opinión favorable respecto al Programa de Cumplimiento en Materia de Contenido Nacional respecto al Programa de Evaluación y respecto al Programa de Transferencia el 21 de enero de 2019 se recibió justamente una opinión favorable respecto a este programa. Respecto al Sistema de Administración, como ya mencionábamos, cuenta con su clave CURR y sin embargo el 5 de febrero esta Comisión solicitó a la agencia justamente el estado que guarda la solicitud del Sistema de Administración respecto al programa.

Respecto a las inversiones, el contratista considerando la ejecución del escenario base de la estrategia de exploración 1, estaría invirtiendo hasta 7.65 millones de dólares. Considerando las actividades del escenario base con las actividades del escenario incremental en esta estrategia de evaluación 1 estaría invirtiendo hasta 24.95 millones de dólares. La

/, siguiente por favor. '/

Respecto a la estrategia 2, pues son básicamente las mismas cifras que la estrategia 1. Y finalmente la siguiente por favor. Respecto de la estrategia 3 sí estaría invirtiendo más en lo que es el escenario base. Estaría


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Hidrocarburos

invirtiendo 10 millones de dólares en lo que es el escenario base y mediante la suma de las inversiones realizadas en el escenario base y en escenario incremental de esta estrategia de evaluación 3 estaría alcanzando los 24.95 millones de dólares.

De tal manera que mediante la realización de estas actividades se tendrán mayores elementos técnicos para sustentar justamente la reevaluación de los volúmenes remanentes en los campos Dieciocho de Marzo, Parritas y en su caso Villa Cárdenas que en su momento pues ya platicábamos que estuvieron en producción dentro de lo que es el área contractual. La aplicación de las técnicas, las metodologías y las tecnologías resultan apropiadas para la etapa en el cual se encuentra el conocimiento de esta área contractual. Y mediante la ejecución de las diferentes actividades en estas estrategias de evaluación en los diferentes escenarios base, pudiera estar alcanzando desde 15,058.34 unidades de trabajo hasta 20,078.24 unidades de trabajo que, aunadas a las actividades que considera el Plan de Exploración, estaría rebasando la meta adquirida. La siguiente por favor. De tal manera que el Plan de Exploración y el Programa de Evaluación se advierten técnicamente factibles toda vez que las actividades planteadas permitirían generar y acelerar el conocimiento geológico-petrolero del subsuelo, reevaluar el potencial petrolero y maximizar el valor estratégico del área contractual, cumpliendo con lo establecido en el artículo 44, fracción I de la Ley de Hidrocarburos y las cláusulas 4.1, 4.2, 5.1 y 5.2, así como en el anexo 5 del contrato. Por lo que se somete a consideración del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos la aprobación del Plan de Exploración y del Programa de Evaluación correspondientes al contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017 del contratista Pantera Exploración y Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchísimas gracias maestra. No sé si hay algún comentario. Por favor comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- ¿La decisión de pasar del escenario base al escenario incremental en qué momento se da?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- Bueno, el contratista refiere que básicamente en función de los resultados de la información sísmica, así como también del reconocimiento que están haciendo de los estados que guardan los pozos


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Hidrocarburos

f

o los problemas con los pobladores y demás, él tomaría la decisión y en sumomento tiene por supuesto que notificarnos a la Comisión sobre elescenario que va a ejecutar. Recordemos que a la par también va a estarsu Plan de Exploración y su Programa de Evaluación.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- ¿Pero eso en qué tiempo se va a dar o no tenemos un tiempo estimado? O sea, porque nos presentaron un plan con actividades y todo, pero a mí no me quedó claro más o menos en dónde o cuál es digamos el área de tiempo donde esa decisión va a ser tomada. Porque lo va a tomar cuando este listo, bueno, sí, está muy bien.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- Pero cuándo es esto.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si vemos el cronograma por favor. Del Plan de Exploración, ¿verdad? Se refiere.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Estamos hablando, bueno, de evaluación.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- De evaluación, OK.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Porque el de evaluación realmente trae muy diferentes planes, lo cual, digo, qué bueno, pero en qué momento suceden.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- De hecho, bueno, es que como van aunados, van ligados los planes. Si vemos la perforación del prospecto Téenek va anterior o va antes justamente de las actividades que van a revisar dentro delPrograma de Evaluación. Entonces quizá lo que aquí hizo falta es presentarun cronograma integrado donde pudiéramos visualizar justamente cómose va derivando, el por qué toman cierta decisión de realizar sus actividadeso no. Entonces en realidad tiene que ver mucho con los resultados que seobtengan de la perforación de su prospecto Téenek.


