CNH
Comision Nacional de Hidrocarburos
Informe de labores 2 0 1 4
-
2 0 1 5
INFORME DE LABORES 2014 – 2015
Informe de labores 2014 - 2015
{I}
Contenido II. Presentación III. Actividades previas a la implementación de la reforma
3 4
1. Evaluación de exploración y extracción
4
1.1 Dictamen de proyectos de exploración
5
1.2 Opiniones sobre las asignaciones petroleras
5
1.3 Evaluación y verificación de reservas de hidrocarburos 2014
6
1.4 Aprobaciones relacionadas con la exploración superficial
8
2.
Regulación y Supervisión de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos
9
2.1 Seguridad Industrial en aguas profundas
10
2.2 Instructivos y Lineamientos
12
2.3 Estadísticas de eficiencia operativa
14
IV. Implementación de la Reforma Energética
23
1. Introducción
23
2.
Ronda Cero
25
3.
Ronda Uno
28
4.
Reconocimiento y Exploración Superficial
37
5.
Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción
38
6.
Actualización de Lineamientos de Medición
41
7.
Evaluación y verificación de reservas de hidrocarburos 2015
43
8.
Plan Quinquenal
45
9.
Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH)
47
10. Regulación
49
11. Atlas Geológico
51
12. Relaciones Interinstitucionales
52
V. Transparencia
53
1.
Declaración de intereses
53
2.
Registro Público
54
3.
Sesiones de Órgano de Gobierno en vivo
55
4. Compromiso de Confidencialidad
55
5. Reglamento Interno de la CNH
60
6.
61
Código de Conducta de la CNH
VI. Abreviaturas
62
VII. Línea de Tiempo
63
Informe de labores 2014 - 2015
{ II }
Presentación L
a Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH, en adelante) se creó el 28 de noviembre de 2008 como un organismo desconcentrado de la Secretaría de Energía, con autonomía técnica para regular y supervisar la exploración y extracción de hidrocarburos en México. La CNH fue formalmente instalada el 20 de mayo de 2009 y a partir del nombramiento de los cinco Comisionados integrantes de su Órgano de Gobierno. La estructura y funciones de la CNH se modificaron a partir de la reforma energética de 2013. La reforma constitucional modificó los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución1 y creó legislación secundaria relevante. El nuevo marco jurídico fortaleció al sector energético nacional creando el nuevo arreglo institucional de los órganos reguladores del sector. Con la publicación de la Ley de Hidrocarburos (LH) y la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) se fortaleció a la CNH como el órgano regulador para las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en México, dotándola de personalidad jurídica propia, autonomía técnica, de gestión y autosuficiencia presupuestaria.
3
En este contexto, le corresponde a la CNH: 1. Desarrollar la información y el conocimiento sobre el subsuelo de México. 2. Licitar los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos.
3. Administrar las asignaciones y los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos. 4. Regular y supervisar la exploración y extracción de los hidrocarburos.
La CNH es una dependencia del Gobierno Federal diseñada para llevar a cabo sus funciones bajo los principios de máxima transparencia y rendición de cuentas. Estos principios, establecidos en la Constitución y en la ley, así como en su normatividad interna, marcan un nuevo referente en materia de transparencia en el plano internacional.
El Comisionado Presidente de la CNH presenta el INFORME DE LABORES 2014–2015, en cumplimiento al articulo 23, fracción X de la LORCME. El informe comprende las actividades realizadas por la CNH en materia de regulación, supervisión, evaluación y planeación de la exploración y extracción de hidrocar-
buros, durante el periodo de enero de 2014 a junio del 2015. Es importante destacar que durante este periodo entraron en vigor los cambios de la reforma2, modificando sustancialmente las actividades y funciones de la CNH. Por lo cual, en este informe se reconocerán actividades relativas al marco legal previo a la reforma y las correspondientes a la nueva legislación.
Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, publicado el 20 de diciembre de 2013 en el Diario Oficial de la Federación. 2 Las Leyes secundarias fueron aprobadas, promulgadas y publicadas por el Ejecutivo Federal el 11 de agosto de 2014 1
{ III }
Actividades previas a la implementación de la reforma C
1. EVALUACIÓN DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN
omo parte de sus atribuciones previas a la entrada en vigor de las leyes secundarias de la reforma energética, la CNH atendió diversos requerimientos de apoyo técnico de la Secretaría de Energía (SENER) y procesó solicitudes de aprobaciones de Petróleos Mexicanos, a través de su subsidiaria Pemex-Exploración y Producción (que en el presente documento serán referidas conjunta e indistintamente como PEMEX). Entre otras actividades, se destacan las siguientes:
a. Dictamen de proyectos de exploración, b. Opiniones sobre las asignaciones petroleras, c. Evaluación y verificación de reservas de hidrocarburos 2014, d. Aprobaciones relacionadas con la exploración superficial.
Lo anterior, ha permitido aportar elementos técnicos a la SENER para la toma de decisiones y el cumplimiento de sus atribuciones, con el objeto de contribuir al mejoramiento de la exploración y extracción de los hidrocarburos en el país.
4
Informe de labores 2014 - 2015
1.1 Dictamen de proyectos de exploración
Conforme al artículo 3º de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH), la CNH se apegó estrictamente a la política de hidrocarburos, a la Estrategia Nacional de Energía y a los programas emitidos por la Secretaría de Energía. Mediante los dictámenes y las opiniones técnicas resultantes de la evaluación de los proyectos de exploración, la CNH brindó a la SENER los elementos necesarios para otorgar, modificar, revocar o cancelar asignacio-
nes petroleras para la exploración de hidrocarburos. Conforme al artículo 4º fracción VI de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH), la CNH emitió en el periodo comprendido entre enero y agosto de 2014, el dictamen favorable del proyecto exploratorio de “Aceite y Gas en Lutitas”, con base en los Lineamientos Técnicos para el diseño de los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos y su dictaminación. El sentido del dictamen del proyecto se presenta en la siguiente tabla.
TABLA 1
PROYECTOS EXPLORATORIOS DICTAMINADOS (ENERO – AGOSTO 2014) Proyecto
Sentido del dictamen
Resolución
Favorable
CNH.02.002/14
1) Aceite y Gas en Lutitas Fuente: CNH.
El proyecto exploratorio dictaminado se encuentra en etapa de visualización:
El proyecto Aceite y Gas en Lutitas se ubica en la porción norte-centro, nororiental y centro-oriental de la República Mexicana. Se distribuye en la Planicie Costera del Golfo de México, cubriendo gran parte de 6 provincias petroleras: Cuenca Tampico-Misantla, Cuenca de Burgos, Burro-Picachos, Sabinas, Veracruz y Chihuahua. Cubre una superficie aproximada de 200,000 km². Su objetivo es evaluar el potencial petrolero de los plays no convencionales de aceite y gas en lutitas, mediante la realización de estudios
1.2 Opiniones sobre las asignaciones petroleras
Con fundamento en los artículos 4°, fracciones VI y XV de la LCNH; 5° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (LR27); 33, fracción VIII, de la Ley Orgánica de la Ad-
5
geológicos, la adquisición e interpretación de información sísmica y la aplicación de nuevas tecnologías que contribuyan a probar los plays geológicos mediante la perforación de pozos exploratorios. La estrategia considera la realización de 71 estudios geológicos, la adquisición e interpretación de 7,800 km2 de información sísmica 3D a través de 7 estudios y la perforación de 175 pozos exploratorios para probar los conceptos de plays no convencionales. El dictamen técnico de este proyecto se emitió mediante la resolución CNH.02.002/14, publicada el 27 de febrero de 2014.
ministración Pública Federal; 12, fracción III, y 14 del Reglamento de la Ley Reglamentaria, la CNH emitió opinión sobre la el otorgamiento o cancelación de la asignación de áreas a que se refiere el artículo 5° de dicha Ley Reglamentaria. En el periodo que se reporta se emitieron las opiniones siguientes:
- Áreas 083-51 y 084-52 relacionadas con el proyecto de exploración Holok. La opinión técnica de estas áreas se emitió en la Resolución CNH.01.001/14 de fecha 23 de enero de 2014. - Área 085-54 relacionada con el proyecto de exploración Han. La opinión técnica de esta área se emitió en la Resolución CNH.01.002/14 de fecha 23 de enero de 2014.
- Área A-544 misma que ampara la realización de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos correspondientes a los proyectos de incorporación de reservas Simojovel, de extracción Complejo Antonio J. Bermúdez, de exploración Malpaso, de extracción Jujo-Tecominoacán y de extracción San Manuel. La opinión técnica sobre esta área se emitió en la Resolución CNH.06.002/14 de fecha 26 de junio de 2014.
1.3 Evaluación y verificación de reservas de hidrocarburos 2014
Conforme lo dispone la fracción II del Vigésimo cuarto de los Lineamientos, se realizó el análisis de las diferencias absolutas entre las estimaciones de las reservas de hidrocarburos de PEMEX y aquéllas de los terceros independientes, conforme al cual el proyecto de dictamen propuso la aprobación de los reportes sobre los activos cuya diferencia fuera menor o igual al 10%.
De acuerdo con lo establecido en el artículo segundo de los Lineamientos que regulan el procedimiento de dictaminación para la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por Petróleos Mexicanos y el visto bueno a los reportes finales de las certificaciones realizadas por terceros independientes, la aprobación y el visto bueno sobre los reportes de reservas nacionales de hidrocarburos -convencionales y no convencionales- se dividirán en las categorías siguientes:
El 6 de marzo de 2014 la CNH emitió la Resolución CNH.E.01.001/14 relativa a los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas 1P de hidrocarburos elaborados por PEMEX y los reportes finales de las certificaciones de las mismas realizadas por terceros independientes, la cual determinó que las reservas probadas del país al 1 de enero de 2014 fueron de 13,438.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce).
El artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (RLR27), establecía que la CNH debía dar el visto bueno a los reportes de reservas de hidrocarburos realizados por PEMEX y por terceros independientes, para su posterior publicación por parte de la SENER
a) Las reservas de hidrocarburos probadas (1P) evaluadas, cuantificadas y reportadas dentro de cada activo en el que están siendo producidas, y b) Las reservas de hidrocarburos probadas, más las probables (2P), y las probadas, más probables, más posibles (3P), que serán evaluadas, cuantificadas y reportadas por cada región en la que PEMEX ha organizado sus actividades de exploración y extracción.
Derivado del análisis de las diferencias absolutas se observó que los activos Cantarell, Litoral de Tabasco, Burgos, y Veracruz presentaban una diferencia mayor al 10% en reservas de aceite; que los activos Aceite Terciario del Golfo y Burgos presentaban una diferencia mayor al 10% en reservas de gas y que en los Activos Cantarell, Litoral de Tabasco, Burgos y Veracruz una diferencia mayor al 10% en petróleo crudo equivalente.
6
Informe de labores 2014 - 2015
Conforme a lo anterior y en seguimiento a los Lineamientos, se aplicó el segundo criterio de resolución definido en la fracción III del Vigésimo Cuarto de los Lineamientos. Como resultado de la evaluación correspondiente, se determinó que las diferencias detectadas en los activos no fueron mayores al 5% respecto a los valores de reservas nacionales, en los productos aceite, gas y su equivalencia en petróleo crudo. En razón de lo anterior, la CNH otorgó el visto bueno a los reportes finales de los terceros independientes sobre las certificaciones de las reservas 1P en las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur y, aprobó los reportes de PEMEX sobre la evaluación y cuantificación de reservas 1P de las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur. El 26 de junio de 2014 la CNH emitió la Resolución CNH.06.001/14 relativa a los reportes de evaluación o cuantificación de las
reservas 2P y 3P de hidrocarburos elaborados por PEMEX y los reportes finales de las certificaciones de las mismas realizadas por terceros independientes, en la cual se estableció que las reservas 2P del país al 1 de enero de 2014 eran de 24,815.7 mmbpce, y que las reservas 3P del país al 1 de enero de 2014 eran de 42,158.4 mmbpce. Además, la CNH otorgó el visto bueno a los reportes finales de los terceros independientes sobre las certificaciones de las reservas 2P y 3P en las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur y aprobó los reportes de PEMEX sobre la evaluación y cuantificación de reservas 2P y 3P de estas regiones. Así, con base en la atribución de la CNH para realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo, se determinaron los valores de las reservas 1P, 2P y 3P de hidrocarburos al 1 de enero de 2014 como se detalla en la Tabla 2.
TABLA 2
RESERVAS DE HIDROCARBUROS POR REGIÓN 2014 Reserva Categoría Unidad remanente
Aceite
Gas
Petróleo crudo equivalente Fuente: CNH.
7
Marina Marina Noreste Suroeste
Norte
Sur
Nacional
1P
(mmb) 5,476.9 1,324.0 871.8 2,139.4 9,812.1
2P
(mmb) 8,167.2 2,436.4 4,311.6 2,697.3 17,612.4
3P
(mmb) 11,340.5
3,812.9 10,845.9 3,328.4 29,327.8
1P
(mmmpc) 2,710.0
4,298.1 3,510.8 6,029.6 16,548.5
2P
(mmmpc) 3,594.4
8,112.9 14,320.2 7,236.6 33,264.1
3P
(mmmpc) 4,278.0 14,598.1 32,036.8 8,751.8 59,664.7
1P
(mmbpce) 6,049.9
2,168.8 1,580.9 3,639.0 13,438.5
2P
(mmbpce) 8,915.8
4,034.0 7,374.1 4,491.8 24,815.7
3P
(mmbpce) 12,211.4
6,691.8 17,779.1 5,476.0
42,158.4
1.4 Aprobaciones relacionadas con la exploración superficial
En cumplimiento de los artículos 4°, fracciones XVI y XXIX de la LCNH; 7° de la LR27; 33, fracción XV, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF); y 11 del RLR27, la CNH debía emitir una opinión técnica sobre las solicitudes de permisos para realizar estudios de reconocimiento y la exploración superficial, con el fin de evaluar su valor técnico y económico, el riesgo geológico
y los trabajos necesarios para identificar los yacimientos de hidrocarburos en el subsuelo, con lo que se puede cuantificar los recursos prospectivos y las reservas del país. En el periodo comprendido entre enero y agosto de 2014, la CNH emitió opiniones respecto a las solicitudes de Permisos de Exploración Superficial relacionados con el estudio sísmico Sur de Burgos 2D.
TABLA 3
PERMISOS DE EXPLORACIÓN SUPERFICIAL (ENERO – AGOSTO 2014) Permisos
Resolución
Sur de Burgos 2D, Segunda Parte CNH.01.003/14
Fecha 23 de enero 2014
Fuente: CNH.
El estudio sísmico Sur de Burgos 2D, Segunda Parte, está localizado a 145 km de la ciudad de Reynosa, a 176 km al sureste de San Fernando, ambas ciudades en el estado de Tamaulipas, y a 62 km al oeste de Monterrey, Nuevo León y tiene por objetivo obtener un total de 4,488 km de información sísmica bidimensional de alta densidad que contribuya a definir el marco geológico estructural del área de estudio congruente con el modelo sedimentario, mediante la visualización y conceptualización de los rasgos geológicos. Cabe señalar que la CNH efectuó algunas recomendaciones específicas sobre el permiso, con el objetivo de garantizar la ejecución y minimizar los riesgos inherentes a cada estudio en particular. Además de enfatizar el seguimiento a la documentación del potencial de ocho oportunidades exploratorias que PEP pretende visualizar con dicho estudio. La ubicación geográfica del estudio sísmico se presenta en la siguiente Figura.
FIGURA 1. SUR DE BURGOS 2D, SEGUNDA PARTE
Fuente: CNH.
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Informe de labores 2014 - 2015
2. REGULACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS Conforme a lo dispuesto anteriormente por la LR27 y su Reglamento, así como en la propia Ley de la Comisión, PEMEX debía cumplir con las disposiciones administrativas, normas de carácter general, disposiciones técnicas y demás lineamientos que emitiera la CNH en el cumplimiento de sus atribuciones. En los siguientes apartados se exponen los actos que en ejercicio de sus facultades realizó la CNH en el periodo comprendido entre enero y agosto de 2014.
2.1 Seguridad Industrial en aguas profundas
El 11 de junio del 2012, el Órgano de Gobierno de la CNH aprobó la resolución CNH.E.08.002/12 por la que la CNH emitió su evaluación del cumplimiento de las Disposiciones administrativas en materia de seguridad industrial en aguas profundas por parte de PEMEX. Mediante dicha resolución la CNH emitió observaciones sobre el Estudio General de Seguridad para las Actividades en Aguas Profundas y el Reporte Anual de las Actividades en Aguas Profundas, con el fin de supervisar los avances y cumplimiento de la acreditación de la suficiencia técnica y operativa, propia o adquirida mediante contratación de bienes o servicios; el cumplimiento de las coberturas financieras contingentes y de los elementos técnicos y puntos críticos; de los planes y procedimientos para la atención de contingencias o siniestros para las actividades en aguas profundas; la organización y estructuración de la normatividad, estándares y procedimientos internos para la mitigación de los riesgos y consecuencias inherentes a estas actividades, y el plan de desarrollo organizacional para las actividades en aguas profundas. Derivado de la regulación emitida mediante la Resolución CNH.03.006/12 de fecha 15 de marzo de 2012, se regularon los casos y criterios por los que la CNH determinaba necesario llevar a cabo reuniones técnicas o talleres para poder evaluar de forma previa a la perforación, las capacidades técnicas, operativas y de contención, control y remediación de derrames de cada uno de los pozos que PEMEX planeaba perforar. Con base en la revisión de la información remitida por PEMEX, la CNH pudo supervisar el cumplimiento del organismo descentralizado con a las disposiciones administrativas en materia de seguridad industrial en aguas profundas, así como emitir una opinión a la SENER para efectos del permiso que PEMEX requiera.
9
Con base en estas Disposiciones, la CNH emitió 9 opiniones a la SENER, respecto a los avisos de inicio de perforación de los pozos, los cuales se muestran en la siguiente Tabla: Para el pozo Lakach-11 la CNH recomendó que PEMEX debe contar con la constancia o endoso por el que se acredite que el pozo quedará amparado bajo la póliza de seguro vigente, y que se observó una anomalía con presencia de gas a 410 metros bajo el nivel del fondo marino. En cuanto al pozo Lakmay-1 la CNH recomendó que en el plan de respuesta a emergencias en la tabla de funciones de la Unidad de Respuesta a Emergencias, se establezca con toda claridad las funciones y responsabilidades que cada una de las categorías deberá ejecutar en caso de contingencia. Para el pozo Nat-1 la resolución de la CNH recomienda que PEMEX debe realizar las gestiones necesarias para la obtención y posterior remisión del Programa Tentativo de Capacitación y de las evidencias de su instrumentación; así como de adecuar las capacidades de contención de derrames con las que cuenta actualmente, conforme a los escenarios indicados en el análisis de riesgo.
TABLA 4
OPINIONES SOBRE LA PERFORACIÓN DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS (ENERO 2014 - FEBRERO 2015) Pozo
Resolución
Lakach-11 CNH.02.001/14 Lakmay-1 CNH.03.001/14 Nat-1 CNH.05.001/14 Maximino-1DL CNH.05.002/14 Lakach-32 CNH.07.001/14 Maximino-1DL alterno
CNH.E.04.001/14
Maximino-1DL alterno, 2ª. etapa
CNH.09.001/14
Corfu-1 CNH.10.001/14 Lakach-52 CNH.10.002/14 Fuente: CNH.