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Hidrocarburos

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero más o menos se ve ahí como diciembre del 2019 cuando se hace la evaluación del potencial. Ahí más o menos, ¿no?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- Pero si nos regresamos al de exploración y vemos esto con el Plan de Exploración.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Téenek es del base, ¿no?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- Si, Téenek es el del base, exactamente y de ahí depende. Si, que es la diapositiva.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Sí. Si hacemos la contabilidad justamente en el cronograma del escenario base del Plan de Exploración, más o menos son como ocho meses a partir de la aprobación del plan a que termina la perforación del pozo Téenek y ya después se hace la evaluación obteniendo esos datos que se van a dar derivados de la perforación.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- De hecho, bueno, es en la diapositiva 17.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, prácticamente ustedes están diciendo este año se va a saber.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA GUADALUPE DEL CARMEN ALVARADO ARIAS.- Sí.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, ya. Porque son ocho meses, te lleva ya digamos a septiembre y te queda nada más ahí tres meses.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- En efecto. Si hacemos la contabilidad de estos meses, son ocho meses más o menos a terminar la perforación del prospecto y a partir de aquí se empieza a tener la información suficiente para evaluar el potencial productor de esta área y además empezar a tomar decisión sobre la estrategia de evaluación.


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t.


Hidrocarburos

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

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

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- En este caso como no tenemos definido aún con precisión en qué momento se van a llevar a cabo estas alternativas, en ambas resoluciones tanto del Plan de Exploración como del Programa de Evaluación le estamos estableciendo la obligación al operador para que nos informe el escenario operativo que va a ejecutar toda vez que aún es incierto. No le estamos dando un plazo específico, pero sí le estamos estableciendo esta obligación de avisarnos a la Comisión una vez que tenga definido este escenario.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Históricamente Pantera siempre nos trae programas bastante ambiciosos y este sigue siendo del mismo tipo. Es mucho más allá del Programa Mínimo de Trabajo y obviamente depende en algunas actividades de terceros. Esperemos que las logren hacer en el tiempo que tienen planeado. Pero me quiero referir especialmente a las pruebas de alcance extendido. Las pruebas de alcance extendido como se comentó van a tener una medición una vez al mes en el pozo, a boca de pozo. Pero creo que hay que dejar claro que la medición de boca de pozo es de gasto, la medición de la presión siempre la están midiendo todo el tiempo y el caso no hay que medirlo más frecuentemente porque finalmente es una prueba de gasto constante. Entonces lo único que están haciendo regresar a medir que no haya variaciones importantes. Eso es mejor práctica internacional. Siempre van a estar pudiendo medir toda la producción más alejado del pozo, entonces me parece que es muy bueno, pero sí hay que dejar claro que la presión sí la están midiendo todo el tiempo. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias Comisionado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- La presión es la información más importante de una prueba de alcance extendido cuando es de gasto constante. Si fuera presión constante, el gasto sería lo más importante.


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Hidrocarburos

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

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 el Plan de Exploración presentado por Pantera Exploración y Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017.


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, segundo párrafo, 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 Pantera Exploración y Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V., en relación con el contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017.

RESOLUCIÓN CNH.E.11.007 /19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Programa de Evaluación presentado por Pantera Exploración y Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V., en relación con el contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017.

Órga o de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria 25 de febrero de 2019

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Hidrocarburos

ACUERDO CNH.E.11.007 /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 XI y XIV del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Programa de Evaluación presentado por Pantera Exploración y Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V., en relación con el contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017.

11.6 Resolución por la que la Comisión Nac:ional de

Hidrocarburos se pronuncia solbre la

modificación al Plan de Desarrollo para la

Extracción presentado por Servicios de

Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de

C.V. para el contrato CNH-R01-L03-A7 /2015.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al ingeniero Juan Carlos Pérez García, Director General Adjunto.