En cuanto al pozo Maximino-1DL, PEMEX deberá notificar a la CNH cualquier variación de las condiciones metoceánicas bajo las cuales estarán trabajando los equipos críticos, y en caso de ser necesario, adoptar las medidas para evitar la materialización de un peligro grave o riesgo inminente al personal, al medio ambiente o a las instalaciones. Para el pozo Lakach-32 la CNH opinó que PEMEX cuenta con las capacidades técnicas y operativas para realizar los trabajos de perforación, pero que no es recomendable que SENER autorice nuevos o adicionales trabajos en aguas profundas distintas a este proyecto. En cuanto al pozo Maximino-1DL alterno, PEMEX deberá considerar, durante el desarrollo de sus actividades, las lecciones aprendidas en el pozo Maximino-1DL, principalmente en lo que corresponde a los riesgos someros, en el intervalo de 0 a 1,500 metros.
10
Informe de labores 2014 - 2015
En cuanto al pozo Maximino-1DL alterno, segunda parte, PEMEX debe cumplir con las acciones a las que se comprometió durante los trabajos de perforación del pozo, comprendido el asentamiento de la tubería de revestimiento de 18” hasta su objetivo final de 6,000 metros de profundidad y, de ser el caso, remitir a la SENER el informe que ésta le solicite al concluir con los trabajos de perforación. Para el pozo Corfu-1, por lo que respecta a la adquisición de 7 barreras para la quema de hidrocarburos in situ, PEMEX deberá entregar a la CNH los criterios por los cuales hará uso de esta técnica y describir en la planeación de los futuros pozos los estándares de monitoreo que permitan determinar los impactos ambientales de posibles derrames y la estrategia de control de los mismos. En el pozo Lakach-52 la CNH autorizó la perforación del pozo, en virtud de que PEMEX demostró contar con los elementos técnicos, operativos y de infraestructura, que demuestran que no está asumiendo mayores riesgos en cuanto a sus capacidades actuales.
Es importante resaltar que derivado de la entrada en vigor del nuevo marco legal, la CNH emitió diversas autorizaciones como parte de la transición previa a la entrada en funciones de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburo (ASEA). En febrero de 2015, la CNH transfirió a la ASEA la información correspondiente al cambio de atribuciones previsto en la modificación del marco legal. A partir de esta fecha, la autorización que realiza la CNH para la perforación de pozos exploratorios toma en cuenta la evaluación en materia de seguridad industrial que es facultad de la ASEA. De conformidad con lo dispuesto en los artículos 1, 2 y 5 de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, es atribución de la ASEA regular, supervisar y sancionar en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente, todo lo relacionado con las actividades del Sector.
2.2 Instructivos y Lineamientos La CNH contaba con la atribución de expedir instructivos que debía observar PEMEX para proporcionar información de los proyectos de exploración y extracción, informes y datos que la CNH le solicitara. Lo anterior, con fundamento en el artículo 4°, fracción XII, de la Ley de la Comisión. Además, tenía como órgano desconcentrado las atribuciones de proporcionar los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de hidrocarburos del país, así como establecer mecanismos de evaluación de la eficiencia operativa en la exploración y extracción de hidrocarburos. C.1 INSTRUCTIVO QUE PETRÓLEOS MEXICANOS Y SUS ORGANISMOS SUBSIDIARIOS DEBERÁN OBSERVAR PARA PROPORCIONAR LA INFORMACIÓN RELACIONADA CON LOS RECURSOS CONTINGENTES Y PROSPECTIVOS DE LA NACIÓN Y DEL PROCESO EXPLORATORIO
A fin de evaluar los recursos prospectivos, así como de identificar y cuantificar las reservas de hidrocarburos de la Nación, los proyectos de exploración petrolera debían incluir los estudios, las obras, las perforaciones exploratorias y demás trabajos necesarios para su evaluación, de conformidad con el artículo 13 del Reglamento de la Ley Reglamentaria. El 28 de abril de 2014 la CNH publicó los Instructivos que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán observar para proporcionar la información relacionada con los recursos contingentes y prospectivos de la Nación y del proceso exploratorio mediante la Resolución CNH.04.001/14. Lo anterior con el objeto de establecer las bases y procedimientos para la entrega de información relativa a los recursos prospectivos y contingentes de la Nación para su evaluación y seguimiento hasta su incorporación como reserva, para la ejecución de las actividades exploratorias, su proceso y su plan exploratorio, así como para poder evaluar el éxito exploratorio de las actividades y proyectos de exploración de hidrocarburos que realice PEMEX.
11
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Informe de labores 2014 - 2015
Los instructivos emitidos son los siguientes:
I. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán observar para proporcionar información relacionada con los resultados de los Recursos Contingentes. II. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán observar para proporcionar información relacionada con los resultados de los Recursos Prospectivos. III. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán observar para proporcionar información relacionada con la base de datos de Plays Convencionales. IV. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán observar para proporcionar información relacionada con la base de datos de Plays no Convencionales. V. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán observar para proporcionar información relacionada con la base de datos de oportunidades exploratorias. VI. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán observar para proporcionar información relacionada con la notificación de inicio de la perforación de pozos exploratorios. VII. Instructivo de notificación de terminación y resultado de pozos exploratorios. TABLA 5
A partir de la publicación de dichos instructivos, la CNH ha autorizado la perforación de 27 pozos exploratorios, descritos en la siguiente Tabla:
POZOS EXPLORATORIOS AUTORIZADOS, NO AUTORIZADOS Y DESECHADOS (ABRIL 2014- JUNIO 2015) Pozo
Resolución
Resolución
Licanto-1 CNH.01.001/15
Akal-301 CNH.E.05.001/14
Alaw-1 CNH.04.001/15
Arco-1 CNH.E.06.001/14
Mekpal-1 CNH.04.002/15
Teotleco-101 DL
Tleyotl-1 CNH.05.001/15
CNH.E.06.002/14
Japoka-1 CNH.11.003/14
Exploratus-1DL CNH.E.12.001/15
Lakach-114 CNH.E.07.001/14
Arco-1 (bis)
Lakach-114 (bis)
CNH.E.11.001/14
Cratos-1 CNH.E.03.001/15
Hem-1 CNH.E.08.001/14
Mirus-1 CNH.E.06.001/15
Jabonero-1 CNH.E.08.002/14
Suuk-1 CNH.E.06.002/15
Palmas Este-1
Suuk-1 (bis)
CNH. E.08.003/14
CNH.06.001/15
CNH.E.11.001/15
Barcodón Oeste-1 CNH. E.08.004/14
Astra-1 CNH.E.17.001/15
Zazil Ha-201
Nat-1DL CNH.E.17.002/15
CNH. E.11.002/14
Exploratus-101 CNH.E.11.004/14 Fuente: CNH.
13
Pozo
Jaatsul-1 CNH.11.002/14
Cratos-1 alterno
CNH.E.20.001/15
2.3 Estadísticas de eficiencia operativa A fin de dar cumplimiento al artículo 4° fracción IX de la LCNH, la CNH publica periódicamente en su portal de internet diversos reportes de indicadores. Su finalidad es dar seguimiento puntual al desempeño del sector y ofrecer a la comunidad petrolera, académicos y público en general, la información estadística oportuna de los principales resultados operativos en ma-
teria de exploración y extracción de hidrocarburos bajo la premisa de transparencia de la información. Actualmente, derivado de lo previsto en el artículo 89 de la LH, la Comisión continúo con la publicación periódica de indicadores de hidrocarburos, haciendo públicos los siguientes reportes a través de su página electrónica:
14
Informe de labores 2014 - 2015
El pozo Camaronero-301 (19 de diciembre de 2012) fue taponado por accidente mecánico durante la terminación; los pozos Vasto-1 (23 de febrero de 2015) y Cratos-1 (27 de mayo de 2015) fueron taponados por accidente mecánico durante la perforación respectivamente.
2,263
2,250
2,285
2,261
2,243
dic.-15
oct.-15
nov.-15
sep.-15
ago.-15
2,327
2,315
2,279 jul.-15
2,227
jun.-15
may.-15
2,331
2,329
2,328
2,319
2,201 abr.-15
mar.-15
2,257
6,187
6,142
6,276
6,234
6,213
6,434
6,320
6,383
6,202
6,399
6,447
dic.-15
oct.-15
sep.-15
ago.-15
jul.-15
jun.-15
may.-15
nov.-15
Producción de Nitrógeno (mmpcd) Gas a la atmósfera (mmpcd) Gas Natural4\
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
28
27
32
31
30
36
35
42
34
38
43
5
42
44 Nov
Dic
Programa (POT I)
No programados
Observado
1\
dic.-15
oct.-15
nov.-15
4
sep.-15
7 2
ago.-15
4
jul.-15
4
jun.-15
2
may.-15
4
Nitrógeno5\ Dioxido de carbono CO2 Pozos de Desarrollo, Total Nacional
44
44
4
Programados
*/ Se refiere al Programa Operativo Anual 2015 (POA-2015). **/ Información enero-junio de 2015. Serbal-1 es pozo de shale gas.
2,332
2,251
Real
Real
Real
Real
40 Ene
5
Real
1
ene.-15
Periodo de perforación Periodo de terminación
1 1
1
Programa*
ene.-13 mar.-13 abr.-13 may.-13 may.-13 jun.-13 jul.-13 ago.-13 sep.-13 oct.-13 nov.-13 dic.-13 ene.-14 feb.-14 mar.-14 abr.-14 may.-14 jun.-14 jul.-14 ago.-14 sep.-14 oct.-14 nov.-14 dic.-14 ene.-15 feb.-15 mar.-15 abr.-15 may.-15 jun.-15 En perforación En terminación
9
2
Real
28-ene.-15
20-mar.-13
Programa*
No Programados = 4
1-mar.-15
27-abr.-14
SERBAL 1
Real
24-mar.-15
24-feb.-14
KAYAB 101
Real
BATSIL 1
27-mar.-15
Programa*
7-ene.-15
28-may.-14
Real
23-may.-14
TSON 301
Programa*
23-mar.-15
Observado
(miles de barriles diarios)
Real
Terminados
MAXIMINO 1DL
Programa (POT I)
Programa vs. Observado
Programa*
4-dic.-14
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
Real
HEM 1
Programados = 5
4-abr.-15
Programa*
4-abr.-15
9-jul.-14
Real
10-ene.-15
CHEEK 1
Programa*
EXPLORATUS 101
Ku-Maloob-Zaap
Veracruz
Producción de Aceite en Chicontepec
28-may.-15
Programa*
9-mar.-15
No programados
*/ Se refiere al Programa Operativo Anual. **/ Información enero-junio de 2015.
Pozos Perforados 2015
Real
ALAW 1
Programados
No programados
*/ Se refiere al Programa Operativo Anual. **/ Información enero-junio de 2015.
43
2-oct.-13
abr.-15
Programados = 1 No Programados = 1
19-sep.-14
En terminación
abr.-15
Programados
13-may.-13
ESAH 1 NAK 1001
Programa*
NAVEGANTE 1DL
v
14
12
4 5
ene.-15
12-abr.-15
15 9
49
Programa vs. Observado
Acum. Anual Acum. Anual Acum. Anual Acum. Anual Acum. Anual 2011 2012 2013 2014 2015**
Acum. Anual Acum. Anual Acum. Anual Acum. Anual Acum. Anual 2011 2012 2013 2014 2015**
Real
LICANTO 1
13
24
41
Observado
(millones de pies cúbicos diarios)
44
5-may.-15
25
Programa (POT I)
Producción Nacional de Gas
feb.-15
MIZTON 101
No Programados = 5
53
20
Programa*
9-may.-15
54
67
Programa*
SUUK 1
2 3
10 Real
7-jun.-15
Programa*
NAT 1 DL
51
12
15
14
9 Real
0
45
70
Programa*
10
7-ene.-14
25
Real
9-feb.-14
XIKIN 1
23
22
Real
20
57
Programa*
16-sep.-14
49
Programa*
TSIMIN 3DL
30
Programa*
En perforación
40
Programa*
Programados = 8
28-oct.-14
TECOALLI 1001
50
Programa*
AKAL 301
80 70 60 50 40 30 20 10 0
60
Programa*
70
28-feb.-15
23-ene.-15
Real
80
5-abr.-15
Pozos Terminados 2011-2015
Real
19-abr.-15
MIRUS 1 CORFU 1
Real
MEKPAL 1
JAATSUL 1
Real
v
Pozos Perforados 2011-2015
Programa*
Periodo de perforación y terminación por pozo 2015
Programa*
FUENTE: Petróleos Mexicanos.
6,558
2015**
% Éxito*
/ A partir de 2007, Pemex adopta la definición de Éxito Exploratorio Comercial. */ Se calcula como pozos productores comerciales entre pozos terminados. **/ Información enero-junio de 2015. Los pozos no productivos incluyen a los pozos improductivos y a los pozos productores no comerciales. FUENTE: Anuario Estadístico de Pemex 2011 y Portal Interactivo Pemex-Sener.
Tasa de restitución por nuevos descubrimientos 1P
2,251
Perforados
2014
Terminados
Perforados
2013
a
Tasa de restitución total 1P
6,257
2012
Terminados
Perforados
2011
Pozos no productivos
16 8
22
Terminados
Perforados
2010
Pozos Productivos
Terminados
2015**
15 23
Producción Nac. Aceite (mbd) Cantarell Akal Otros Chicontepec (ATG) Ku-Maloob-Zaap Ku Maloob Zaap Otros Activo Litoral de Tabasco Crudo Ligero Marino Yaxché Tsimin-Xux Otros Región Sur Otros Producción Nac. Gas (incl. N2) (mmpcd) Burgos Cantarell Akal Otros Ku-Maloob-Zaap Ku Maloob Zaap Otros Veracruz Chuc Chicontepec (ATG) Otros
mar.-15
2009
40
(miles de barriles diarios)
feb.-15
2008
16 21
2014
Producción por Proyecto
Programa vs. Observado
ene.-15
2007
36
Terminados
2014
17 16
Perforados
7%
2013
32
Terminados
8%
2012
Perforados
10%
2011
16 23 Terminados
11%
40
Indicadores Mensuales
Producción Nacional de Aceite
mar.-15
2010
Perforados
17%
4
Perforados
29 Terminados
2009
5
33%
46
71
27
Perforados
28%
2008
2007
38
68
26
Perforados
25% 11%
23
49
Terminados
67%
Terminados
68%
50%
5
44%
39%
86%
77%
72%
42%
104%
101%
44%
61%
57%
48%
6,668
59%
53%
Reporte de Indicadores de Extracción Al 28 de junio de 2015
Indicadores de Interés
6,586
Histórico de pozos 2007-2015a
feb.-15
Tasa de restitución 2007-2014
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
INDICADORES DE EXTRACCIÓN. El objetivo principal es reportar semanalmente la producción de aceite y gas de los principales proyectos, así como la producción de nitrógeno y gas a la atmósfera y el número de pozos operando.
6,471
Reporte de Actividad Exploratoria Junio de 2015
6,676
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Programa*
REPORTE DE ACTIVIDAD EXPLORATORIA. Su principal objetivo es dar seguimiento a la perforación y terminación de pozos exploratorios, con el fin de mostrar la evolución en el éxito exploratorio y la restitución de reservas por nuevos descubrimientos.
En materia de extracción se publican diversos reportes, entre los cuales se encuentran:
6,584
En materia de exploración se publica mensualmente:
2015 1\
Jun
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
2,506 354 198 156 56 865 229 313 314 9 303 146 99 58 0 482 446 6,460 1,177 1,050 977 73 504 244 125 133 2 443 451 154 2,680 695
2,501 356 202 154 53 863 226 316 311 9 307 143 98 67 0 481 440 6,545 1,199 1,065 992 73 534 275 122 135 2 441 453 155 2,698 720
2,469 353 199 154 52 853 229 315 299 9 302 141 95 66 0 475 434 6,563 1,197 1,093 1,019 74 541 290 114 135 2 440 451 153 2,687 727
2,478 349 193 156 50 860 225 318 308 9 308 145 98 65 0 476 436 6,553 1,198 1,101 1,027 74 549 292 116 140 2 445 452 149 2,658 735
2,490 345 189 156 48 863 220 322 311 9 315 143 108 64 0 481 438 6,492 1,204 1,105 1,032 73 547 298 113 134 2 456 431 149 2,600 739
2,436 325 184 142 48 841 209 318 304 9 319 137 108 73 0 471 431 6,527 1,214 1,127 1,060 67 575 315 121 137 2 461 421 148 2,580 812
2,388 310 184 127 47 839 204 322 304 9 326 128 106 92 0 453 413 6,504 1,222 1,112 1,050 62 579 316 125 136 2 471 401 148 2,571 806
2,415 318 177 141 47 853 199 336 307 11 335 127 103 104 0 451 411 6,576 1,233 1,114 1,046 68 607 292 146 166 2 469 395 147 2,612 818
2,390 302 167 135 47 858 204 337 307 10 331 122 104 105 0 441 411 6,457 1,231 1,104 1,040 64 584 291 141 149 2 469 368 148 2,553 810
2,363 292 154 138 47 861 198 347 307 8 331 120 107 105 0 408 424 6,498 1,263 1,104 1,038 65 611 313 150 147 2 469 393 148 2,511 818
2,363 284 146 138 45 862 189 365 300 8 334 117 105 111 0 408 430 6,528 1,261 1,120 1,055 66 624 327 152 143 2 452 400 147 2,523 808
2,353 271 133 139 45 864 187 369 299 9 334 116 107 111 0 404 436 6,678 1,252 1,278 1,215 63 596 312 144 138 2 446 400 146 2,559 797
2,251 259 120 139 44 790 174 333 273 9 333 112 99 122 0 398 426 6,584 1,229 1,329 1,265 64 469 249 105 113 2 441 395 146 2,575 736
2,332 258 117 140 44 867 184 368 306 9 337 107 104 126 0 397 429 6,676 1,226 1,354 1,290 64 529 275 129 123 2 431 407 147 2,581 940
2,319 249 112 137 43 867 180 368 307 12 340 103 106 131 0 393 428 6,558 1,210 1,254 1,190 64 546 260 156 129 2 417 405 148 2,579 884
2,201 240 102 138 43 859 171 379 298 11 338 110 111 117 0 392 328 6,257 1,177 1,253 1,189 64 572 279 160 132 2 405 231 146 2,472 891
2,227 240 101 139 42 860 174 374 302 11 341 110 109 122 0 390 354 6,202 1,084 1,256 1,193 63 534 243 158 131 2 399 264 146 2,519 882
2,257 233 N/D N/D 42 860 N/D N/D N/D N/D N/D 110 N/D N/D N/D N/D N/D 6,399 1,115 1,365 N/D N/D 519 N/D N/D N/D N/D 396 291 N/D N/D 881
212 176
210 176
213 180
247 212
250 216
298 249
355 280
406 314
330 232
432 311
437 323
360 278
293 243
329 266
434 275
754 538
663 474
1,032 555
26
24
23
26
26
40
66
82
88
111
105
73
40
53
149
207
179
477
10
10
10
9
9
9
9
10
9
9
9
10
10
10
10
10
9
N/D
(1 al 28)
56 43 44 39 40 50 51 43 44 33 34 39 21 15 27 27 31 9,754 9,705 9,715 9,608 9,533 9,398 9,383 9,463 9,505 9,508 9,579 9,550 9,500 9,490 9,529 9,380 9,409
Perforados2\ y 6\ En operación Activo Integral Cantarell Perforados2\ En operación Chicontepec (ATG) Perforados2\ En operación Sin producción3\
2 216
1 231
1 225
1 234
0 233
0 223
3 222
3 228
0 228
0 235
0 231
2 226
0 219
0 211
0 205
0 203
3 201
450 400 350 300 250 200 150 100
N/D N/D N/D N/D
2 0 2 0 4 5 5 5 6 6 4 3 2 1 4 9 7 2,652 2,605 2,606 2,586 2,525 2,493 2,444 2,457 2,432 2,439 2,448 2,414 2,359 2,353 2,362 2,333 2,303 1,321 1,368 1,369 1,389 1,454 1,491 1,545 1,537 1,568 1,567 1,562 1,599 1,656 1,663 1,658 1,696 1,733
N/D N/D N/D
Los indicadores de junio de 2015 son preliminares (Portal Interactivo PEP-SENER). 2\ La columna "Observado Ene-Dic" corresponde a la suma de pozos perforados durante este periodo. 3\ Estimado con base en información presentada por PEP a la CNH. 4\ El gas natural que se reporta en junio de 2015 incluye CO2.