1

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

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.¿Qué tal? Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Como mencionó la Secretaria Ejecutiva, me voy a permitir presentarles el análisis sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México en relación con el


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Hidrocarburos

contrato CNH-R01-L03-A7 /2015 referido al campo Cuichapa Poniente. En cuanto al proceso, me voy a permitir ofrecerles una disculpa dado que en el segundo recuadro se menciona que se hizo una prevención por información faltante a PEP. No, es un error nuestro. Es a la empresa Lifting de México. Entonces esta empresa sometió el Plan de Desarrollo el 26 de noviembre. El 17 de diciembre de 2018 se realizó la prevención por información faltante y aclaraciones, la cual fue atendida el 21 de diciembre. El 5 de febrero de 2018 se declara la suficiencia de información y se inició el análisis del Plan de Desarrollo y se consultó tanto a la Secretaría de Economía en cuanto a contenido nacional y transferencia de tecnología y a la ASEA en cuanto al Sistema de Administración de Riesgos. Adicionalmente, se recibió información aclaratoria por parte del contratista y nos trae el día de hoy a la presentación en el Órgano de Gobierno.

El área contractual Cuichapa Poniente se localiza en el Estado de Veracruz. Tiene una superficie de 41.464 km2 y se firma el contrato el 10 de mayo de 2016. Es un Contrato para la Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de licencia y esta área contractual tiene colindancias con los campos Moloacán, Lacamango, Arroyo Blanco, Ágata, lxhuatlán y Santa Rosa. Todos a excepción de Moloacán son asignaciones de Petróleos Mexicanos. Actualmente el contratista reportó para enero de 2018 una producción de 2,968 barriles por día 2.1 millones de pies cúbicos diarios y 2,913 barriles de agua.

En cuanto a las características generales del área contractual, el contratista delimita, o bueno, menciona que tiene cuatro yacimientos, los cuales todos pertenecen a la formación Encanto del Mioceno. Hay que resaltar que el yacimiento LFT-S fue descubierto en 1935. Esta área contractual tiene producción desde hace bastantes años, entonces se tiene una larga historia de producción. A la hora de recibir el área contractual, el contratista, bueno, las actas mencionaban más de 250 pozos y el acta final quedó con la declaración de utilidad de 111 pozos. Como les mencioné, son arenas del Mioceno con porosidades entre 15 y 18 en cuanto a porosidad efectiva, densidades de aceite de 30 a 28 grados API para los que se tienen disponibles. Para los que no, se tomará la información correspondiente y en su momento se hará la actualización que corresponda. Cabe también resaltar que el operador anterior llevó a cabo un proceso de recuperación


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Hidrocarburos

secundaria por inyección de agua para mantenimiento de presión, del cual

el contratista ha analizado los datos que hasta el momento tiene

disponibles y de hecho uno de los objetivos principales de este Plan de

Desarrollo es nuevamente tomar información y hacer pruebas para en su

caso decidir si se continúa o se reanuda más bien el proceso de

recuperación secundaria.

Bueno, en cuanto al objeto y el alcance del Plan de Desarrollo, recupera un

volumen de 22.5 millones de barriles, 34.5 miles de millones de pies

cúbicos con inversiones y gastos de operación y abandono de 250.8

millones de dólares a través de la perforación de seis pozos, la ejecución

de 66 reparaciones mayores con equipo, 14 reparaciones mayores sin

equipo y la ejecución de alrededor de 5,000 reparaciones menores, así

como la adecuación de las instalaciones con el fin de estar en capacidad de

manejar toda la producción, así como cumplir con los Lineamientos

Técnicos en Materia de Medición en cuanto al tema de calidad. Y, como lo

mencioné hace un rato, realizar estudios de factibilidad para implementar

un método de recuperación secundaria o en su caso recuperación

mejorada.

Bueno, en cuanto al cumplimento del artículo 44, fracción 11 de la Ley de

Hidrocarburos, las actividades del Plan de Desarrollo están enfocadas hacia

la perforación y hacia la toma de información en los primeros dos años del

plan, especialmente en el año 2019 cuando se van a perforar los seis pozos

que tienen contemplados. A partir de ahí, se tomarán, bueno, se realizarán

los diferentes análisis, así como la creación del modelo de simulación

numérica y con esto el mismo contratista manifiesta que, en caso de que

los estudios de factibilidad tengan buenos resultados, someterían ante la

Comisión una nueva modificación de este Plan de Desarrollo obviamente

cumpliendo tanto con los Lineamientos de Planes como con los

Lineamientos de Recuperación Secundaria y Mejorada. Asimismo,

consideran el abandono de tanto pozos como infraestructura al límite

económico que está determinado el día de hoy en 2033. Recordemos que

la vigencia de este contrato es hasta 2041, sin embargo, el límite

económico determinado por el contratista, repito, es en el año 2033.

En cuanto al volumen a recuperar en el Plan de Desarrollo, recordemos que

tiene una larga historia de producción este campo. De hecho, la producción


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Hidrocarburos

acumulada estimada por el contratista se basa en un análisis de la información disponible y a través de un modelo de balance de materia dado que no tienen la información completa de toda la producción. Lo que se entregó en el paquete de datos de la licitación fue utilizado por el contratista para un poco reconstruir la historia y llegar a un valor de producción acumulada. Esto más los 22 millones de barriles arrojan un factor de recuperación aproximadamente de 33%, lo cual se encuentra dentro de la media de los campos productores en la formación Encanto y esperaríamos que, en caso de tener resultados favorables de los estudios de factibilidad, un nuevo Plan de Desarrollo incluya un factor de recuperación más alto.

En cuanto a las alternativas analizadas, el contratista planteó dos. La alternativa 1 que es la elegida se refiere a hacer perforaciones, reparaciones mayores y menores con y sin equipo, producción de 22.5 millones de barriles y 34.5 miles de millones de pies cúbicos, así como gastos de operación de 173.6 millones de dólares e inversiones por 66.7. La alternativa 2 incluye 28 reparaciones, la producción de 25.7 millones de barriles y 38.24 miles de millones de pies cúbicos. Esto con una inversión de 107.6 millones de dólares. ¿Cuál es la característica del segundo escenario? Ya incluye o considera la implementación de un método de recuperación secundaria de la inyección de agua. Sin embargo, el contratista argumenta que por la incertidumbre en la información y en el riesgo técnico que acarrearía determinar que esta es la opción más adecuada en este momento, decidieron la alternativa 1. Al igual, el análisis económico presenta actualmente que con la información que tienen es económicamente mejor la alternativa 1. Sin embargo, esperaríamos nuevamente que con base en sus estudios pudiéramos ver digamos la alternativa 2 modificada y mejor fundamentada técnicamente para establecerla como parte del plan.

En cuanto a la comparación de los pronósticos de producción, la alternativa 2 como se planteó recupera aproximadamente dos millones de barriles más. Sin embargo, dado la inversión que requiere que es casi el doble del

/' escenario 1, el contratista optó por plantear la alternativa 1 como la

/¡ elegida. Bueno, en cuanto a los pronósticos de producción de la alternativa seleccionada, el contrato se firma en el año 2016 y a esa fecha la producción en el área contractual era de alrededor de 500 barriles diarios, ¡\

ó,g]"' de Gob;emo Dédma P,;meca S;:

;óo E<tcao,d;,ac;a 2S de febmo de 2019 U


Hidrocarburos

entre 500 y 600 barriles diarios. A través de la implementación del Plan Provisional, de las actividades del Plan de Evaluación y del Plan de Desarrollo que venían ejecutando, la producción a la fecha fue la que les mencioné de alrededor de 3,000 barriles por día, lo cual indica el trabajo que ha hecho el contratista para poder mejorar las condiciones de producción en una gran cantidad de pozos que tiene el área contractual. ¿Perdón?

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Puedes repetir nada más la cifra de cuánto y cuándo.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GAIKÍA.Sí. Cuando se recibe el campo, bueno, cuando el contratista recibe el área contractual, producía entre 500 y 600 barriles por día y enero de 2019 se reportan 2,900 barriles por día. Es algo así como cuatro o cinco veces la producción.