*/ Se refiere al Programa Operativo Anual 2015 (POA-2015). **/ Información enero-junio de 2015.
FUENTE: Portal Interactivo Pemex-Sener 27/jul/2015.
5\
El nitrógeno observado en junio de 2015 incluye nitrógeno usado para el bombeo neumático. Los pozos taponados por accidente mecánico en la perforación no se contabilizan como pozo perforado. Las cifras pueden no coincidir por el redondeo.
6\
Fuentes: BDI (al 03/juL/15), Portal Interactivo PEP-SENER (al 28/jun/15).
SEGUIMIENTO A LA EXPLORACIÓN DE ACEITE Y GAS EN LUTITAS. Este reporte presenta los recursos prospectivos de aceite y gas en lutitas por provincia petrolera, información sobre los pozos exploratorios, las reservas identificadas en los campos, así como su producción.
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Seguimiento a la exploración y extracción de aceite y gas en lutitas Junio de 2015
5,758
5,679
5,575
6,534
6,337
5,913
5,676
6,289
5,915
5,356
4,818
4,573
4,498
4,423
2012
2013
2014
2015*
5,679
5,758
5,575
2011
2010
2009
5,676
2008
2007
2006
2005
2003
2004
6,534
6,337
5,913
6,289
5,356
4,818
4,573
4,498
5,915
Gas No Asociado
2014
2013
2015*
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
0
2004
1,000
Gas Asociado
Gas Natural por Activo
5,679
5,758
5,575
2013
2014
2015
6,534
6,337
5,913
5,676
2012
2010
2011
2009
4,000
6,289
7,000
5,915
(millones de pies cúbicos diarios )
2
6,000
3,000
Burgos Samaria-Luna Ku-Maloob-Zaap
2011
2012
2013
2014
2012
2013
2014
Veracruz Litoral de Tabasco Abkatún-Pol-Chuc
Litoral de Tabasco 17%
2015
Burgos 21% Gas No Asociado
Ku-MaloobZaap 8%
30%
Gas Abkatún-Pol- Asociado Chuc 70% 8% Macuspana Muspac 7%
Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
2015
Fuente: Petróleos Mexicanos: Base de Datos Institucional. Información de Reservas enviada a la CNH. Información del portal PEMEX-SENER. La información de producción de crudo para Anhelido* se reporta como no disponible en la BDI a partir de febrero de 2014, en el caso del gas natural, se reporta como no disponible de febrero a julio de 2014 y la de enero de 2015 en adelante.
2013
2014
Macuspana - Muspac Cantarell Otros
Distribución del Gas Natural por Activo
Habano
7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0
2007
0
2006
1,000
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
Diciembre
Noviembre
Enero
Agosto
Octubre
2014
4,423
2,000
Producción de gas (mmpcd)
Percutor
Septiembre
Octubre
4,000 3,000
Emergente
2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 Diciembre
Noviembre
Septiembre
Julio
Agosto
Junio
Abril
5,000
2,000
2014
Anhélido*
Mayo
6,000
2005
3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0
Producción de gas (mmpcd)
Marzo
Improductivo seco
1
7,000
Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
millones de pies cúbicos diarios
Enero
Octubre
Diciembre
Noviembre
Septiembre
Julio
Agosto
Junio
Abril
Mayo
Marzo
Febrero
2013
2013
Productor comercial de aceite y gas
3P (mmmpc) 111.4 97.5 39.8
8
Gas Natural por Tipo (millones de pies cúbicos diarios)
5,000
Anhélido* 350 300 250 200 150 100 50 0
1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0
Productor comercial de gas seco
0
5,356
Producción de aceite (bd)
2
1,000
4,818
4.5 6.5 2.3
2
Productor comercial de gas y condensado
2,000
4,573
(mmmpc)
Productor no comercial de gas y condensado
3,000
2008
1P
Gas 2P (mmmpc) 29.7 31.5 12.8
2
Producción de Gas Natural1\
4,000
2004
3P (mmb) 0.0 0.0 5.3
Productor no comercial de gas seco
5,000
2003
Aceite 2P (mmb) 0.0 0.0 1.7
1
2002
Reservas remanentes de aceite y gas 2014
Productor no comercial de gas húmedo
4,498
1P (mmb) 0.0 0.0 0.3
Coahuila Coahuila Coahuila Coahuila Coahuila Nuevo León Tamaulipas Coahuila Nuevo León Tamaulipas Nuevo León Coahuila Nuevo León Nuevo León Tamaulipas Nuevo León Tamaulipas Tamaulipas
Productor comercial de gas seco Productor comercial de gas seco Productor comercial de gas y condensado Productor no comercial de gas y condensado Improductivo seco Productor comercial de gas seco Productor comercial de aceite y gas Productor comercial de gas y condensado Productor comercial de gas seco Productor comercial de gas seco Productor comercial de gas seco Productor no comercial de gas y condensado Productor comercial de gas seco Productor no comercial de gas seco Improductivo seco Productor no comercial de gas seco Productor comercial de gas seco Productor no comercial de gas húmedo
6,000
4,423
Campo
Hidalgo Progreso Hidalgo Guerrero Nava Anáhuac Cruillas Hidalgo Anáhuac Burgos China Guerrero Melchor Ocampo Los Herreras Burgos Los Ramones Burgos Cruillas
Resultado
2003
17-feb-11 30-mar-12 15-abr-12 30-abr-12 30-jun-12 07-jul-12 28-dic-12 30-mar-13 05-jul-13 23-nov-13 31-dic-13 22-dic-13 31-dic-13 21-may-14 11-jun-14 08-ago-14 28-sep-14 28-ene-15
Entidad Federativa
Municipio
2002
4,071 3,436 3,770 3,200 2,850 4,007 3,945 3,705 4,250 4,900 4,426 3,793 4,404 4,199 4,156 4,100 4,598 4,750
Intervalo Productor (mts) 3,618-3,670 3,330-3,390 3,703-3,643 3,155-3,080 2,806-2,737 3,878-3,825 2,847-2,922 3,560-3,645 4,155-4,215 4,821-4,865 4,320-4,400 3,690-3,740 4,292-4,364 4,110-4,160 4,030-4,094 3,922-4,013 4,502-4,560 4,620-4,715
4,679
EMERGENTE 1 PERCUTOR 1 HABANO 1 MONTAÑES 1 NOMADA 1 ARBOLERO 1 ANHELIDO 1 CHUCLA 1 DURIAN 1 NUNCIO 1 TANGRAM 1 GAMMA 1 KERNEL 1 BATIAL 1 MOSQUETE 1 NERITA 1 CEFIRO 1 SERBAL 1
Terminación
4,511
Prof. Total (mts)
7,000
2002
Pozos exploratorios de aceite y gas en lutitas terminados Pozo
Producción de Gas Natural
(millones de pies cúbicos diarios )
2001
18
2000
Pozos explotarios terminados
4,679
TampicoMisantla 34.7 58%
4,511
Burgos MZ 10.8 18%
2001
Aceite 31.9 53%
Reporte de Producción de Gas Natural en México Junio de 2015
Indicadores de Interés
2000
Gas 28.3 47%
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
4,679
PCE mmmbpce 34.7 10.8 13.9 0.8 60.2
REPORTE DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL. La finalidad es mostrar mensualmente la producción de gas natural sin incluir nitrógeno. Se presenta la producción de gas sin incluir nitrógeno, dividida por tipo de gas para los principales activos.
4,511
Tampico-Misantla Burgos MZ Sabinas-Burro-Picachos Veracruz Total Shale
Gas mmmmpc 20.7 53.8 67.0 0.0 141.5
Total de pozos exploratorios
Veracruz 0.8 1%
2001
Aceite mmmb 30.7 0.0 0.6 0.6 31.9
Provincia petrolera
SabinaBurroPicachos 13.9 23%
60.2 mmmbpce
Recursos Prospectivos Documentados
2000
Provincias petroleras y pozos perforados
EMERGENTE HABANO ANHELIDO
15
Página 1 de 2
2015
Veracruz 7% Macuspana Muspac 1% Cantarell 12%
Otros 11%
SamariaLuna 7%
Otros 0.6%
Producción Nacional (mmpcd) Gas No Asociado Burgos2\ Veracruz Macuspana - Muspac Otros Gas Asociado Litoral de Tabasco Abkatún-Pol-Chuc Samaria-Luna Macuspana - Muspac Cantarell Ku-Maloob-Zaap Otros Producción de Gas Natural por Activo1\ Producción Nacional (mmpcd) Burgos Litoral de Tabasco Abkatún-Pol-Chuc Samaria-Luna Macuspana - Muspac Veracruz Cantarell Ku-Maloob-Zaap Bellota-Jujo Aceite Terciario del Golfo Cinco Presidentes Poza Rica-Altamira
Indicadores Mensuales
2013
2014
2015
I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Anual 5,769 5,558 5,635 5,754 5,679 5,808 5,762 5,701 5,761 5,758 5,848 5,736 5,674 5,366 5,320 5,511 5,575 1,914
1,784
1,717
1,639 1,763
1,612
1,624
1,803
1,805 1,712 1,759 1,749 1,711 1,666 1,568 1,594 1,674
1,275 541 78 20 3,855
1,205 491 71 17 3,774
1,147 474 71 24 3,918
1,080 1,176 450 489 77 74 32 23 4,115 3,916
1,059 432 81 39 4,197
1,065 445 83 31 4,137
1,229 458 79 37 3,898
1,258 1,154 1,229 1,226 1,210 1,177 1,084 1,114 1,173 441 444 426 416 402 389 383 380 399 66 77 64 66 62 67 68 70 66 40 37 40 40 37 34 33 31 36 3,956 4,046 4,088 3,987 3,964 3,700 3,752 3,917 3,901
748 560 577 450 405 342 772
718 571 508 438 375 379 785
733 580 533 426 412 418 816
815 610 566 436 523 453 793
793 585 556 420 564 464 757
865 507 518 401 541 475 592
790 606 548 449 423 479 819
748 579 541 441 404 405 798
Indicadores Mensuales por Activo
896 513 456 397 609 485 598
843 553 523 413 560 469 684
965 521 433 404 817 354 595
974 534 420 402 620 432 605
977 529 415 401 593 442 607
907 309 412 405 595 457 615
962 344 405 403 585 434 621
963 406 411 402 686 424 625
958 440 416 403 650 424 611
2013 2014 2015 I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Anual 5,769 5,558 5,635 5,754 5,679 5,808 5,762 5,522 5,770 5,758 5,848 5,736 5,674 5,366 5,320 5,511 5,575 1,377 1,309 1,264 1,199 1,287 1,191 1,205 1,065 1,252 1,221 1,229 1,226 1,210 1,177 1,084 1,114 1,173 748 718 733 790 748 815 793 865 896 843 965 974 977 907 962 963 958 560 571 580 606 579 610 585 507 513 553 521 534 529 309 344 406 440 577 508 533 548 541 566 556 518 467 523 433 420 415 412 405 411 416 528 509 497 526 515 517 503 484 466 491 468 468 463 472 471 472 469 546 496 480 457 495 442 454 456 459 455 441 431 417 405 399 396 415 405 375 412 423 404 523 564 541 609 560 817 620 593 595 585 686 650 342 379 418 479 405 453 464 475 485 469 354 432 442 457 434 424 424 286 288 299 312 296 276 241 220 214 238 216 224 224 225 228 230 224 168 171 168 161 167 154 149 148 147 150 146 147 148 146 146 144 146 120 126 134 137 129 151 148 146 162 153 159 158 157 159 163 164 160 112 107 117 114 112 110 101 98 99 103 99 101 101 102 102 102 101
Indicadores Anuales
Producción Histórica1\ Producción Nacional (mmpcd)
2000 4,679
2001 4,511
2002 4,423
2003 2004 4,498 4,573
2005 4,818
2006 5,356
2007 5,915
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* 6,289 6,534 6,337 5,913 5,676 5,679 5,758 5,575
Gas No Asociado Burgos2\ Veracruz Macuspana - Muspac Otros Gas Asociado
1,299
1,272
1,305
1,379 1,563
1,864
2,266
2,613
2,599 2,550 2,458 2,171 1,910 1,763 1,712 1,674
1,003 148 134 14 3,380
990 136 131 15 3,239
1,007 154 122 23 3,118
1,031 1,095 205 314 117 132 27 23 3,119 3,010
1,217 499 126 21 2,954
1,330 723 153 60 3,090
1,412 921 183 97 3,302
1,383 1,515 1,459 1,310 1,206 1,176 1,154 1,173 956 807 816 714 599 489 444 399 190 178 136 113 82 74 77 66 70 50 47 33 24 23 37 36 3,690 3,984 3,879 3,742 3,766 3,916 4,046 3,901
Litoral de Tabasco Abkatún-Pol-Chuc Samaria-Luna Macuspana - Muspac Cantarell Ku-Maloob-Zaap Otros
128 692 524 812 567 170 488
115 621 513 743 640 154 454
100 520 497 736 704 127 433
223 432 438 490 761 167 443
344 513 463 408 718 203 443
448 544 518 351 802 212 427
87 494 460 717 786 154 420
146 456 411 606 789 158 442
454 569 572 369 999 273 454
531 580 679 413 959 327 495
578 594 715 444 675 332 542
649 559 652 458 490 331 603
736 524 624 461 403 330 690
748 579 541 441 404 405 798
843 553 523 413 560 469 684
958 440 416 403 650 424 611
* El promedio de 2015 es al mes de junio de 2015. No incluye Nitrógeno. 2\ Solamente incluye al gas no asociado de Burgos. Por lo tanto, la producción del Activo Burgos no coincide con esta serie ya que ésta última incluye producción de gas asociado. Las cifras pueden no coincidir por el redondeo. Fuente: Base de Datos Institucional (BDI) de Pemex (27/jul/2015). 1\
16
Informe de labores 2014 - 2015
0.4%
0.7%
0.6%
1.3%
0.3%
1.1%
1.5%
2.7%
4.1%
4.9%
0.3% -1.8% -0.8% 2.4%
0.6%
6.9%
1.3%
7.4
4.9
8.0
6.5
13.7
2.9
10.3
13.7
25.1
37.5
43.5
0.4
4.6
5.0
0.2
(Miles de barriles diarios)
300
2015
-0.6
1.6
(Miles de barriles)
35,000 30,000
250
200
2007 27,340
25,000
150
50
2008 26,610
2009 25,669
Capacidad nominal de almacenamiento de petróleo crudo
20,000
100
2013 27,445
2012 24,238
2011 23,603
2010 23,267
2015**
2014 26,934
15,000
0
10,000
Diferencia total
Movimientos de inventarios de aceite en PEP
Capacidad nominal de almacenamiento de petróleo crudo
sep.-14
ene.-15
may.-15
may.-14
ene.-14
sep.-13
may.-13
sep.-12
ene.-13
may.-12
ene.-12
sep.-11
sep.-09
ene.-10
may.-10
sep.-08
ene.-09
may.-09
sep.-07
ene.-08
may.-08
ene.-07
may.-07
0
ene.-11
Existencias de crudo5/
5,000
-150
may.-11
-100
sep.-10
-50
-200
-1.2
Existencias de crudo y Capacidad de Almacenamiento5\
Existencias de crudo
Notas: 1\
Promedio móvil a seis meses de las diferencias entre la producción nacional de aceite y el volumen de aceite distribuido (Exportación+Refinación). Aceite entregado a "Refinación", a "Maquila", a la "Cangrejera" y a "La Venta" del Balance de distribución de crudo. 3\ Diferencia entre el volumen de aceite producido y distribuido como porcentaje de la producción. 4\ Diferencias = (volumen de aceite producido - volumen de aceite distribuido); Movimiento de inventarios de aceite de PEP de BDI (Serie #1265550). La variación en los inventarios refleja la diferencia entre el nivel de inventarios de cierre con respecto al nivel inicial. 5\ Existencias de crudo, consultado en BDI (Serie #10267). 6\ Crudo enviado a terminales de exportación. 7\ Las cifras se modificaron de acuerdo a la actualización de la Base de Datos Institucional de Pemex. * Promedio anual excepto para la diferencia anual en mmb. ** Se supone al menos la misma capacidad de almacenamiento del 2014 para el 2015. mbd = miles de barriles diarios mmb = millones de barriles Las cifras pueden no coincidir por el redondeo. 2\
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INDICADORES OPERATIVOS DE LOS CAMPOS KU, MALOOB Y ZAAP DEL ACTIVO KU-MALOOB-ZAAP. Este reporte brinda información mensual referente la producción de aceite, gas y agua, la relación Gas-Aceite (RGA) y velocidad de avance del contacto Gas-Aceite, la actividad física de los pozos y el manejo de los pozos cíclicos, el espesor de la ventana de aceite, la presión, la distribución de los pozos operando del principal activo de producción de aceite del país.
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS Reporte Operativo de los campos Ku Maloob y Zaap del Activo de producción Ku Maloob Zaap /1 a junio de 2015 Mapa de los campos Ku Maloob y Zaap
Espesor de la ventana de aceite y velocidad de avance del CGA* por campo
Cam po
Espesor /2 (metros) máx. min.