De igual manera, en la producción de gas se incrementa y bueno, los pronósticos de producción al día de hoy se han elaborado con curvas de declinación. Pero, como lo mencioné hace un rato, dentro de las actividades se plantea la creación de un modelo de simulación numérica para tener un poco más de certidumbre en ese sentido y poder verificar diferentes escenarios de extracción en el área contractual.

En cuanto al programa de aprovechamiento de gas natural, se espera - si podemos pasar a la siguiente diapositiva por favor - de acuerdo con el contratista en el tercer año de la ejecución de este Plan de Desarrollo se alcanzará el 98% de meta de aprovechamiento de gas conforme lo marcan las disposiciones. Esto se basará en la adecuación de la infraestructura que tiene el área contractual al día de hoy para poder llegar a cumplir con la meta de aprovechamiento de gas.

Y bueno, en cuanto a los mecanismos de la producción de hidrocarburos, a la fecha se presentan dos etapas. La primera es la etapa 1 que es la aprobada en el Plan de Desarrollo en ejecución actual, en el cual los puntos de medición son en la Batería Cuichapa 2 y en la Estación de Compresión Cuichapa. Y se aplica la metodología de balance del séptimo transitorio de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos en el Centro Procesador de Gas La Venta y el Centro Comercializador de Crudo


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Hidrocarburos

Palomas. Bueno, esto a través de un medidor de placa de orificio para el gas y un medidor tipo Coriolis para el petróleo.

En la etapa 2 el contratista realizará las adecuaciones en la infraestructura como lo mencionaba hace un rato, esto con el objetivo de poner un rectificador de gas en la estación de compresión y así cumplir con la calidad que marcan los Lineamentos de Medición de Hidrocarburos y de esta manera los puntos de medición quedarían en las mismas ubicaciones que se tienen al día de hoy, llevando el gas hacia La Venta y el crudo hacia el Centro Comercializador de Crudo La Venta. Cabe resaltar que a la fecha el contratista tiene siete pozos letrina y, dada la gran producción de agua, se inyectan. Esos pozos letrina tienen todos los permisos que la Agencia, que la ASEA requiere para poder inyectar el agua. De ahí también se presume que esta inyección, bueno, para disposición de agua puede estar ayudando a que la presión en los yacimientos caiga menos de lo esperado. Sin embargo, esto es parte de lo que pretenden o parte de los estudios que realizarán como parte del Plan de Desarrollo para poder confirmar estas teorías.

Bueno, en cuanto al Programa de Inversiones, como lo mencioné, asciende a un total de 250.81 millones de dólares. Lo principal son intervención y perforación de pozos y se consideran cerca de 21 millones de dólares para el abandono de los pozos y la infraestructura. Si vemos en la evaluación económica, los flujos del proyecto suponen precios de aceite de 60 dólares por barril y 4.43 dólares por millar de pie cúbico. Podemos pasar a la siguiente diapositiva por favor.

Y bueno, como a la fecha del área contractual tiene producción, se observan los flujos del proyecto. Únicamente en 2019 se observarían flujos negativos para el contratista. Sin embargo, a partir de 2021 ya se hace observarían flujos positivos para el contratista, dando como resultado un valor de los hidrocarburos total de 1,400 millones de dólares. De lo cual, para el contratista el valor presente neto - la siguiente por favor-, el valor presente neto después de impuestos y contraprestaciones asciende a un total de 77.15 millones de dólares y una relación VPN/VPI de 1.28, lo cual nos sugiere que la alternativa presentada por el contratista es económicamente viable.

Órga o de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos

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Finalmente, en cuanto al cumplimento de la normativa se reviso que cumpliera con aquello que marca la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, los Lineamientos de Planes de Exploración y de Desarrollo, el cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en Medición de Hidrocarburos, las Disposiciones de Aprovechamiento de Gas y finalmente el cumplimiento contractual.