Velocidad promedio de avance del CGA (mv/año) 2009
2010
/3
2011
2012
2013
2014
2015
KU
83
39
54
31
31
34
18
MB
533
188
33
30
26
40
67
22
22
ZP
350
256
22
31
40
14
46
46
39
jul 830 577 1.4 173
ago 842 604 1.9 174
2014 sep 848 582 1.8 176
oct 853 609 1.6 178
83
25
9 # # #
Prom. 2000-2009 409 193 0.3 69
2010 829 330 1.2 140
Anual 2011 2012 2013 834 847 855 330 328 403 1.4 1.3 1.5 142 157 172
2014 848 569 1.7 175
2015 /8 840 526 1.8 176
Producción 2000-2015
Histórico
702 514 394 570 533 516 569 577 604 582 609 622 595 527 544 319 285 247 467 242 288 301 403 272 326 330 330 328 168 152 125 153 158 166 201 211
Gas (mmpcd)
nov 854 622 1.7 178
dic 855 595 2.1 179
ene 781 467 1.3 176
feb 858 527 1.4 177
2015 mar 855 544 3.1 180
abr 848 570 1.3 176
may 850 533 1.5 171
jun 848 516 2.4 173
nov 1,731 382 449 835
dic 1,750 362 492 829
ene 1,526 312 422 717
feb 1,455 354 445 700
2015 mar 1,367 396 431 703
abr 1,573 393 471 766
may 1,275 386 458 648
jun 1,243 399 446 638
Relación Gas/Aceite observada por campo, promedio de los pozos (pc/bl) (Histórico y últimos 12 meses) Campo Ku Maloob Zaap Total
2 3 4 5
Prom. 2000-2009 534 283 246 452
2010 520 268 365 396
Anual 2011 2012 2013 553 548 754 270 275 356 349 349 357 394 390 491
2014 1,381 366 446 717
2011
2012 2013 2014
2015
Campo
121 125 125 125
120 125 124 123
117 123 125 122
Ku Maloob Zaap Total
2015 /8 1,407 373 445 696
Presión por campo /5 (kg/cm2) Campo Ku Maloob Zaap Total
Prom. 2001-2010 138 150 148 142
jul 1,526 370 417 746
ago 1,458 385 510 771
2014 sep 1,374 378 479 727
oct 1,554 388 514 794
Variación anual de la presión por campo (%) 120 130 128 126
120 130 130 127
Acum. 2001-2010 -19.8% -24.0% -25.2% -20.2%
2011
2012
2013
2014
2015
-1.7% 1.8% 0.6% 1.0%
-0.9% 0.1% -1.2% -1.5%
0.3% 3.3% 3.5% 2.4%
0.0% 0.4% 1.6% 0.7%
-2.2% -5.7% -3.7% -3.9%
Acum. 2001-2015 -23.4% -24.2% -24.8% -21.4%
Distribución de pozos operando durante el mes de junio 2015 y su distancia respecto al contacto Gas-Aceite promedio en cada campo 2,200 2,400 2,600
2,800 3,000 3,200
Ku Pozos operando = 46 arriba del CGA= 8 abajo del CGA= 38
Maloob Nivel promedio del CGA = 2,920 mv
Pozos operando = 72 arriba del CGA= 0 abajo del CGA= 72
Concepto Cierres Reaperturas
Cima del pozo
Base del pozo
Ene 6 2
Feb Mar Abr May 2 4
7 6
10 6
2 4
Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Total 30 28
3 6
Terminaciones y Reparaciones Mayores de pozos 2015 (núm.) Ene 1 1
Feb Mar Abr May 0 0 1 1 3 2 2 2
Jun 1 3
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Total 4 13
/7
Nivel promedio del CGA /9 = 2,960 mv * Varía en 3 zonas: Este, Oeste A y Oeste B
3,400 3,600
Agua (mbd)
/1 Ku, Maloob y Zaap son los principales campos del activo de producción Ku Maloob-Zaap. La información fue proporcionada por Pemex Exploración y Producción mediante reportes de seguimiento mensual (27-juLio-2015). /2 Espesor del yacimiento cretácico de los campos Ku, Maloob y Zaap en el mes del reporte. /3 No se cuenta con información de la velocidad de avance del CGA en 2010, por lo que fue calculada con los datos disponibles de 2009 y 2011. /4 La información de producción 2000-2009 tiene como fuente la Base de Datos Institucional de Pemex (BDI). /5 La presión por campo considera únicamente la información del yacimiento cretácico. /6 Los pozos cíclicos son aquellos que presentan una alta RGA, un alto % de agua y/o sal o problemas de presión, y por ello son cerrados para repararse y reabrirse más adelante. /7 La distancia que determina si un pozo está sobre o debajo del CGA, se mide con relación a su cima y al promedio aproximado del nivel del CGA del campo (en Maloob hay 3 zonas con niveles diferentes de CGA), por lo que la distancia al pozo es referencial. /8 2015 corresponde al promedio al mes de mayo.
Cierre y reapertura de pozos cíclicos 2015 /6 (núm.)
Actividad Terminaciones Rep. mayores 2,000
2015
2014
834 847 855 848 830 842 848 853 854 855 781 858 855 848 850 848 801 829
Aceite (mbd)
Producción observada y pozos operando /4 (Histórico y últimos 12 meses) Campos Ku, Maloob y Zaap Aceite (mbd) Gas (mmpcd) Agua (mbd) Pozos Oper. (núm.)
/9
1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
jun.-15
0.6%
4.9
Dic
abr.-15
0.4%
5.1
Nov
mar.-15
0.4%
7.8
Diferencias y movimiento de inventarios de aceite de PEP4\
Oct
may.-15
0.7%
9.4
Diferencia anual/mensual (mmb)
Sep
dic.-14
0.8%
(producción - distribución)
Ago
feb.-15
Prom* 2,262 2,234 1,066 1,168 27.7
Refinación2\ Exportación6\ Diferencia diaria (mbd) Diferencia porcentual
ene.-15
2,247 2,092 1,076 1,016 154.4
oct.-14
Jun
2,227 2,213 1,108 1,105 14.0
nov.-14
May
2,201 2,149 1,066 1,083 52.0
Mar7\ 2,319 2,338 1,103 1,235 -19.0
sep.-14
Abr
2,332 2,375 1,030 1,345 -42.9
2014
Feb
2,251 2,245 1,010 1,235 5.7
ago.-14
Ene
2,429 2,310 1,161 1,149 119.2
2013
2014
2,522 2,420 1,229 1,190 102.7
jul.-14
2013
2,548 2,479 1,211 1,268 68.6
2012
2012
2,553 2,515 1,172 1,343 37.4
2011
2011
2,577 2,549 1,191 1,358 28.3
2010
2010
2,601 2,594 1,362 1,232 8.0
2009
2009
2,792 2,754 1,347 1,407 37.4
2008
2008
3,076 3,058 1,356 1,701 17.9
Zaap Pozos operando = 55 arriba del CGA= 4 abajo CGA= 51
Nivel promedio del CGA = 3,084 mv
ZAAP-2032 ZAAP-108 ZAAP-2031 ZAAP-106 ZAAP-116D ZAAP-32 ZAAP-114D ZAAP-12 ZAAP-34 ZAAP-103 ZAAP-50 ZAAP-3D ZAAP-29D ZAAP-1003 ZAAP-33D ZAAP-16 ZAAP-24 ZAAP-27 ZAAP-25D ZAAP-30 ZAAP-41 ZAAP-8 ZAAP-128 ZAAP-6D ZAAP-22 ZAAP-25 ZAAP-2051 ZAAP-38 ZAAP-48 ZAAP-36 ZAAP-22D ZAAP-4 ZAAP-210 ZAAP-28 ZAAP-2 ZAAP-26 ZAAP-27D ZAAP-18 ZAAP-10 ZAAP-23D ZAAP-58 ZAAP-95 ZAAP-19 ZAAP-35 ZAAP-44 ZAAP-43 ZAAP-31D ZAAP-126 ZAAP-21 ZAAP-208 ZAAP-14 ZAAP-15 ZAAP-20 ZAAP-5D ZAAP-110D
2007
3,256 3,234 1,445 1,789 21.8
2007
2006
3,333 3,320 1,487 1,833 13.5
2006
2005
3,383 3,363 1,489 1,874 20.2
2005
2004
3,371 3,358 1,509 1,848 13.3
2004
2003
3,177 3,163 1,447 1,716 14.0
2003
2002
3,127 3,106 1,349 1,757 21.4
2002
2015 Jul
2001
3,012 2,986 1,367 1,620 25.6
2001
2.4% 0.6%
Abr
Jun
May
Feb
0.3% Ene
Indicadores Mensuales
2000
Producción (mbd) Distribución (mbd)
2000
Indicadores Anuales Producción y distribución de aceite
INDICADORES OPERATIVOS DEL CAMPO AKAL DEL ACTIVO DE PRODUCCIÓN CANTARELL. El objetivo es monitorear las condiciones operativas del campo Akal, el cual es el principal campo en el Activo de Producción Cantarell, donde se explota aceite pesado y gas asociado, este reporte brinda información mensual referente la producción de aceite, gas y agua, la relación Gas-Aceite (RGA) y velocidad de avance del contacto Gas-Aceite, la actividad física de los pozos y el manejo de los pozos cíclicos, el espesor de la ventana de aceite, la presión, la distribución de la posición de los pozos operando.
KU-409 KU-469 KU-478 KU-458 KU-339 MALOOB-421 MALOOB-413 KU-427 MALOOB-423D KU-415 KU-487 KU-407 KU-97 MALOOB-429D MALOOB-412 MALOOB-357 MALOOB-454 MALOOB-438 KU-467 MALOOB-447 MALOOB-429 KU-405 MALOOB-406 MALOOB-428D MALOOB-456 MALOOB-427D MALOOB-425 MALOOB-432 MALOOB-50 MALOOB-403 MALOOB-424 MALOOB-431 MALOOB-437 MALOOB-411 MALOOB-426 MALOOB-419 MALOOB-207 MALOOB-449 MALOOB-457 MALOOB-423 MALOOB-421D MALOOB-455D MALOOB-435D MALOOB-329D MALOOB-451 MALOOB-417 MALOOB-405D MALOOB-476 MALOOB-402 MALOOB-415D MALOOB-433D MALOOB-379 MALOOB-414 MALOOB-51 MALOOB-416 MALOOB-492D KU-445 MALOOB-441 MALOOB-401D MALOOB-205 MALOOB-434 MALOOB-418 MALOOB-494D MALOOB-404 MALOOB-233 MALOOB-337 MALOOB-442 MALOOB-359 MALOOB-403D MALOOB-343 MALOOB-408 MALOOB-309D
6.9% 4.9%
1.5%
2014
2013
1.3%
1.1%
2011
2010
0.7%
0.3% 2009
2008
0.6%
0.6% 2007
0.4%
0.4%
2006
2005
2004
2003
0.8%
0.7%
0.4% 2002
0.0%
-2.0%
-0.8% Mar
Tendencia
-1.8%
Promedio móvil
-1.0%
2001
1.0%
0
2000
2.0%
20
ene.-00 jun.-00 nov.-00 abr.-01 sep.-01 feb.-02 jul.-02 dic.-02 may.-03 oct.-03 mar.-04 ago.-04 ene.-05 jun.-05 nov.-05 abr.-06 sep.-06 feb.-07 jul.-07 dic.-07 may.-08 oct.-08 mar.-09 ago.-09 ene.-10 jun.-10 nov.-10 abr.-11 sep.-11 feb.-12 jul.-12 dic.-12 may.-13 oct.-13 mar.-14 ago.-14 ene.-15 jun.-15
Refinación
3.0%
40
2015
2.7%
4.0%
60
Fuente: Base de Datos Institucional de PEP (BDI al 27/jul/2015). Reportes consultados: Producción de crudo por proyecto, Distribución de crudo y Capacidad de Almacenamiento de petróleo crudo.
SEGUIMIENTO DE LA QUEMA Y VENTEO DE GAS. En este reporte se puede monitorear mensualmente el seguimiento a los volúmenes de quema y venteo de gas en los Activos de gas asociado de Pemex.
4.1%
5.0%
100
2012
2,092 1,076 Jun
Abr
Mar
Feb
May
Ene
2014
2013
2012
6.0%
120
80
1,016
2,375
2,213
2,149
2,338 1,103
1,108
1,066
1,030 1,345
1,235
1,105
3,320
Exportación
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
7.0%
180
140
1,083
2,479
2,310
2,245
2,420
1,211
1,229
1,161
1,010 1,235
1,268
1,190
1,149
2,594
2,515
2,549 1,191
1,172
1,362
1,358
1,343
1,407
1,701
1,789
1,833
1,874
1,848
1,757
1,716
2015
-20 2002
0
2001
500
2000
1,000
1,620
1,500
(Miles de barriles diarios)
160
1,232
2,754 1,347
3,363
3,058
3,358
3,163
3,106
2,986
3,234 1,445
1,487
1,489
1,447
1,356
2,000
1,349
2,500
1,367
3,000
1,509
3,500
Diferencia porcentual entre producción y distribución3\
Promedio móvil de la diferencia 1\
(Miles de barriles diarios)
KU-66 KU-401 KU-42 KU-27 KU-55 KU-1293D KU-1299 KU-89 KU-62 KU-64 KU-288 KU-1293 KU-65 KU-1282 KU-69 KU-43 KU-41 KU-1277 KU-87D KU-60 KU-9 KU-83 KU-1273 KU-1280 KU-87 KU-83D KU-35 KU-22 KU-1278 KU-85 KU-61 KU-1297 KU-23 KU-1292 KU-26 KU-1001 KU-1271 KU-61D KU-84 KU-46 KU-128D KU-21 KU-84D KU-1272 KU-44 KU-1275
Reporte de Producción y Distribución de Aceite Junio de 2015
Distribución de aceite
Profundidad (mv)
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
ene.-07 mar.-07 may.-07 jul.-07 sep.-07 nov.-07 ene.-08 mar.-08 may.-08 jul.-08 sep.-08 nov.-08 ene.-09 mar.-09 may.-09 jul.-09 sep.-09 nov.-09 ene.-10 mar.-10 may.-10 jul.-10 sep.-10 nov.-10 ene.-11 mar.-11 may.-11 jul.-11 sep.-11 nov.-11 ene.-12 mar.-12 may.-12 jul.-12 sep.-12 nov.-12 ene.-13 mar.-13 may.-13 jul.-13 sep.-13 nov.-13 ene.-14 mar.-14 may.-14 jul.-14 sep.-14 nov.-14 ene.-15 mar.-15 may.-15
REPORTE DE PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN. Este reporte busca dar seguimiento mensual a la diferencia entre la producción y la distribución nacional de aceite, para mostrar la eficiencia operativa en la medición. Se presenta la producción de aceite y su distribución así como la diferencia entre ambas. También se muestran el movimiento de inventarios de aceite, las existencias de aceite y la capacidad de almacenamiento en las instalaciones de PEMEX.
Contacto Gas-Aceite
* Abreviaturas: CGA= Contacto Gas-Aceite, mv = metros verticales, mv/año = metros verticales por año, mbd= miles de barriles diarios, mmpcd= millones de pies cúbicos diarios, pc/bl = pies cúbicos por barril, núm.= número, kg/cm 2 = kilogramo por centímetro cuadrado. Página 1 de 2
17
18
Informe de labores 2014 - 2015
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS Seguimiento del Proyecto Aceite Terciario del Golfo Junio de 2015
Producción según principales campos 2007
2008
2009
2010
22.7 5.9 0.6 7.7 5.1 0.0 0.8 0.0 0.3 2.2 27.7
29.3 7.1 1.8 11.2 6.7 0.2 0.4 0.0 0.0 1.8 52.1
29.5 6.6 2.7 6.7 6.6 1.4 0.8 0.3 0.0 4.5 78.7
41.0 5.8 3.9 6.9 5.3 5.0 5.1 1.2 0.3 7.6 85.3
2014 2015 2012 2013 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Anual 52.8 68.6 66.2 55.8 53.5 52.3 50.1 48.5 48.1 46.9 47.0 46.8 46.6 45.1 44.8 48.8 44.3 43.8 42.8 42.7 42.1 41.0 42.8 5.5 5.5 6.2 6.5 6.8 6.7 6.5 6.7 6.6 6.7 7.2 7.3 7.8 7.5 7.3 7.0 7.1 6.5 6.8 7.2 7.5 7.4 7.1 9.8 12.3 10.8 9.0 8.3 7.9 7.2 6.7 6.6 6.1 5.9 5.9 5.5 5.8 5.9 6.7 5.9 6.0 5.9 5.4 5.1 5.0 5.6 6.4 8.8 7.5 7.1 6.8 6.9 6.9 6.3 5.8 5.3 4.9 5.3 5.3 5.2 5.1 5.9 5.1 5.0 4.8 4.5 4.5 4.5 4.7 6.0 5.6 6.2 5.6 5.4 5.0 4.6 4.3 4.1 4.1 3.9 4.1 4.3 3.9 3.9 4.4 4.0 4.2 4.4 4.5 4.4 4.2 4.3 4.0 3.9 4.5 4.2 4.0 4.1 3.6 3.4 3.3 3.3 3.4 3.7 3.9 3.9 3.6 3.7 3.4 3.6 3.5 3.6 3.4 3.2 3.5 6.7 8.8 7.0 4.9 4.7 4.9 4.9 4.9 4.7 4.4 4.4 4.0 3.7 3.5 3.5 4.4 3.5 3.1 3.0 3.3 3.0 3.0 3.2 2.8 4.5 5.3 4.0 3.7 3.6 3.5 3.3 3.8 4.0 4.1 4.1 3.9 3.4 3.0 3.7 3.6 3.7 3.1 2.9 2.6 2.4 3.0 1.6 4.7 3.6 3.5 3.8 3.6 3.4 3.4 3.7 3.9 3.7 3.6 3.6 3.2 3.1 3.5 2.7 2.7 2.6 2.6 2.5 2.4 2.6 10.0 14.4 15.1 10.8 9.9 9.7 9.4 9.5 9.5 9.0 9.5 8.9 8.6 8.8 9.2 9.4 8.7 9.0 8.8 8.7 9.1 8.8 8.8 111.9 148.8 167.0 154.4 154.8 153.5 149.5 149.0 148.0 148.1 147.5 148.5 147.5 147.4 146.3 149.5 146.3 147.5 147.7 146.2 145.9 144.3 146.3
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
-
289 -
794 1,079
438 505
465 178
642 356
132 498
622
237 721
426 744 513 584 286 50 23 1 0 1 0 2 7 7 6 6 12 8 0 3 5 3 8 0 4 1,063 688 319 431 505 73 0 2 3 1 5 7 7 7 10 10 8 6 7 0 0 0 0 0 0 1,014 1,554 2,029 2,575 2,790 2,652 2,605 2,606 2,586 2,525 2,493 2,444 2,457 2,432 2,439 2,448 2,414 2,508 2,359 2,353 2,362 2,333 2,303 2,266 2,329
Producción de Aceite3\ Participación Nacional -mbd/%-
2011
44 2% 2,218 98%
ATG Resto Nacional Producción de Gas3\ Participación Nacional -mmpcd/%-
146 2% 6,296 98%
Actividad Física en ATG Sep
Oct
Nov
Dic
Anual*
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Anual*
5 8
6 8
6 5
4 3
3 0
42 67
2 0
1 0
4 0
9 0
7 0
7 0
30 0
1,161 1,321 1,368 1,369 1,389 1,454 1,491 1,545 1,537 1,568 1,567 1,562 1,599 1,482 1,656 1,663 1,658 1,696 1,733 1,777 1,697 Productividad promedio por pozo
2015
* De 2008 a 2015, corresponde a la producción promedio anual de aceite por pozo en operación en Chicontepec; para 2015, se considera el promedio al mes de junio.