Ya como conclusiones, se considera que las actividades propuestas por el contratista permiten acelerar el desarrollo del potencial petrolero del área contractual y del país con factores de recuperación de alrededor de 33% y 76.7% para gas, el de 33% para aceite, a través de la recuperación de 22.5 millones de barriles de aceite y 34.5 de gas. Finalmente, se consideran también tecnologías como sistemas artificiales de producción. Por excelencia se ha producido con bombeo neumático, bombeo mecánico, sin embargo, el contratista realizará pruebas para probar otros sistemas artificiales de producción, realizará reparaciones mayores, plantea los modelos de simulación numérica, lo cual se considera adecuado para los yacimientos del área contractual.

La propuesta de Plan de Desarrollo contiene actividades diversas de extracción de hidrocarburos, como vimos, reparaciones mayores, perforación de pozos, adecuación de infraestructura. Esto también está soportado con un Programa de Inversiones acorde a las actividades propuestas, nuevamente recalcando que consideran los costos de abandono al final de su Plan de Desarrollo. El Plan de Desarrollo alcanza la meta del 98% de aprovechamiento de gas natural asociado y la propuesta de punto de medición para aceite y gas cumple con los elementos del artículo 42 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos. Finalmente, se propone al Órgano de Gobierno aprobar la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Servicios de Extracción Petrolera Lifting para el contrato CNH-R01-L03-A7 /2015. Y con esto cedería la palabra al Comisionado ponente y quedamos atentos a sus comentarios.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Pérez. ¿Algún comentario Comisionados? Ah, por favor Comisionado Pimentel.


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Hidrocarburos

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Solo destacar que creo que este es un buen ejemplo de un campo que por sus dimensiones puede no resultar rentable para una empresa como Petróleos Mexicanos, pero ciertamente lo es para una empresa de menor escala y este es un muy buen ejemplo de aquella licitación 1.3 de campos maduros terrestres pues recordemos muy rápidamente, en donde lo que se buscó fundamentalmente como objetivo central de esa licitación pues fue generar esta nueva industria petrolera mexicana y creo que este ejemplo - insisto - me parece que es muy bueno. Es mi entender que este es elcontratista que más produce resultado de la 1.3, ¿verdad?

DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Si, es el que mayor produce aceite de la 1.3.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- De manera que, bueno, solamente destacar esos elementos. Muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Cuando vino esta Ronda pensamos algunos que estaban yéndose demasiado arriba, de que la oferta que estaban haciendo era pues un poquito - ¿cuál será la palabra? -optimista. Y cuando vemos los datos que nos acaban de presentar pues eso se vuelve a reflejar porque la parte que corresponde al Estado es el 89%, casi el 90% es para el Estado y 10% es para el contratista. No sé si hayan hecho un cálculo con otro precio de petróleo porque 60 dólares pues es un buen precio. ¿Qué pasa si fuera 55, 50? ¿Cómo se verían números y seguiría habiendo rentabilidad en el proyecto?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS.- Se lo comento en un momento Comisionado, pero efectivamente los análisis cuando hacemos los dictámenes hacemos justo los análisis de sensibilidad y este en particular era muy bueno. Si me da un segundo le comento con precisión.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, estamos hablando de la licitación 3 de la Ronda 1 y creo que es muy importante plantear que la CNH es el garante de la maximización de valor de los hidrocarburos en México y precisamente el Plan de Desarrollo es el que nos permite

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Hidrocarburos

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maximizar. Este contrato viene de un Plan de Evaluación. Ya se cumplió y están con el Plan de Desarrollo. El Plan de Desarrollo está basado para este caso específico en información de los pozos que perforó Petróleos Mexicanos y el planteamiento es que lo están haciendo en base a curvas de declinación, no con simuladores de yacimientos. El deber ser es hacerlo con un simulador del yacimiento. No lo pueden hacer pues porque no tienen toda la información, pero lo están construyendo.