14 12
12
12
10
13
12 11
13
13
10 8
9
12
12
8 12
Observado
5
6
Programa Original
2
5
4
2014
abr.-15
2013
5
2012
5
2011
19.0
0
2009
Resto Nacional
feb.-15
2010
19.4
5
2008
Cantarell
ene.-15
23.7
12
26.6
11
26.0
dic.-14
10
26.4
9
10
6
29.1
oct.-14
15
0
12
8
40.6
nov.-14
I.-09 II.-09 III.-09 IV.-09 I.-10 II.-10 III.-10 IV.-10 I.-11 II.-11 III.-11 IV.-11 I.-12 II.-12 III.-12 IV.-12 I.-13 II.-13 III.-13 IV.-13 Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14 Jul-14 Aug-14 Sep-14 Oct-14 Nov-14 Dec-14 Jan-15 Feb-15 Mar-15 Apr-15 May-15 Jun-15
25
sep.-14
Observado
30
jul.-14
POT I 0
14
35
ago.-14
20
Var. 2008-2015 = -53.2%
40
abr.-14
40
ATG
101 25%
(millones de pies cúbicos diarios)
16
45
20
7 2% 289 73%
Gas natural a la atmósfera**
(barriles diarios)
2015
2014
may.-14
60
2013
11
80
2012
28 36 55 82 29 31 30 106 35 35 40 46 44 53 45 56 46 52 49 58 54 61 62 68 64 71 67 79 69 82 74 81 74 79 67 86 63 94 60 104 52 56 48 53 44 52 40 50 39 48 39 48 40 47 40 47 40 47 41 47 41 45 42 45 44 44 44 44 43 40 43 38 42 36 41 35
120 100
2011
Gas natural a la atmósfera3\ Participación Nacional -mmpcd/%-
mar.-15
(miles de barriles diarios)
2010
jun.-14
998
Ago
5 10
11
958
Jul
5 8
11
1,074
Jun
4 7
9
877
May
0 8
8
665
Abr
2 6
feb.-14
-
Mar
0 2
Cumplimiento de Programas Operativos (POT I) 2009
ATG Resto Nacional
2015
Feb
2 2
ene.-14
Pozos sin producción1\
2014 Ene
mar.-14
Actividad Física Perforación 2\ Real POT I Teminación Real POT I Pozos Operando
jun.-15
Producción ATG Prod. de aceite (mbd) Coapechaca Corralillo Tajín Agua Fría Furbero Presidente Alemán Humapa Remolino Otros Prod. de Gas (mmpcd)
may.-15
SEGUIMIENTO DEL PROYECTO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO (ATG). Monitorea mensualmente la producción del proyecto según sus principales áreas y la compara con la estimada por PEMEX en su Programa Operativo Trimestral I.
* El programa corresponde a lo presentado por PEP en los Manifiestos para reducir la quema y venteo de gas 2014. Para mayor información, consultar el reporte "Seguimiento a la quema y venteo de gas", disponible en www.cnh.gob.mx.
1\
Estimado con base en información presentada por PEP a la CNH. El número de los pozos perforados en 2013 cambió debido a que Petróleos Mexicanos modificó su Base de Datos Institucional. Información a junio de 2015. * Corresponde a la suma de pozos durante el periodo indicado. ** Los Manifiestos para reducir la quema y venteo de gas 2015 aún no se encuentran autorizados. 2\ 3\
Fuente: BDI (27/jul/15) y Programa Operativo Trimestral I de Pemex Exploración y Producción (POT I PEP) 2009, 2010, 2011, 2012, 2013, 2014 y 2015.
INDICADORES DE PERFORACIÓN. Se informa trimestralmente la relación entre equipos de perforación y pozos perforados, así como los kilómetros perforados por equipo de perforación; lo anterior con la finalidad de medir la eficiencia operativa.
19
Página 1 de 1
INDICADORES DE VOLUMEN DE PETRÓLEO CRUDO DERRAMADO Y FUGAS DE GAS NATURAL. Tiene como objetivo dar seguimiento a la eficiencia operativa de PEMEX, en relación con el medio ambiente, esto mediante la cuantificación del volumen fugado y derramado en los distintos estados de la República. Este reporte es un esfuerzo conjunto de la CNH y la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA). De acuero a la nueva normativa, este Indicador fue transferido a la ASEA.
REPORTE DEL POT-I DE PEMEX. Se reportan anualmente las estimaciones de producción de aceite y gas del Programa Operativo Trimestral I de PEMEX, la perforación y terminación de pozos estimada y las proyecciones de gas enviado a la atmósfera para efectos de análisis de eficiencia operativa en materia de extracción de campos.
20
Informe de labores 2014 - 2015
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS Reporte semanal de precios de petróleo 22 al 26 de junio de 2015
Histórico de precios spot
Precios spot últimos 10 días (usd/b)
110
61
100
59
90
57
80 70
60
59.8
59.5
59.3
59.3
56.1
56.2
56.3
59.6
59.9
56.9
58.0
56.0
60.0 59.1 55.9
61.0
60.2
60.2
60.0
56.9
56.4
59.5
59.4
58.8
58.7
55.6
55.6
2014
49
WTI
Fuente: U.S. EIA, Pemex y Sener.
Brent
MME
(usd/b)
24 jun
23 jun
19 jun
18 jun
22 jun
MME
(usd/b)
80
75
75
70
70
55
50
50
jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 ene-17 mar-17 may-17 jul-17 sep-17 nov-17 ene-18 mar-18 may-18 jul-18 sep-18 nov-18 ene-19 mar-19 may-19 jul-19 sep-19 nov-19 ene-20 mar-20 may-20 jul-20 sep-20 nov-20
55
69.6
63.3
26-jun-15
Fuente: CME Group
Fuente: CME Group Fuentes: Precios spot (histórico y 10 días)
74.6
65 60
59.8
72.8
jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 ene-17 mar-17 may-17 jul-17 sep-17 nov-17 ene-18 mar-18 may-18 jul-18 sep-18 nov-18 ene-19 mar-19 may-19 jul-19 sep-19 nov-19 ene-20 mar-20 may-20 jul-20 sep-20 nov-20
68.3
66.3 63.4
Futuros
Brent
Brent - Precios de futuros
80
Promedio 22 al 26 de junio
WTI
Fuente: Sener.
WTI - Precios de futuros
Notas: La información que se presenta tiene solamente fines informativos usd/b = dólares por barril Las cifras pueden no coincidir por el redondeo
17 jun
16 jun
S25
S23
S21
S19
S17
S15
S9
S13
S7
45 S11
S5
S3
S1
jul
sep
nov
ene
mar
may
Precio Henry Hub y futuros (usd/mmbtu)
15 jun
47
40
60
60.4
51
65
INDICADORES FINANCIEROS. Un indicador clave de la eficiencia operativa de un proyecto de exploración o extracción de hidrocarburos es la rentabilidad antes y después de impuestos de dichas actividades. Con este ob¬jetivo la CNH publicó este reporte financiero que da seguimiento anual a los resultados de PEMEX.
60.0
53
2014
50 30
55
2015
59.9
26 jun
63
25 jun
(usd/b)
120
2012
REPORTE DE PRECIOS DEL PETRÓLEO Y GAS. De manera semanal, se publica en la página web de la CNH, información sobre los precios de la Mezcla Mexicana, del WTI y Brent, principales indicadores del mercado petrolero. En materia de gas natural se le da seguimiento al precio del Henry Hub, principal indicador en este mercado.
2010
INDICADORES DE INVERSIÓN. Se reporta la inversión total de PEMEX por activo y proyecto.
Promedio 22 al 26 de junio
26-jun-15
U.S. Energy Infomation Administration, Petroleum and other liquids spot prices: http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_d.htm Pemex, Precio promedio de exportación de petróleo crudo: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf Secretaría de Energía, Seguimiento Diario del Mercado Petrolero: http://www.sener.gob.mx/portal/Default.aspx?id=2667 CME Group, WTI Financial Futures Settlements: http://www.cmegroup.com/trading/energy/crude-oil/west-texas-intermediate-wti-crude-oil-calendar-swap-futures_quotes_settlements_futures.html CME Group, Brent Last Day Financial Futures Settlements: http://www.cmegroup.com/trading/energy/crude-oil/brent-crude-oil-last-day_quotes_settlements_futures.html
REPORTE DE RESERVAS. La CNH publica anualmente en su portal un reporte a nivel activo y región con el volumen original, las reservas de aceite y gas natural y la producción acumulada. Además, de un reporte en el que se detalla la misma información a nivel campo.
Adicionalmente a estos reportes la CNH publica en su página de internet las series históricas de: Producción de petróleo mensual por campo (desde 1960).
21
Producción de gas mensual por campo (desde 1960).
Pozos productores de petróleo y gas asociado mensual por campo (desde 2001).
Pozos productores de gas no asociado mensual por campo (desde 2001).
22
Informe de labores 2014 - 2015
{ IV } En complemento a la Reforma Constitucional, el 11 de agosto de 2014, el Ejecutivo Federal expidió nueve leyes secundarias entre las que se destacan la Ley de Hidrocarburos (LH), la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), la Ley de Petróleos Mexicanos y la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. Adicionalmente se reformaron doce leyes secundarias para complementar el marco legal de la Reforma Energética.
El nuevo marco normativo replantea el papel de los órganos reguladores del sector: - Los Órganos Reguladores tendrán estabilidad y seguridad presupuestal y se beneficiarán directamente de los derechos y aprovechamientos que cobren en el ejercicio de sus funciones.
Implementación de la Reforma Energética E
1. INTRODUCCIÓN
l 20 de diciembre de 2013 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Decreto por el que se reformaron y adicionaron diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. La Reforma Constitucional abarca cinco principios básicos:
1. La propiedad de los hidrocarburos en el subsuelo es de la nación. 2. La libre concurrencia y competencia entre empresas del Estado y particulares en todas las actividades. 3. El fortalecimiento de los órganos reguladores, y la transformación de PEMEX y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
- La CNH y la Comisión Reguladora de Energía (CRE) dispondrán de nuevas facultades para regular con eficacia a las empresas públicas y a las privadas que participen en el sector energético. - Los reguladores garantizarán que las licitaciones, los contratos y permisos se realicen con absoluta transparencia y con estrictos mecanismos de rendición de cuentas. - Coadyuvarán los reguladores con la autoridad que corresponda para fomentar la libre competencia y el funcionamiento eficiente de los mercados energéticos.
Las nuevas atribuciones de la CNH le otorgan las facultades necesarias para cumplir con sus objetivos estratégicos: I. Regular y supervisar el reconocimiento y la exploración superficial, así como la exploración y la extracción de hidrocarburos, incluyendo su recolección desde los puntos de producción hasta su integración al sistema de transporte y almacenamiento; II. Licitar y suscribir los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos; III. Administrar, en materia técnica, las asignaciones y contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos. IV. Establecer y administrar el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, el cual contendrá los estudios los trabajos de exploración y extracción y resguardará, preservará y administrará los núcleos de roca, recortes de perforación y muestras de hidrocarburos que se consideren necesarios para el acervo del conocimiento histórico y prospectivo de la producción de hidrocarburos del país.
4. La transparencia y la rendición de cuentas. 5. La protección al medio ambiente y el fomento de las energías limpias.
23
24
Informe de labores 2014 - 2015
2. RONDA CERO De acuerdo a lo establecido en el transitorio sexto del Decreto, el 21 de marzo de 2014, PEMEX sometió a consideración de la SENER la adjudicación de 165 áreas exploratorias y 380 campos petroleros los cuales se encontraba en capacidad de operar a través de asignaciones.
Para determinar si PEMEX contaba con las capacidades técnicas, financieras y de ejecución para realizar de forma eficiente y competitiva las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, la SENER, con la asistencia técnica de la CNH, empleó la Metodología para la Revisión de la Solicitud de Áreas en Exploración y Campos en Producción para la Adjudicación de Asignaciones. Dicha metodología se compone de cinco etapas: 1) Verificación de suficiencia documental
a. La SENER requirió a PEMEX la información técnica de las áreas y campos que solicitó. b. La SENER, la CNH y PEMEX suscribieron un convenio de colaboración y establecieron los mecanismos para el acceso a la información.
2) Evaluación de capacidades técnicas, financieras y de ejecución.
a. Se consideró el desempeño que PEMEX ha tenido en las áreas y campos solicitados. b. Los indicadores técnicos, financieros y de ejecución utilizados fueron los que se emplean en la práctica internacional.
3) Evaluación de los planes de exploración y desarrollo de los campos en producción.
a. Se determinó si los planes son acordes con las características del área o campo analizado. b. Los principales aspectos evaluados fueron los estratégicos, geológicos, geofísicos, de ingeniería, financieros y ambientales.
4) Consulta a expertos de la industria petrolera.
a. Se realizaron mesas de discusión con expertos sobre las conclusiones obtenidas con el objeto de ampliar la capacidad de análisis y evaluación.
5) Elaboración del documento soporte de decisión.
a. La CNH emitió una resolución que sirvió como base para que la SENER decidiera adjudicar o no las áreas y campos solicitados. b. La SENER es responsable de otorgar las asignaciones y emitir los títulos de asignación correspondientes.
25
Los resultados de la metodología mencionada pueden consultarse en las resoluciones CNH.08.002.14 y CNH.08.002/14 mediante las cuales la CNH emitió sus recomendaciones técnicas. El 13 de agosto de 2014, la SENER le otorgó, a esta empresa productiva del Estado, 489 Asignaciones, de las cuales 108 le permiten realizar actividades de exploración, 286 de extracción y 95 que corresponden a campos en producción asignados por un periodo de dos años o hasta que el Estado las licite. - En términos de reservas, en la Ronda Cero se otorgó a PEMEX el 100% de la reserva 2P solicitada, que representa el 83% de la reserva 2P total. - Con respecto a los recursos prospectivos, se otorgó el 67% de los recursos prospectivos solicitados, equivalente al 31% de los recursos prospectivos del país; asignando el 71% de los recursos convencionales solicitados y el 52% de los recursos no convencionales solicitados. - En lo que respecta a las áreas de extracción se otorgaron campos tanto en las cuencas del sureste, donde el conocimiento y experiencia de PEMEX han sido probados, como en ciertas áreas de Chicontepec, donde ha tenido dificultades pero existen importantes recursos petrolíferos.
- En áreas exploratorias igualmente se otorgaron importantes recursos en cuencas del sureste, pero también en no convencionales y aguas profundas, donde PEMEX ha probado tener capacidad para descubrir campos. - En las aguas profundas del Golfo de México se otorgaron recursos prospectivos importantes en tres áreas: Perdido, Holok y Han; esto le permitirá a PEMEX continuar desarrollando sus capacidades y así competir internacionalmente.
Únicamente con las áreas otorgadas a PEMEX en la Ronda Cero se permitirá mantener el nivel actual de producción de aceite. Además, PEMEX podrá asociarse con algunas empresas en estas áreas otorgadas o en las rondas subsecuentes, multiplicando su capacidad de ejecución e incrementando el nivel de producción observado en la actualidad.
26
Informe de labores 2014 - 2015
3. RONDA UNO Con el objeto de brindar certeza jurídica a los interesados en participar en los procedimientos de Licitación para la adjudicación de Contratos para la Exploración y Extracción, así como para la suscripción de los mismos, la CNH publicó en el Diario Oficial de la Federación las Disposiciones administrativas en materia de licitaciones de Contratos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos, el 28 de noviembre de 2014 mediante la Resolución CNH.11.001/14.
Estas disposiciones dieron a conocer los actos y etapas del procedimiento de Licitación, así como de la adjudicación de los Contratos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos.
La Ronda Uno se conforma de una serie de licitaciones para la adjudicación de contratos para la exploración y extracción en los cuales han podido participar empresas privadas y Empresas Productivas del Estado, a fin de incrementar la productividad de México en materia de hidrocarburos mediante nuevos esquemas de asociación con la empresa, minimizando los riesgos de inversión para el Estado y asegurando mejores retornos.
14
BLOQUES en aguas someras (exploración) Bajo la modalidad de contratos de producción compartida La presentación y apertura de propuestas: 15 de julio de 2015
27
a. Primera Convocatoria
En lo que se refiere a la Ronda 1, el 11 de diciembre de 2014, la CNH publicó la primera Convocatoria y las bases para el proceso de Licitación Pública Internacional CNH-R01-L01/2014. Esta primera convocatoria comprende la adjudicación de 14 Contratos de Producción Compartida para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México. Dichas áreas se encuentran ubicadas en la provincia geológica Salina del Istmo y Macuspana, con 4,222 km2 de superficie. A junio de 2015, 49 empresas mostraron interés en el proceso, se entregaron 39 paquetes de datos, se atendieron 17 empresas en el Cuarto de Datos y se respondieron 1,120 aclaraciones.
28
Informe de labores 2014 - 2015
TABLA 6
Características generales de las 14 áreas contractuales Inversión total (millones de dólares)
Producción anual promedio (mbd)
29
1,804
14
Aceite ligero
31
1,723
15
42
Aceite ligero
52
1,795
14
1
Atlantic Rim México, S DE R.L. DE C.V.
E.U.A
2
34
Aceite ligero
70
1,713
15
2
BHP Billiton Petroleo Operaciones de México, S. de R.L. de C.V.
Australia
5
2
30
Aceite ligero
150
982
11
3
Chevron Energía De México, S. de R.L. de C.V.
E.U.A
6
2
46
Aceite ligero
88
1,014
11
4
Cobalt Energía de México, S. de R.L. de C.V.
E.U.A
7
3
40
Aceite ligero
142
986
11
5
Compañía Española de Petróleo, S.A. (CEPSA) UNIPERSONAL
España
8
2
92
Aceite extrapesado
283
882
8
9
2
26
Aceite extrapesado
260
950
11
6
ExxonMobil Exploración y Producción México, S de R.L. de C.V.
E.U.A
10
4
53
Aceite ligero
161
1,826
14
7
Hess México Oil and Gas, S. de R.L. de C.V.
E.U.A
2
77
Aceite extrapesado
349
955
8
8
Hunt Overseas Oil Company
E.U.A
12
2
56
Aceite pesado
120
970
6
9
Lukoil Overseas Netherlands B.V.
Rusia
13
5
57
Aceite pesado
183
1,716
11
14
3
30
Gas húmedo
17
919
8
Prospectos identificados
Recurso prospectivo (mmbpce)
1
5
56
Aceite ligero
2
4
49
3
4
4
Área Contractual
11
Todas Promedio
Tipo de Hidrocarburo principal
Tirante de agua (mts)
El 25 mayo de 2015 la CNH informó que 26 Interesados en precalificar, de manera individual o en consorcio, obtuvieron la constancia de precalificación que les otorga el derecho de presentar propuestas económicas el próximo 15 de julio, día de la licitación de los 14 bloques exploratorios que integran la Primera Licitación de la Ronda 1. TABLA 7
resultados de precalificación Individuales
687 18,234 157 49
138 1,302
11
Fuente: CNH.
10 Maersk Olie OG GAS A/S.
Dinamarca
11 Marathon Offshore Investment Limited
E.U.A
12 Nexen Energy Holdings International Limited
China
13 ONGC Videsh Limited
India
14 Pacific Rubiales E&P México S.A.P.I. DE C.V.
Colombia
15 Petróleos Mexicanos
México
16 Plains Acquisition Corporation
E.U.A
17 Premier Oil PLC
Inglaterra
18 Statoil E&P México, S.A. de C.V.
Noruega
19 Total, S.A.
Francia
Consorcios
1 2 3 Número de 4
participantes por país
12
29
Licitantes precalificados Individuales Consorcios Empresas
26 19 7 38
1
BG Group México Exploration S.A deC.V.
Inglaterra
4
Pan American Energy LLC
Galp Energía E&P B.V.
Portugal
E&P Hidrocarburos
2
ENI International B.V.
Italia
y Servicios, S.A DE C.V.
Argentina
Noble Energy México S. de R.L. de C.V.
E.U.A
5
Talos Energy LLC
E.U.A
CASA Exploration, L.P.
E.U.A
Sierra Oil & Gas, S de R.L. de C.V.
México
3
Murphy Worldwide, Inc.
E.U.A
Glencore E&P (MÉXICO) LTD Suiza
Ecopetrol, S.A.
Colombia
6
Tullow México B.V.
Inglaterra
Petronas Carigali International E&P B.V.
Malasia
PETROBAL S.A.P.I de C.V.
México
PTT Exploration & Production
7
Woodside Energy Mediterranean Pty LTD
Australia
Public Company Limited
Diavaz Offshore, S.A.P.I. DE C.V.
México
Pluspetrol México B.V.
Argentina
Tailandia
Argentina
Fuente: CNH.
30
Informe de labores 2014 - 2015
9
CAMPOS agrupados en 5 contratos en aguas someras (extracción) Bajo la modalidad de contratos de producción compartida La presentación y apertura de propuestas: 30 de septiembre de 2015
b. Segunda Convocatoria
El 27 de febrero de 2015, la CNH publicó la convocatoria y las bases del segundo proceso licitatorio de Ronda Uno CNH-R01-L02/2015. Esta convocatoria comprende la adjudicación de Contratos de Producción Compartida para la Extracción de Hidrocarburos en aguas someras, y se refiere a 5 áreas contractuales. Dentro de las áreas contractuales se encuentran los campos Amoca, Miztón, Tecoalli, Hokchi, Xulum, Ichalki, Pokoch, Misón y Nak.
TABLA 8
Características generales de los 5 contratos Contrato
Hidrocarburo principal
Reservas 2P (mmbpce)
Tirante de agua (mts)
Inversión total (millones dólares)
Producción anual promedio, horizonte del proyecto (mbd)
CONTRATO 1 Amoca-Tecoalli-Miztón
Aceite medio
122
33
1,241
18
Aceite medio
67
28
883
18
Aceite pesado
18
102
813
8
Aceite ligero
85
45
1,124
13
Aceite ligero
64
32
1,041
16
355
28 - 102
5,102
73
CONTRATO 2 Hokchi CONTRATO 3 Mapa de las áreas contractuales de la Primera y Segunda Licitación de la Ronda 1.
Xulum CONTRATO 4 Ichalkil-Pokoch CONTRATO 5 Nak-Misón
TODOS LOS CONTRATOS PROMEDIO
71 48 1,020 15
Fuente: CNH.
31
32
Informe de labores 2014 - 2015
Avance al 30 de junio de 2015
25
CAMPOS terrestres (extracción) Bajo la modalidad de contratos de licencia La presentación y apertura de propuestas: 15 de diciembre de 2015
Número de participantes por país
1
c. Tercera Convocatoria
El 12 de mayo de 2015, se dieron a conocer las bases y la convocatoria del tercer proceso licitatorio de la Ronda Uno CNH-R01-L03/2015, misma que comprende la adjudicación de Contratos de Licencia para la Extracción de Hidrocarburos convencionales en zonas terrestres. De las 25 áreas contractuales, 21 fueron clasificadas como Tipo 1, área contractual con un volumen remanente de hidrocarburos líquidos menor a 100 millones de barriles; y 4 como Tipo 2, área contractual con un volumen remanente de hidrocarburos líquidos mayor a 100 millones de barriles. Al mes de junio, 28 empresas han mostrado interés en el proceso, y se han entregado 7 paquetes de datos.
2 Avance al 30 de junio de 2015
4
Compañías Interesadas:
36
6
Compañías con acceso a paquete de datos:
29
Participantes inscritos:
26
TABLA 9
Compañías con acceso a paquetes de datos 1
Atlantic
E.U.A
15 Galp Energía E&P BV
Portugal
2
BG Group México
Inglaterra
16 Hunt Overseas
E.U.A
3
BP
Inglaterra
17
LUKOIL
Rusia
4
CHEVRON
E.U.A
18 ONGC Videsh
India
5
CNOOC
China
19 Pacific Rubiales
Colombia
6
Compañía Española
20 PEMEX
México
de Petróleo, S.A (CEPSA)
España
21 PETROBAL
México
7
Controladora de Infraestructura
México
22 Petronas Carigali
Malasia
8
DEA DEUTSCHE ERDOEL AG
Alemania
23 Plains Acquisition
E.U.A
9
Diavaz offshore
México
24 Sánchez Oil & Gas Corporation
E.U.A
10 E&P Hidrocarburos y Servicios
Argentina
25 Shell
Holanda
11 ECOPETROL
Colombia
26
México
12 ENI INTERNATIONAL
Italia
27 Sinopec
China
13 Exploration & Production PCL
Tailandia
28 Statoil
Noruega
14 Fieldwood Energy LLC
E.U.A
29 Total
Francia
Sierra Oil& Gas
Número de participantes inscritos por país
4
Compañías Interesadas:
28
Compañías con acceso a paquete de datos:
10
Participantes inscritos:
4
Participantes inscritos Fuente: CNH.
33
34
Informe de labores 2014 - 2015
TABLA 11
TABLA 10
Compañías con acceso a paquetes de datos
Características generales de los 25 contratos
Nombre del campo
Hidrocarburo principal
Reservas 2P (mmbpce)
Inversión total (millones dólares)
Producción acumulada (mmbpce)
Producción promedio anual (mbpced)
Estado
Municipio (aprox)
Mundo Nuevo
Chiapas
Juárez
GC
Topén
Chiapas
Juárez
Catedral
Chiapas
Ostuacán
Secadero
Chiapas
Pichucalco, Juarez
AN 0 4 3 0
Malva
Chiapas
Sunuapa
AN 1 8 4 0
Calibrador Nuevo León
China
GS 2 6 10 1
Duna
Nuevo León
China
GS 4 7 10 1
Mareógrafo Nuevo León
China
GS 4 8 9 1
México
9
Strata Campos
México
5
Grupo R
México
10 Torenco Energy Inc.
Canadá
GC
0
1 120 3
GHNA
2
4
3
0
Carretas
Nuevo León
Gral. Bravo, Dr. Coss
GHNA
4
12
35
1
Peña Blanca
Nuevo León
Gral. Bravo, Dr. Coss
GHNA
3
21
13
1
Mayacaste
Tabasco
Comalcalco
AN 9 0 18 2
Calicanto
Tabasco
Huimanguillo
AN 0 0 34 3
Macuspana
GC 0 6 4 0
Paraíso
Tabasco
Paraíso
AN 14 0 18 2
Tajón
Tabasco
Paraíso
AN 4 2 627 9
Moloacán
México
Corporación de Energía Mexoil
Gral. Bravo
Cuichapa-Poniente Veracruz
Jaguar E&P
4
Nuevo León
Martínez de la Torre, Papantla
7
2
San Bernardo
Veracruz
México
AN 1 11 18
2
Paso de Oro
Citla Energy
México
3
Río Bravo
2
Perfolat de México
21
Tamaulipas
México
8
4
Ricos
Iberoamericana de Hidrocarburos
China
GS
Altamira
6
CNOOC
7
China, Gral. Bravo
Tamaulipas
México
3
99
Nuevo León
Barcodón
Carso Oil & Gas
1
1
Benavides
Fortuna Nacional Tabasco
1
AN 1 16 73
Participantes inscritos
Fuente: CNH.
1
GHNA 2 3 16 1 AN
0
AN
1
0
8
222
0
60
1
Moloacán
Veracruz
Moloacán, Ixhuatlán del Sureste
AN
2
44
42
1
La Laja
Veracruz
Ozuluama de Mascareñas
AN
0
0
100
1
Pontón
Veracruz
Ozuluama de Mascareñas
AN
0
1
3
0
Tecolutla
Veracruz
Tecolutla, Gutierrez Zamora
AN
0
2
3
0
60
618
1,122
32
Todos los Contratos
Promedio 2 25 45 1 Nomenclatura: GC.- Gas y Condensado, AN.- Aceite Negro, GS.- Gas Seco y GHNA.-Gas Húmedo No Asoc. Fuente: CNH. Mapa de los 25 campos de la Tercera Licitación de la Ronda 1.
35
36
Informe de labores 2014 - 2015
4. RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL Con la finalidad de promover el desarrollo eficiente del sector energético, la CNH, se encuentra facultada para expedir regulación en materia de Reconocimiento y Exploración Superficial, de conformidad con los artículos 43, fracción I, inciso a) de la LH, 4°, 22, fracción II, 38, fracción I y 40 de la LORCME, en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014. Con base en lo anterior, la CNH publicó en el Diario Oficial de la Federación las Disposiciones Administrativas de carácter general, en materia de Autorizaciones para el Reconocimiento y Exploración Superficial de Hidrocarburos el día 26 de enero de 2015. Ésta es la primera regulación que la CNH ha emitido en un entorno de una industria abierta, dentro del nuevo marco legal. Estas disposiciones garantizan la propiedad de la Nación sobre la información geológica y geofísica de las provincias y cuencas petroleras nacionales, al tiempo que aseguran que las actividades de reconocimiento y exploración superficial se desarrollen sin afectar al medio ambiente.
Los estudios de reconocimiento y exploración superficial son las investigaciones sobre la superficie del terreno o del mar que permiten estimar la posible existencia de hidrocarburos dentro de un área. Estos estudios son el principal insumo para identificar las posibles áreas que integrarán las futuras rondas de licitación de contratos de exploración y extracción de hidrocarburos. Esta regulación permite que las empresas autorizadas puedan comercializar la información de forma exclusiva por un periodo de 12 años de datos y 6 años en caso de reprocesamiento que derive de la información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH). Con esta regulación se logrará:
1. Multiplicar el volumen de información sísmica actual.
4. Incentivar a las empresas a utilizar en sus estudios la tecnología más avanzada.
2. Contribuir a la identificación de nuevas oportunidades exploratorias.
5. Permitir la formación de nuevas empresas mexicanas y la capacitación de personal nacional.
3. Ofrecer mayor certidumbre a los planes de inversión de la industria, como consecuencia de un mejor conocimiento del subsuelo.
A partir de la entrada en vigor de estas disposiciones administrativas, 35 empresas han solicitado la inscripción al Registro de particulares y empresas productivas del Estado interesados en obtener una Autorización para realizar actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, de las cuales 25 ya se encuentran inscritas. La CNH ha autorizado 15 proyectos de reconocimiento y exploración superficial; en los cuales se utilizarán diferentes tecnologías como el levantamiento sísmico 2D, el 3D WAZ, métodos electromagnéticos y gravimétricos, así como el reprocesado de información existente.
37
TABLA 12
AUTORIZACIONES PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL DE HIDROCARBUROS (ENERO - JUNIO 2015) Empresa
Resolución
Registro
Multiclient Geophysical Asa
CNH.08.001/15
ARES-MG-NO-15-5G4/372
GX Technology Corporation
CNH.08.002/15
ARES-GXT-EU-15-2Q1/336
TGS AP Investments AS
CNH.E.10.001/15
ARES-TGS-NO-15-6P1/195
Pgs Geophysical AS – Sucursal México
CNH.E.10.002/15
ARES-PGS-MX-15-4R6/183
Dolphin Geophysical de México
CNH.E.10.003/15
ARES-DLP-MX-15-3O4/229
PGS Geophysical AS - Sucursal México
CNH.E.10.004/15
ARES-PGS-MX-15-4R6/214
PGS Geophysical AS - Sucursal México
CNH.E.10.005/15
ARES-PGS-MX-15-4R6/215
Spectrum ASA
CNH.E.10.006/15
ARES-SPC-NO-15-1G2/180
Spectrum ASA
CNH.E.10.007/15
ARES-SPC-NO-15-1G2/181
CGG VERITAS SERVICES DE MÉXICO, S.A. DE C.V.
CNH.E.13.001/15
ARES-CGG-MX-15-3G7/213
CGG VERITAS SERVICES DE MÉXICO, S.A de C.V.
CNH.E.13.002/15
ARES-CGG-MX-15-3G7/187
CGG VERITAS SERVICES DE MÉXICO, S.A de C.V.
CNH.E.13.003/15
ARES-CGG-MX-15-3G7/274
EMGS Sea Bed Logging México, S.A. DE C.V.
CNH.E.15.003/15
ARES-MGS-MX-15-913/415
Dowell Schlumberger de México, S.A. DE C.V.
CNH.E.15.004/15
ARES-DSM-MX-15-3P2/441
Dowell Schlumberger de México, S.A. DE C.V.
CNH.E.15.005/15
ARES-DSM-MX-15-3P2/451
Fuente: CNH.
5. PLANES DE EXPLORACIÓN O DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN A partir de la entrada en vigor de la LH y la LORME, se le confirieron nuevas atribuciones a la CNH, entre las que se encuentran:
1. Aprobar los planes de exploración o de desarrollo para la extracción de los asignatarios y contratistas. 2. Emitir regulación respecto a las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, específicamente para la elaboración de los planes de exploración o de desarrollo para la extracción.
Dado lo anterior, la CNH emitió, mediante la Resolución CNH.E.05.001/15 del 13 de marzo de 2015, los Lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para dictaminar técnicamente los planes de exploración o de desarrollo para la extracción, correspondientes a las asignaciones petroleras.
38
Informe de labores 2014 - 2015
Los Lineamientos tienen por objeto establecer los requisitos mínimos que deberán contener los planes de exploración o de desarrollo para la extracción que presenten los Asignatarios a la CNH, así como el procedimiento mediante el cual emitirá su dictamen técnico.
Asimismo, se tomarán en consideración los siguientes criterios: En relación con el Plan de Exploración:
b. La observancia de las mejores prácticas en la industria petrolera a nivel internacional, para todas las etapas del proceso exploratorio, tomando en consideración la utilización de tecnologías reconocidas por su capacidad de resolución y de predicción. Lo anterior con la finalidad de reducir en lo posible la incertidumbre geológica;
A la fecha de emisión de estos Lineamientos, la Comisión no había firmado contratos para la exploración y extracción, por lo que Petróleos Mexicanos era la única empresa productiva del Estado que contaba con asignaciones que le permitían realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Para que la CNH evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración y de la modificación de dichos planes, los Asignatarios deberán adjuntar al menos, la siguiente información: A. Para la aprobación de nuevos Planes de Exploración:
I. Información General, II. Información geológica, geofísica y geoquímica de soporte para el Plan Exploratorio, III. Plan de Exploración.
Para que la CNH evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Desarrollo para la Extracción y de la modificación de dichos planes, los Asignatarios deberán adjuntar al menos, la siguiente información: A. Para la aprobación de nuevos Planes de Extración:
I. Datos generales II. Descripción técnica del proyecto III. Principales alternativas de extracción analizadas IV. Estrategia de desarrollo y producción V. Información económico financiera asociada al programa de desarrollo seleccionado VI. Documentación de capacidades operativas VII. Información y métricas de desempeño VIII. Las demás que el Asignatario considere necesa rias para que la CNH emita el dictamen.
B. Para los casos de Plan Provisional para la Extracción de Hidrocarburos vigentes:
I. Datos generales II. Comparativo de información y métricas de desempeño
Entre los principales aspectos que evaluará la CNH se encuentran la generación de un mayor beneficio para el Estado y en su caso, los comparativos de los indicadores clave entre el plan vigente y la propuesta de modificación.
39
c. La incorporación de reservas y la delimitación del Área de Asignación; d. Evaluación integrada de capacidades técnicas, financieras y de ejecución, y la
B. Para la modificación de Planes de Exploración:
I. Comparativo de las modificaciones entre el Plan vigente y las modificaciones solicitadas, II. Justificación de la modificación, III. Sustento documental de la modificación, IV. Documentación soporte de la solicitud de modificación, V. Beneficios derivados de la modificación de los Planes de Exploración en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique, VI. Las demás que el Asignatario considere necesario para que la CNH emita el dictamen respectivo.
a. Exploración eficiente de la Asignación, considerando actividades, metas exploratorias, tiempos e inversiones a erogar;
e. Evaluación de la suficiencia y consistencia de la información contenida en el Plan de Exploración.
En relación con el Plan de Desarrollo para la Extracción:
a. Análisis de los diversos escenarios posibles desde el punto de vista técnico y económico; b. Escenario ganador; c. La tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables; d. El programa de aprovechamiento de gas natural, el cual deberá cumplir con lo establecido en la regulación vigente; e. Los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos en los términos de la regulación vigente, y la f. Evaluación de la suficiencia y consistencia de la información contenida en el Plan de Extracción.
El 27 de marzo de 2015, PEMEX solicitó a la CNH la aprobación del plan de exploración relativo a la Asignación A-0398-Misión. El 22 de mayo de 2015 la CNH resolvió mediante la Resolución CNH.E.15.001/15, que el Plan de Exploración propuesto para dicha área planteaba una estrategia exploratoria eficiente, toda vez que resultaba acorde con la etapa del proceso exploratorio en que se encuentra, dirigida hacia áreas alejadas de campos y en busca de zonas con mayor riqueza de condensados, manteniendo un equilibrio de riesgo sustentado. Conforme al pronóstico presentado por PEMEX, se incorporaría un volumen de 7.2 mmbpce en el periodo 2016-2019 y 2.4 mmbpce en el periodo 2020-2030, lo que contribuiría a incremetar las reservas del país.
40
Informe de labores 2014 - 2015
Ese mismo día, mediante la Resolución CNH.E.15.002/15, la CNH emitió el dictamen técnico respecto de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto por PEMEX para la Asignación A-0398-Misión. Derivado de la evaluación de la información se concluyó que el escenario modificado estaba definido con un soporte técnico adecuado, no obstante, se recomiendó analizar más alternativas que permitieran optimizar dicho escenario; así como vigilar el nivel de producción y la factibilidad de optimizar los costos totales del campo para incrementar su rentabilidad. Si bien se consideró que los factores de recuperación final de gas eran aceptables, es posible aumentar el factor de recuperación.
6. ACTUALIZACIÓN DE LINEAMIENTOS DE MEDICIÓN En el marco de la Reforma Energética, la medición de los hidrocarburos toma mayor relevancia debido a que la correcta cuantificación de la producción en volumen y calidad, es un factor clave en el cálculo de los ingresos que va a recibir el Estado, producto de la extracción y comercialización de los hidrocarburos que se obtengan del subsuelo. La importancia de lineamientos de medición que se adapten a las nuevas necesidades de la industria, motivó la realización de actividades y foros para fortalecer al equipo de trabajo de la CNH y para contar con lineamientos que se ajusten a los requerimientos de una industria abierta. Entre las actividades realizadas se destaca la realización de entrevistas con reguladores de medición internacionales, encuestas y entrevistas a las principales empresas petroleras, reuniones
41
de trabajo con diversos organismos y empresas especializadas en la medición y visitas de campo a instalaciones de PEMEX. La CNH inició la consulta pública para la emisión de los nuevos lineamientos técnicos para la medición de hidrocarburos, para garantizar que los asignatarios y contratistas instalen sistemas de medición de acuerdo a los estándares internacionales que sean auditables por terceros. Del 15 al 17 de junio de 2015, se llevó a cabo el Foro denominado “Rol y Retos de la Medición de Hidrocarburos en México” con la participación de representantes de los órganos reguladores de la industria petrolera de Colombia, Brasil, Estados Unidos, Canadá e Inglaterra, así como representantes de diversas empresas vinculadas con la fabricación y servicios de los diferentes componentes de los sistemas de medición.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos ha realizado pruebas piloto en diferentes sistemas de medición existentes en las instalaciones de PEP, en colaboración con dicha empresa productiva del Estado; lo anterior, a fin de analizar e identificar la factibilidad y viabilidad del sistema, así como las habilidades tecnológicas para el monitoreo telemétrico en la medición de hidrocarburos, que permita generar las capacidades de dicho sistema y considerar su instrumentación por parte de los Asignatarios y Contratistas, para que la Comisión
cuente con datos de medición de la producción de hidrocarburos en tiempo real.