Hay un diagrama de Gantt en donde se plantea que el modelo de simulación de yacimientos lo van a tener listo en 2019. Eso es algo necesario por hacer. No sé si lo tengamos. Bueno, yo aquí tengo que en 2019 se ve el modelo de simulación de yacimientos y ese modelo de simulación de yacimientos lo que va a permitir es generar un mejor Programa de Desarrollo. ¿Esto qué quiere decir? Que cuando termine el modelo de simulación de yacimientos, nuevamente se van a poder hacer todas las corridas. ¿Está ahí? No lo veo. Bueno, yo lo estoy viendo directamente de la información que nos proporcionaron porque creo que me falta abundar un poquito más. Las curvas de declinación de la producción son una herramienta muy buena, pero al principio de la explotación de un yacimiento. Aquí tienen mucha información que ya pueden involucrar dentro del simulador y lo que va a dar es una posibilidad de tener un cambio de Plan de Desarrollo que maximice el valor. Por ejemplo, aquí lo que yo veo es que el simulador está listo en 2019, pero al mismo tiempo en 2019 ya empiezan a hacer el desarrollo de la planta de inyección de agua. ¿sí? Así es como lo tengo yo en el diagrama de Gantt.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Solamente para aclarar, son adecuaciones en la planta de inyección de agua. Al día de hoy el agua se separa en Ágata, la instalación de Pet1'óleos Mexicanos, a través de un acuerdo que tienen. Se regresa el agua hacia la planta de inyección y ahí se va a los pozos letrina. Más bien son adecuaciones.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, yo pensé que era la inyección de agua de los yacimientos porque un proceso de recuperación secundará por inyección de agua podría incrementar el factor de recuperación.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Correcto, perdón. De hecho ...


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Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y tú estás hablando del desecho del agua producida.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.y es como funciona actualmente, pero sí los estudios son para un proceso de recuperación secundaria. Ellos mencionan que el que se llevó a cabo en su momento por Petróleos Mexicanos era para mantenimiento de presión, pero ellos estarían pensando en inyección de agua para mejorar el barrido.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero no está reflejado dentro de todas las actividades que van a hacer. Entonces seguramente no lo pueden reflejar todavía porque no tienen todo el detalle de los simuladores.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Ah, por supuesto, por supuesto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces el planteamiento es que cuando terminen el simulador y puedan hacer el análisis adecuado de cómo maximizar el factor de recuperación, pues tendrán que regresar nuevamente a la CNH. Mi punto de vista es que ese programa de Desarrollo no maximiza el valor de los hidrocarburos en Cuichapa. Y el otro punto es era rentable para Pemex, es rentable para la empresa, pero Pemex no tenía dinero y no lo quiso tener y lo entregó para que fuera rentable para un tercero. Creo que lo que estoy planteando es que sea todavía más rentable para ellos es más rentable para el Estado. En la medida que maximizamos valor, eso se puede dar. Algo hay que poner ahí dentro de la resolución de que en la medida que tengan más información, regresen. Porque nuestra normatividad plantea que si hay un incremento de un porcentaje en actividad o en costos tienen que venir, pero aquí sí está muy claro que en 2019 cuanto terminen el simulador de yacimientos van a tener una herramienta mucho más potente para poder determinar qué es lo que se tiene que hacer en el campo. Aquí fundamental lo que vemos son cuestiones de operación, hacer un montón de reparaciones mayores, menores y solamente el primer año perforar seis pozos y después ya no viene nada más.

/{" Seguramente va a haber necesidad de inyectar o de plantear algunosprocesos adicionales, pero hay que tener mucho cuidado porque tienen un l pequeño margen para la rentabilidad. Entonces habrá que ver también

Ócg oo de Gob;emo Déc;mae,;mern Ses;óo E>tcaocd;oac;, 2S de febcem de 201!