Algunos de los beneficios que se obtendrán de este sistema de medición serán:
- Supervisión remota de los instrumentos de medición involucrados en la cadena de producción de hidrocarburos de las compañías operadoras.
El objetivo principal de llevar a cabo dichas pruebas tecnológicas, es determinar la factibilidad y la viabilidad del sistema para considerar su implementación dentro de las compañías operadoras, verificando que toda medición pueda ser monitoreada mediante sistemas informáticos debidamente instalados en el punto de medición establecido para las pruebas y de manera remota, disponer de la información generada del Sistema de Medición ubicado en el campo.
- Evitar la manipulación o alteración de los datos por terceras partes en función de que la información trasmitida/recibida es de forma electrónica y original en tiempo real directamente desde el punto de medición sin ningún intermediario y disponer en todo momento de la cuantificación de volúmenes y calidad de hidrocarburos. - Verificación de los volúmenes de hidrocarburos extraídos, transferidos y vendidos por parte de las compañías operadoras, así como el almacenamiento de información histórica debidamente validada, generación de reportes estadísticos de las mediciones y registros electrónicos.
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Informe de labores 2014 - 2015
7. EVALUACIÓN Y VERIFICACIÓN DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS 2015 Derivado de la entrada en vigor de las nuevas leyes, se establecieron nuevas atribuciones para la CNH en materia de reservas de hidrocarburos y, en consecuencia, es una autoridad competente para:
I. Publicar y mantener actualizada la información y estadística relativa a las reservas, incluyendo la información de reportes de estimación, estudios de evaluación o cuantificación y certificación, y la relación entre producción y Reservas; II. Regular y supervisar las actividades de cuantificación de reservas, y la certificación de reservas de la Nación por parte de terceros independientes, así como el proceso de selección de los mismos; III. Consolidar anualmente la información nacional de reservas que cuantifiquen los Asignatarios y Contratistas.
Se estimó conveniente tomar en consideración el régimen transitorio de la aplicación de la Ley de Hidrocarburos, al amparo de lo previsto en los Lineamientos, que establecen el procedimiento anual para dictaminar y aprobar los reportes de evaluación o cuantificación de reservas remitidos por Petróleos Mexicanos. Lo anterior, en términos del artículo Tercero Transitorio de la LORCME, segundo párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, los cuales establecen que en tanto se emite nueva regulación o se modifica la regulación correspondiente, la normatividad y regulación emitidas con anterioridad a la entrada en vigor de dicha Ley, por parte de la SENER, las Comisiones Reguladoras de Energía y Nacional de Hidrocarburos, continuarán en vigor, sin perjuicio de que puedan ser adecuadas, modificadas o sustituidas.
43
El 10 de marzo de 2015 la CNH emitió la Resolución CNH.E.04.001/15 relativa a los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas 1P de hidrocarburos elaborados por PEMEX y los reportes finales de las certificaciones de las mismas realizadas por terceros independientes, la cual determinó que las reservas probadas del país al 1 de enero de 2015 eran 13,017.4 mmbpce. Derivado del análisis de las diferencias absolutas se observó que los Activos Cantarell, Aceite Terciario del Golfo, Burgos y Veracruz presentaban una diferencia mayor al 10% en reservas de aceite; que los Activos AbkatúnPol-Chuc, Litoral de Tabasco y Poza Rica-Altamira una diferencia mayor al 10% en reservas de gas; y que en los Activos Cantarell, Aceite Terciario del Golfo y Burgos una diferencia mayor al 10% en petróleo crudo equivalente.
Asimismo, la CNH otorgó el visto bueno a los reportes finales de los terceros independientes sobre las certificaciones de las reservas 1P en las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur; y, aprobó los reportes de PEMEX sobre la evaluación y cuantificación de reservas 1P de las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur. Conforme a lo anterior, y en seguimiento a los Lineamientos, se aplicó el segundo criterio de resolución definido en la fracción III del vigésimo cuarto de los Lineamientos. Como resultado de la evaluación correspondiente, se determinó que las diferencias de-
Derivado del análisis integral de la documentación remitida por Pemex, la CNH observó lo siguiente:
tectadas en los activos no fueron mayores al 5% respecto a los valores de reservas nacionales, en los productos aceite, gas y su equivalencia en petróleo crudo. El 30 de junio de 2015 la CNH emitió la Resolución CNH.10.001/15 relativa a los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas 2P y 3P de hidrocarburos elaborados por PEMEX y los reportes finales de las certificaciones de las mismas realizadas por terceros independientes, en la cual se establece que las reservas 2P del país al 1 de enero de 2015 son 22,983.5 mmbpce, y que las reservas 3P del país al 1 de enero de 2015 son a 37,404.8 mmbpce.
- Las incorporaciones, delimitaciones, desarrollos y las revisiones del año 2014 afectaron el comportamiento de las tasas de restitución integral y por descubrimientos. - Hubo una disminución de los volúmenes asociados a la reserva posible debido a los resultados de las pruebas piloto de inyección de agua en los campos Agua Fría y Furbero, pertenecientes al Activo Aceite Terciario del Golfo, asimismo, un ajuste en la distribución de las reservas 2P y 3P. - Existen debilidades en la estimación de las reservas del campo Akal, asociadas a los procesos de recuperación adicional por doble desplazamiento e inyección de químicos, y de la prueba piloto. - PEMEX estima precios optimistas de gas en la evaluación económica de los campos de aguas profundas: Lakach, Kunah, Piklis, en la Región Marina Suroeste, así como para los descubrimientos de los campos Hem y Nat.
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Informe de labores 2014 - 2015
La CNH otorgó el visto bueno a los reportes finales de los terceros independientes sobre las certificaciones de las reservas 2P y 3P en las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur; y, aprobó los reportes de PEP sobre la evaluación y cuantificación de reservas 2P y 3P de estas regiones. Así, con base en la atribución de la Comisión para realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo, se determinaron los valores de las reservas 1P, 2P y 3P de hidrocarburos al 1 de enero de 2015 como se detalla en la siguiente Tabla:
Reserva Categoría Unidad remanente
Petróleo crudo equivalente
Marina Marina Noreste Suroeste
Norte
Sur
Nacional
1P
(mmb) 5,475.3 1,442.1 860.6 1,933.0 9,711.0
2P
(mmb) 7,701.9 2,308.9 4,047.5 2,417.1 16,475.5
3P
(mmb) 10,759.2
3,454.8 8,562.9 3,048.4 25,825.1
1P
(mmmpc) 2,581.6
4,065.3 3,313.2 5,330.5 15,290.5
2P
(mmmpc) 3,265.2
7,550.0 13,452.9 6,338.5 30,606.6
3P
(mmmpc) 3,850.6 13,408.7 29,790.2 7,840.1 54,889.6
1P
(mmb) 6,011.9 2,227.3 1,520.2 3,258.0 13,017.4
2P
(mmb) 8,374.3 3,736.0 6,893.2 3,980.0 22,983.5
3P
(mmb) 11,531.9
6,000.7 14,911.3 4,961.0 37,404.8
Fuente: CNH.
8. PLAN QUINQUENAL En cumplimiento a lo establecido en los artículos 29, fracción II, y 31, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y al Quinto Transitorio del RLH, la CNH presentó el 30 de abril de 2015 la propuesta técnica que sirvió como punto de partida para la aprobación y emisión del Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019 derivado de la Reforma Constitucional en Materia de
45
2. Incrementar la tasa de restitución de reservas.
4. Maximizar la renta petrolera.
RESERVAS DE HIDROCARBUROS POR REGIÓN 2015
Gas
1. Revertir la declinación de la producción de hidrocarburos.
3. Acelerar la generación de conocimiento del subsuelo.
TABLA 13
Aceite
El Plan Quinquenal tiene como objetivo:
Energía. El documento fue publicado por la SENER el 30 de junio de 2015. Este Plan busca plantear las bases para la definición de las rondas de licitación de acuerdo al aprovechamiento sustentable y eficiente de nuestros recursos naturales, para detonar el potencial del sector energético y contribuir al desarrollo del país, principales objetivos de la Reforma Energética.
5. Propiciar una planeación estratégica de las empresas. 6. Promover la planeación democrática e incluyente.
Mapa del Plan Quinquenal publicado el 30 de junio.
En dicho Plan, se consideran 4 Rondas de Licitación entre 2015 y 2019, que abarcan 914 Áreas con una superficie de 178.6 mil kilómetros cuadrados, para la exploración y extracción de recursos convencionales y no convencionales. Las Rondas abarcan campos terrestres, con aceites extra-pesados, de aguas someras y de aguas profundas, de los cuales se espera recuperar 107.5 mmmbpce. Es conveniente resaltar que la CNH tomó en cuenta en su propuesta técnica, la existencia de Áreas Naturales Protegidas (ANP) y, a partir de ella, la SENER llevó a cabo un análisis que considera
elementos de política pública, así como los derechos establecidos en los títulos de asignación otorgados en Ronda Cero. El Plan Quinquenal contiene la información estratégica de las áreas para licitación, misma que se traduce en nuevas oportunidades de inversión para la industria de hidrocarburos en México. Asimismo, promueve la coordinación entre el sector industrial nacional e internacional con los objetivos de política pública del sector hidrocarburos, del Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 (PND), así como del Programa Sectorial de Energía 2013-2018 (PROSENER).
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Informe de labores 2014 - 2015
9. CENTRO NACIONAL DE INFORMACIÓN DE HIDROCARBUROS (CNIH) Para dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 35 de la LH la CNH ha puesto en marcha el proceso para la conformación y administración del CNIH, el cual comprende un sistema para recabar, acopiar, resguardar, administrar, usar, analizar, mantener actualizada y publicar diversa información estadística relativa a la producción de hidrocarburos, las reservas, los recursos contingentes y prospectivos, así como la información geológica, geofísica, petrofísica y petroquímica. El CNIH también resguardará, preservará y administrará los núcleos de roca, recortes de perforación y muestras de hidrocarburos que se consideren necesarios para el acervo del conocimiento histórico y prospectivo de la producción de Hidrocarburos del país, a través de la Litoteca Nacional de la Industria de Hidrocarburos. Durante el primer semestre de 2014 se realizó el diseño y la planeación necesaria
Al mes de junio de 2015, se crearon y entregaron 75 paquetes de datos para cada una de las tres convocatorias de la Ronda Uno:
para la integración del CNIH, se realizó la conceptualización, se determinaron los tiempos de ejecución, el personal y los procesos que estarían involucrados. En la segunda mitad del año se llevó a cabo la invitación a los proveedores de servicio líderes en el mundo para concursar por el proyecto de construcción de CNIH, además de la elaboración de los documentos normativos como los lineamientos y la creación de manuales de información digital.
TABLA 14
El proceso incluyó también la creación de formatos para la información del cuarto de datos, así como los formatos para la recepción de información de los operadores. Además de definir los principales flujos, procesos y procedimientos para la administración y operación del cuarto de datos, el control de calidad, la carga de los datos y la transferencia de la información sísmica.
Fuente: CNH.
PAQUETES DE DATOS PARA LA RONDA UNO (ENERO - JUNIO 2015) Paquete
Tipo
Áreas contractuales
Número de pozos
CNH-R01-L01/2014 Exploración 14 34
Número de estudios sísmicos
Paquetes entregados
Costo del paquete
11 estudios 3D y 39 5 estudios 2D
5.3 millones de pesos
CNH-R01-L02/2015 Extracción 5 17 7 estudios 3D 29
5.3 millones de pesos
CNH-R01-L03/2015 Extracción 25 1,222
2.5 millones de pesos
17 prospectos 3D y 7 21 Prospectos 2D
Además de los cuartos de datos físicos, los datos fueron cargados en una plataforma de acceso vía web para la creación del cuarto de datos virtual, con el cual las compañías pueden acceder y descargar toda la información del paquete de datos excepto la sísmica.
La conformación del CNIH ha avanzado en dos frentes: A. MIGRACIÓN HISTÓRICA En el segundo semestre de 2014 se estableció y entró en operaciones el centro de datos del CNIH con una capacidad de almacenamiento de más de 10 Petabytes de información; en el primer semestre de 2015 se inició la migración de la información sísmica para lo cual se aplicó un control de calidad en la recepción e integración de la información antes de ser transferida al centro de datos.
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B. ACCESO A LA INFORMACIÓN DEL CENTRO El primer mecanismo para tener acceso a la información del Centro fue vía los paquetes de datos de las licitaciones. Los cuales se integraron mediante el proceso descrito a continuación: 1. Identificación de la información. 2. Estructuración de la información. 3. Control de calidad de la información. 4. Carga de datos en la plataforma de visualización. 5. Entrega de paquetes. 6. Preparación de salas de visualización.
48
Informe de labores 2014 - 2015
Como segundo mecanismo de acceso a la información, en el primer semestre de 2015 se trabajó en los lineamientos de acceso y uso de la información así como el portal web del Centro; con esto, para el segundo semestre de 2015 todas las empresas interesadas podrán tener acceso a la información del Centro vía un esquema de licenciamiento de información.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos emitirá las siguientes regulaciones: REGULACIONES
Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación y el informe de los recursos contingentes relacionados.
Establecer los elementos técnicos y procedimentales que los Operadores Petroleros deben observar en materia de cuantificación de Reservas y el informe de los Recursos Contingentes Relacionados, así como respecto a la certificación de Reservas de la Nación por parte de Terceros Independientes mediante metodologías, procesos para el registro de los Terceros Independientes y los elementos de los Informes.
Lineamientos para el uso de la información contenida en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.
Establecer los requisitos y el procedimiento para que los interesados puedan obtener el derecho de Uso de Información geológica, geofísica, petrofísica, petroquímica, geoquímica y, en general, la que se otorga o se haya obtenido de las actividades de reconocimiento y exploración superficial, así como de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos realizadas al amparo de una Asignación o un Contrato, y que se encuentre en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.
Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos
Determinar las reglas específicas en relación con el Punto de Medición (fiscal), o punto en el cual se lleva a cabo la medición de los hidrocarburos para la determinación de los precios contractuales.
Lineamientos para la presentación, aprobación y supervisión de los planes de exploración y desarrollo para la extracción de hidrocarburos.
Regular la presentación de la propuesta de los Planes para la Exploración o de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos por parte de los Operadores Petroleros, así como su aprobación, supervisión del cumplimiento y sus respectivas modificaciones, estableciendo los elementos técnicos y económicos que deberán contener, criterios de evaluación técnica conforme a los cuales la Comisión realizará el análisis y Dictamen y las fases y etapas que conforman el procedimiento administrativo para la evaluación y aprobación de los planes y sus modificaciones.
Requisitos y el procedimiento para el otorgamiento de autorizaciones para la celebración de alianzas o asociaciones en los que se ceda el control corporativo y de gestión.
Establecer los requisitos y el procedimiento mediante el cual la Comisión resolverá las solicitudes de Autorización que presenten los Contratistas respecto de la celebración de alianzas o asociaciones para la Cesión del Control Corporativo y de Gestión o de las Operaciones en un Área Contractual
Aprovechamiento del gas natural asociado en los trabajos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
Establecer los elementos técnicos y operativos que deberán contener los Programas de Aprovechamiento del Gas Natural, tanto al asociado al aceite, como el contenido en la veta de carbón mineral y producido por la misma, así como los mecanismos de evaluación y seguimiento de los mismos
10. REGULACIÓN Conforme a la Ley de Hidrocarburos, en su artículo 43 y 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la CNH ejercerá sus funciones, procurando elevar el factor de recuperación y la obtención del vo-
Con base en dichas bases, la Comisión debe emitir la regulación por la que se instrumente el cumplimiento de estas funciones, con el objeto de: I. Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país; II. Elevar el factor de recuperación y la obten-
ción del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación; III. La reposición de las reservas de hidrocarburos,
como garantes de la seguridad energética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos, con base en la tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos;
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lumen máximo de Petróleo y de Gas Natural en el largo plazo y considerando la viabilidad económica de la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en el Área de Asignación o del Área Contractual, así como su sustentabilidad..
IV. La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos; V. Asegurar que los procesos administrativos a
su cargo, respecto de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, se realicen con apego a los principios de transparencia, honradez, certeza, legalidad, objetividad, imparcialidad, eficacia y eficiencia; VI. Promover el desarrollo de las actividades de
exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país, y VII. Procurar el aprovechamiento del gas natu-
ral asociado en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
OBJETIVO
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REGULACIONES
OBJETIVO
Autorización de perforación de pozos.
OBJETIVO: Establecer los elementos técnicos y procedimientos para el otorgamiento de las Autorizaciones para la perforación de Pozos petroleros, así como para la supervisión de su cumplimiento, a través del seguimiento y evaluación de su Integridad, hasta su Abandono que permiten a la Comisión evaluar la ejecución de las actividades objeto de las Autorizaciones durante el Ciclo de Vida de los Pozos.
Transferencia de información histórica a la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
OBJETIVO: Establecer las reglas y el procedimiento mediante el cual Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios y el Instituto Mexicano del Petróleo realizarán la transferencia de la Información Histórica al Centro en cumplimiento del noveno transitorio de la Ley de Hidrocarburos.
12. RELACIONES INTERINSTITUCIONALES Foro Internacional de Reguladores El Foro Internacional de Reguladores, IRF por sus siglas en inglés (International Regulators Forum), es una organización compuesta por 10 países miembros que agrupa a distintos reguladores de hidrocarburos a nivel mundial y que se especializan por mejorar la seguridad en operaciones costa afuera. Los miembros que componen el Foro se caracterizan por estar interesados en compartir experiencias, visiones y comparar diferencias entre sus regulaciones.
11. ATLAS GEOLÓGICO En el marco de las rondas de licitación de áreas para exploración y en el ejercicio de las funciones de la CNH señaladas en el Artículo 39 de la Ley de los Órganos reguladores Coordinados en Materia Energética, se elaboró una Síntesis Geológico petrolera del Área de Aguas Someras El Atlas tiene como propósito dar a conocer las características geológicas generales de las áreas que se enlistan a continuación: La Cuenca Salina del Istmo, en donde los plays principales son areniscas deltaicas, barras costeras y turbidíticas del Mioceno y Plioceno que conforman trampas estructurales, estratigráficas y combinadas asociadas a estructuras extensionales y deformación salina. Los hidrocarburos se encuentran principalmente en areniscas del Mioceno y Plioceno. El Pilar Reforma Akal, con hidrocarburos almacenados principalmente en el Play brechas del Cretácico Superior y en el play calizas oolíticas del Jurásico Superior. La Cuenca de Macuspana, con acumulaciones de hidrocarburos entrampados principalmente en los anticlinales producidos por la inversión estructural y también trampas estratigráficas en el Plioceno.
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correspondiente a las Cuencas del Sureste, que constituyen la provincia petrolera más prolífica en la producción de aceite y gas en México, con 80% de la producción acumulada de la Nación y se estiman recursos prospectivos cercanos a los 10,702 mmbpce. Además, para cada una de estas unidades geológicas se presentan: El contexto geológico regional.