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Hidrocarburos

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nosotros cómo ayudamos por si hay la necesidad de incluir procesos de recuperación secundaria y mejorada que no sean rentables pero que maximicen el valor, ver el cómo podemos coadyuvar para que esto se dé. Y no sería el primer caso en el mundo, muchos campos en otros lugares plantean esta posibilidad de que el regulador pues esté viendo directamente con el operador el cómo se puede maximizar valor. Entonces bueno, ¿cómo se podría pensar entonces que voy a votar positivamente si no maximizar el valor? Porque eso es lo que podemos hacer ahora, porque con la información que tenemos ahora yo estoy muy contento de que tengan este programa. Pero dentro de un año, yo estaría pensando en que debo tener uno diferente que maximice el valor. Y eso es normal, eh.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.y de hecho lo manifiestan. Recordemos la gran cantidad de pozos que se recibieron, por lo tanto, tuvieron que hacer estudios de integridad mecánica en muchos pozos, determinar la utilidad y de ahí empezar a reconstruir, con la información que tenían disponible reconstruir esta historia. Se cumplen con los tiempos contractuales el periodo de evaluación y se presenta un Plan de Desarrollo con base en la información disponible. Además de la manifestación del contratista que en cuanto se tenga mayor información, probablemente vendrán con un Plan de Desarrollo nuevo. Al amparo o en cumplimiento de los Lineamientos de Recuperación Secundaria y Mejorada, tendrán que presentar alrededor del mes de abril si mal no estoy un primer análisis de posibles métodos aplicables y cuando se marque o cuando se determine la opción de tenerlo pues tendrán que presentar toda la información conforme lo solicitan los lineamentos y la modificación correspondiente del plan.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. Nomás finalmente el factor de recuperación que se espera obtener es del orden de 33% para el aceite, ¿verdad? Y eso es hasta 2032.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.-2033.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- 2033 que es el límite del contrato.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.No, es el límite económico determinado por el contratista.


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Hidrocarburos

J

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ah, OK. El contrato sigue más para adelante.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Si, hasta el 2041.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- 2041. Yo estoy seguro que cuando hagan todos los análisis de simulación podemos incrementar ese factor de recuperación y digo esto y lo enfatizo porque seguramente otros operadores están con el problema de cómo voy a hacer el Programa de Desarrollo si todavía me falta conocer un poco más el yacimiento. Nunca lo van a terminar de conocer hasta que no terminen el último pozo, entonces más vale pasar con la información que uno tiene a hacer un Plan de Desarrollo que es una cuestión legal que la CNH obliga para que se puedan perforar los pozos. Si este operador se retrasara, no podría perforar los pozos en 2019. ¿Verdad? Entonces tiene que estar haciendo un balance entre la parte técnica, la parte legal para ver cómo sí se puede y este es un buen caso, es un buen ejemplo de cómo sí se puede. Cómo podemos validar un Plan de Desarrollo, aunque después sabemos que va a cambiar, a lo mejor cambia mucho y a lo mejor puede cambiar mucho para bien. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y un poco nada más complementando lo que comenta aquí el Comisionado Martínez, efectivamente dentro del programa después del estudio de simulación que van a hacer en 2019, en 2020-2021 ellos proponen análisis especiales rocafluido para estudios de recuperación secundaria y mejorada, que esos son los que tendrían que estar incorporándose en un nuevo modelo de simulación para poder hacer lo que comenta aquí el Comisionado Martínez. Entonces creo que sí tiene toda la lógica del mundo. ¿Entonces algún otro comentario Comisionados?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS.Perdón.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Ah, perdón. Sí, sí, claro que sí.

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de Gobierno Décima Primera Sesión Extraordinaria

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DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS.- Para responder al Comisionado Moreira. El análisis de sensibilidad que hicimos sobre precios solamente implica que sería económicamente inviable el proyecto con una baja del 40% en el precio de ambos hidrocarburos. Esto implica que sería 36 dólares por barril y 2.66 dólares por mil pies cúbicos de gas natural.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, arriba de 36 es rentable.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS.- .Justo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perdón, pero creo que es bien importante decir que es bajo las consideraciones de esta producción. Si la producción se incrementa, el costo puede ser más abajo y esta producción todavía es baja.

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



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V. para el contrato CNH-R01-L03-A7 /2015.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y 44 fracción 11, y último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11,


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Hidrocarburos

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 la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, presentado por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V. para el contrato CNH-R01-L03-A7 /2015.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 14:58 horas del día 25 de febrero de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Décima Primera Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.

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

l

�� Alma Améric

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

Carla Gabri 1

y Néstor Mjrtínez RomeroCo

Jisionado

7t'e:.é ��-A Héctor Moreira Rodríguez

Comisionado

Secretaria Ejecutiva


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Órgano de gobierno · observa el gradiente de sobrecarga. se tiene programados fluidos base agua...

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