El Marco Estratigráfico, del Jurásico al Plioceno, una descripción de los aspectos sedimentológicos y distribución de facies de las secuencias sedimentarias de interés petrolero. El Marco Estructural, donde se describen los procesos de deformación de la secuencia sedimentaria y la tipología de trampas petroleras resultantes. Los Sistemas Petroleros, que definen los elementos y los procesos de generación, migración y entrampamiento de hidrocarburos.
Algunas de las principales actividades realizadas por la CNH en el marco del Foro son:
- Exponer los avances en materia de regulación basada en desempeño. - Presentar las regulaciones en materia de seguridad industrial en aguas profundas y de quema y venteo de gas; así como los lineamientos de diseño de proyectos y de medición. - Aportar, comparar y recibir investigaciones y estudios relacionados con la seguridad industrial costa fuera en el sector petrolero. - Mejorar el desempeño de la CNH como regulador y colocarlo a la vanguardia internacional al tener acceso a asesorías, proyectos y mesas de trabajo que procuren el intercambio de visiones, experiencias, críticas y discusiones.
La Comisión participó en la organización de la 21ª Reunión General Anual del IRF, que se llevó a cabo en la ciudad de Cancún, México, del 18 al 21 de noviembre de 2014. En esta reunión la Comisión cedió su lugar a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Medio Ambiente en el Sector Hidrocarburos (ASEA), en cumplimiento al Decreto por el que se reforman y adicionan diversas
disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el pasado 20 de diciembre de 2013. A partir de este momento la ASEA es el órgano facultado para regular las materias de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente del sector hidrocarburos, los dos objetivos primordiales del IRF.
La Ronda Uno se efectúa bajo estándares claros de transparencia y rendición de cuentas. Toda la información relacionada con la Ronda Uno se encuentra disponible en el sitio www.ronda1.gob.mx. La CNH garantiza que las licitaciones, los contratos y permisos se realicen con absoluta transparencia, y con estrictos mecanismos de rendición de cuentas.
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Informe de labores 2014 - 2015
{V} Transparencia E
1. DECLARACIÓN DE INTERESES
n el marco de la primera convocatoria para asignar contratos de exploración y extracción de hidrocarburos en 14 bloques del territorio mexicano, el Órgano de Gobierno decidió hacer pública la declaración de intereses de cada uno de sus integrantes como una herramienta para propiciar mayor confianza y transparencia en los procesos, elementos fundamentales para atraer nuevas inversiones a nuestro país.
de algún servicio, consejero, asesor, o proveedor, de algún ente regulado por la propia CNH. Además se declara si algún pariente consanguíneo o por afinidad hasta el cuarto grado de parentesco, tiene relación con algún agente económico del sector. Con este acto, potenciales intereses de los Comisionados y de los funcionarios de nivel directivo de la Institución con el sector petrolero están al alcance del escrutinio público.
En la sesión del 18 de diciembre de 2014, el Órgano de Gobierno de la Comisión, con fundamento en el artículo 22, fracciones I y III de la LORCME, acordó que las Declaraciones de Intereses de los integrantes del Órgano de Gobierno, así como de los integrantes del siguiente nivel jerárquico, debían ser publicadas y actualizadas anualmente en la página electrónica de la CNH.
La acción de declarar intereses, se enmarca en las mejores prácticas internacionales de organismos y gobiernos de países que ocupan lugares destacados en los índices anuales de transparencia, entre ellos, el caso latinoamericano de Chile, donde la declaración de intereses es obligatoria para todos los servidores públicos de su gobierno federal, además de otros países como Australia, Francia, Reino Unido, cuya legislación también la contempla. En el caso de nuestro país, la CNH se convirtió en la primera autoridad mexicana en hacer un ejercicio de declaración de intereses de sus servidores públicos.
Durante la sesión pública transmitida por internet, cada Comisionado dio lectura a su declaración de intereses, que contiene una declaración firmada por escrito donde se expresa si ha sido empleado, directivo, prestador
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2. REGISTRO PÚBLICO Para dar cumplimiento a lo establecido en los artículos 22 fracción XXVI y 25 fracción X de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en materia energética, la CNH administra y mantiene actualizado el Registro Público de sus principales actividades a través de su portal de internet. El Registro Público es una herramienta de transparencia que busca fortalecer el principio de máxima publicidad y disponibilidad de la información de las actividades gubernamentales.
Conforme lo dispuesto por la Ley, la CNH da a conocer mediante el Registro Público lo siguiente:
- Las resoluciones y acuerdos tomados por su Órgano de Gobierno, los cuales reflejan las decisiones adoptadas por el Órgano de Gobierno en el ejercicio de sus atribuciones, la información se encuentra dividida en sesiones ordinarias y extraordinarias; - Los votos particulares que emitan los Comisionados; - Las actas de las sesiones del Órgano de Gobierno; - Los dictámenes, opiniones, instrucciones, aprobaciones y estudios emitidos en cumplimiento de sus atribuciones; - Los permisos, autorizaciones, y otros demás actos administrativos que emita, y - Los demás documentos que señalen otros ordenamientos y disposiciones legales.
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Informe de labores 2014 - 2015
3. COMPROMISO DE CONFIDENCIALIDAD
En esencia, el encargo plasmado en los compromisos de confidencialidad es guardar estricta reserva y confidencialidad de toda la información que con tal carácter sea proporcionada o a la que se tenga acceso o de la que por cualquier otra causa se tenga conocimiento. Estos compromisos fueron rubricados por todo el personal, y en el caso de los Comisionados pueden ser consultados en la página oficial de la CNH.
2014 Octubre
En cumplimiento a lo establecido en los artículos 14 y 17 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en materia Energética, 8 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y en apego al Código de Conducta Institucional de la Comisión, se adopta el Compromiso de Confidencialidad por parte de todos los servidores públicos que laboran en la Institución.
AGENDA DE SESIONES DE ÓRGANO DE GOBIERNO
4. SESIONES DE ÓRGANO DE GOBIERNO
La primera sesión fue transmitida el día 19 de septiembre de 2014 y correspondió a la 9ª Sesión Ordinaria. Se puede consultar el histórico de sesiones (audio y video) en la página de internet de la CNH.
- Se aprueban los Criterios que deberán observar los Servidores Públicos de la CNH para tratar asuntos con personas que representen intereses de Sujetos Regulados.
- CNH emite su opinión para el aviso de perforación de los Pozos Exploratorios Corfu-1 y Lakach-52.
QUINTA SESIÓN EXTRAORDINARIA 16/10/2014 Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Akal-301
SEXTA SESIÓN EXTRAORDINARIA 23/10/2014 Autorización para la perforación de los Pozos Exploratorios Arco 1 y Teotleco-1DL.
SÉPTIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA 10/11/2014 - Asistencia Técnica de SENER Áreas Contractuales a licitar en aguas someras y campos de aceite pesado para la Ronda 1.
OCTAVA SESIÓN EXTRAORDINARIA 14/11/2014 Autorización para la perforación de los Pozos Exploratorios Hem-1, Jabonero-1, Palmas Este-1 y Barcodón Oeste-1.
- CNH niega a PEMEX autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Lakach-114.
Noviembre
En cumplimiento del artículo 11 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la CNH transmite las sesiones de Órgano de Gobierno en tiempo real en la página de la CNH.
DÉCIMA SESIÓN ORDINARIA 10/10/2014 - Integración del Consejo Consultivo para los lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos y Lineamientos Técnicos para la Exploración y Desarrollo de los campos de Hidrocarburos asociados con Lutitas.
- CNH aprueba solicitar a PEMEX plan de desarrollo del Campo Lakach.
DÉCIMA PRIMERA SESIÓN ORDINARIA 27/11/2014 - CNH emite disposiciones Administrativas en materia de Licitaciones de Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
NOVENA SESIÓN EXTRAORDINARIA 20/11/2014 CNH emite opinión sobre el modelo de contratación establecido por SENER para la primera licitación de la Ronda 1.
DÉCIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA 28/11/2014 Asistencia técnica a la SENER para la selección de las áreas contractuales correspondientes a la primera licitación de la Ronda 1.
- Autorización para la Perforación de los Pozos Exploratorios Jaatsul-1, Japoka-1 y Exploratus-101. - Integración del Consejo Consultivo Lineamientos de Reservas. - CNH emite los días de suspensión de labores.
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- CNH instruye visita a la plataforma Centenario. - Convenio de colaboración con el Banco de México, SHCP, SAT y la SENER.
DÉCIMA SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA 8/12/2014 Se aprueba el Reglamento Interno de la CNH. DÉCIMA TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA 10/12/2014 - Se aprueba la Primera Convocatoria de la Ronda 1. - Se aprueban las bases de licitación de la primera convocatoria de la Ronda 1 .
DÉCIMA SEGUNDA SESIÓN ORDINARIA 18/12/2014 - Se aprueba el Código de Conducta. - Se acuerda firmar Compromiso de confidencialidad y Declaración de intereses de los integrantes del Órgano de Gobierno y de los funcionarios de nivel jerárquico. -Se aprueba la lista de participantes e invitados a las sesiones del Consejo Consultivo de Pozos.
Marzo
Diciembre
DÉCIMA PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA 5/12/2014 - Autorización para la perforación de los Pozos Exploratorios Lakach-114 y Zazil Ha-201.
SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA 27/02/2015 - Se aprueba la Segunda Convocatoria de la Ronda 1.
PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA 16/02/2015 CNH emite opinión sobre el modelo de contrato de los procesos de licitación de la segunda convocatoria de la Ronda 1.
- Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Mekpal-1.
- Aprobación de las bases de licitación de la Segunda Convocatoria de la Ronda 1.
TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA 27/02/2015 Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Cratos-1.
- Designación de integrantes del Comité Licitatorio para la Segunda Convocatoria de la Ronda 1. - Modificación al calendario de la Primera Convocatoria de la Ronda 1.
Abril
Enero Febrero
2015 PRIMERA SESIÓN ORDINARIA 15/01/2015 Aprobación de Disposiciones Administrativas de carácter general en materia de Autorizaciones para el Reconocimiento y Exploración Superficial de Hidrocarburos. Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio terrestre Licanto-1.
CUARTA SESIÓN ORDINARIA 26/02/2015 - Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Marino Alaw-1.
SEXTA SESIÓN EXTRAORDINARIA 25/03/2015 - Modificación de las bases de licitación de la primera y segunda convocatorias de la Ronda 1.
QUINTA SESIÓN ORDINARIA 13/03/2015 Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Tleyotl-1.
- Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Mirus-1.
QUINTA SESIÓN EXTRAORDINARIA 13/03/2015 CNH emite lineamientos para los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción correspondientes a asignaciones petroleras.
- Designación del Coordinador y del Secretario del Comité Licitatorio.
TERCERA SESIÓN ORDINARIA 12/02/2015 Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Marino Mizton-101.
CUARTA SESIÓN EXTRAORDINARIA 10/03/2015 Reportes de evaluación de las reservas 1P elaboradas por PEMEX.
- Niega autorización para la perforación del Pozo Exploratorio MarinoSuuk-1.
OCTAVA SESIÓN EXTRAORDINARIA 10/04/201 Aprobación de modificaciones a las disposiciones administrativas en materia de ARES.
DÉCIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA 16/04/2015 CNH emite autorización ARES para las empresas TGS, PGS (3), Dolphin Geophysical, y Spectrum (2).
NOVENA SESIÓN EXTRAORDINARIA 13/04/2015 CNH emite opinión sobre el Modelo de Contratación de los procesos de licitación la tercera convocatoria de la Ronda 1.
DÉCIMA SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA 27/04/2015 Autorización para la Perforación del Pozo Exploratorio Exploratus 1DL.
SEXTA SESIÓN ORDINARIA 16/04/2015 -Integración del Consejo Consultivo para los Lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para emitir autorizaciones para la celebración de alianzas o asociaciones para la cesión del control de las operaciones.
SÉPTIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA 31/03/2015 Aprobación de documento soporte mediante el cual la CNH recomienda areas contractuales a la SENER en campos terrestres en la tercera convocatoria de la Ronda 1.
DÉCIMA TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA 30/04/2015 -CNH emite autorización ARES para la empresa CGG (3). -Modificación al Calendario de las Bases de la Primera Convocatoria de la Ronda 1. SÉPTIMA SESIÓN ORDINARIA 30/04/2015 Propuesta del plan quinquenal de licitaciones de Áreas Contractuales 2015–2019.
-Autorización para la perforaración del Pozo Exploratorio Terresre Arco-1.
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DÉCIMA CUARTA SESIÓN EXTRAORDINARIA 11/05/2015 -Se aprueba la Tercera Convocatoria de la Ronda 1.
Mayo
-Designación de integrantes del Comité Licitatorio para la Tercera Convocatoria de la Ronda 1. OCTAVA SESIÓN ORDINARIA 14/05/2015 CNH emite autorización ARES para las empresas MultiClient y GX Technology. DÉCIMA QUINTA SESIÓN EXTRAORDINARIA 22/05/2015 - CNH emite dictamen técnico respecto de Plan de Exploración y de Desarrollo propuesto por Petróleos Mexicanos para el área de la asignación A-0398-Misión.
NOVENA SESIÓN ORDINARIA 29/05/2015 - Modificaciones a las Bases de Licitación de la Primera Convocatoria de la Ronda 1. -Integración del Consejo Consultivo para la Regulación sobre el aprovechamiento de gas en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
5. REGLAMENTO INTERNO DE LA CNH El 22 de diciembre de 2014, el Órgano de Gobierno de la CNH emitió el Reglamento Interno con fundamento en los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III, y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y 2, fracción I, 3, 5, 22, fracciones III, VII y VIII y 23, fracción VI, así como el Transitorio Tercero, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. El Reglamento Interno tiene como objeto establecer la estructura orgánica y las bases para la operación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
DÉCIMA SÉPTIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA 29/05/2015 Autorización para la perforación de los Pozos Exploratorios Astra 1 y NAT-1DL.
Junio
-CNH emite autorización ARES para las empresas EMGS, Dowell Schlumberger (2). DÉCIMA OCTAVA SESIÓN EXTRAORDINARIA 09/06/2015 -Se aprueban las bases finales de la primera convocatoria de la Ronda 1.
VIGÉSIMA PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA 29/06/2015 -CNH emite opinión a SENER para modificaciones de
- Se aprueba la modificación al calendario de las Bases de licitación de la Segunda Convocatoria de la Ronda 1.
- Asistencia Técnica a la Secretaría de Energía para la selección de Áreas Contractuales de la Cuarta Convocatoria de la Ronda 1.
DÉCIMA NOVENA SESIÓN EXTRAORDINARIA 12/06/2015 -Se aprueba que el Proyecto de Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos sea enviado a COFEMER. - Modificación a las Bases de licitación de la Segunda Convocatoria de la Ronda1. VIGÉSIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA 18/06/2015 -Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Cratos-1 alterno.
asignaciones de exploración y extracción.
DÉCIMA SESIÓN ORDINARIA 30/06/2015 -Modificación al calendario da las Bases de la Segunda Convocatoria de la Ronda 1. -Dictamen relativo a la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas 2P y 3P de hidrocarburos al 1 de enero de 2015. - Integración del Consejo Consultivo para los Lineamientos sobre el uso de la información contenida en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.
- Modificación a las Bases de la Segunda Convocatoria de la Ronda 1. -Modificación a las Bases de la Tercera Convocatoria de la Ronda 1.
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{ VI }
6. CÓDIGO DE CONDUCTA DE LA CNH El artículo 15 de la Ley de los Órganos Reguladores Coor dinados en Materia Energética establece la obligación de que el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, a propuesta del Comité de Ética, emita un Código de Conducta al que deberán sujetarse los comisionados o servidores públicos de la De pendencia y sus actividades. Asimismo, se señala que el Código deberá ser público y tendrá como base
¿Cómo está integrado el Código de Conducta?
los va lores institucionales de rectitud, honestidad, imparcialidad, respeto y transparencia. Con base en ese mandato le gal, el Órgano de Gobierno aprobó el Código de Conducta de la Comisión mediante el Acuerdo 12/001/14 en la Déci ma Segunda Sesión Ordinaria. ¿Qué es el Código de Conducta? El Código es una guía
El Código se integra por ocho apartados: 1.INTRODUCCIÓN: Establece el objetivo y la integración del Código de Conducta. 2. VALORES INSTITUCIONALES: Se definen doce valores de la Administración Pública Federal y doce valores específicos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. 3. MARCO JURÍDICO: Sustento legal del Código. 4. GLOSARIO DE TÉRMINOS: Definición de trece conceptos para efectos de interpretación del Código de Conducta. 5. ¿CÓMO TOMAR UNA DECISIÓN CON SENTIDO ÉTICO?: Mediante cuatro preguntas se orienta al servidor público a la toma de decisiones con sentido ético.
61
construi da sobre veinticuatro valores éticos, doce provenientes del Código de Ética de la Administración Pública Federal y doce propios de la dependencia, además de incluir cin co políticas de conducta cuyo objetivo es guiar la actuación de los servidores públicos de la CNH en el desempeño de sus actividades y comisiones y de esta manera, guiarlos en la toma de decisiones con un sentido ético.
6. POLÍTICAS DE COMPORTAMIENTO: Mediante la inclusión de cinco políticas de comportamiento se apoya también a la toma de decisiones al determinarse en cada una de ellas los actos contrarios a la política. 7. CRITERIOS PARA TRATAR ASUNTOS CON TERCEROS: Lineamientos generales para audiencias y comparecencias, foros, eventos públicos y reuniones. 8. DEL INCUMPLIMIENTO AL CÓDIGO: Señalamiento de que las quejas o denuncias podrán canalizarse al OIC o que se puede acudir de manera directa ante ante la autoridad competente.
Abreviaturas mbd
Millones de barriles diarios
mmb
Millones de barriles
mmbpce
Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
mmmpc
Miles de millones de pies cúbicos
mmpcd
Millones de pies cúbicos diarios
1P
Reservas probadas
2P
Reservas probadas más probables
3P
Reservas probadas más probables más posibles
ANP
Áreas Naturales Protegidas
ASEA
Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente
ATG
Aceite terciario del Golfo
CFE
Comisión Federal de Electricidad
CIEPS
Contratos Integrales de Exploración y Producción
CNH
Comisión Nacional de Hidrocarburos
CNIH
Centro Nacional de Información de Hidrocarburos
CRE
Comisión Reguladora de Energía
IRF
International Regulators Forum
LCNH
Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
LH
Ley de Hidrocarburos
LOAPF
Ley Orgánica de la Administración Pública Federal
LOAPF
Ley Orgánica de la Administración Pública Federal
LORCME
Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética
OIC
Órgano Interno de Control
PEMEX
Petróleos Mexicanos
PEP
Pemex Exploración y Producción
PROFEPA
Procuraduría Federal de Protección al Ambiente
PROSENER
Programa Sectorial de Energía
RGA
Relación Gas-Aceite
RLR27
Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27
RLH
Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
SCIT
Sistema de Clasificación de Información Técnica
SENER
Secretaría de Energía
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{
VII
}
Plan Quinquenal Reglamento Interno de la CNH
Línea de Tiempo A continuación se presenta un registro de los principales sucesos que ocurrieron durante el periodo enero de 2014 – junio de 2015, relacionados con la implementación de la reforma energética en materia de hidrocarburos en México.
20
Reforma Constitucional
21
El Congreso reforma la Constitución de México, se modificaron 3 artículos constitucionales: 25°, 27° y 28°.
Solicitud Ronda Cero PEMEX sometió a consideración de la SENER la adjudicación de 165 áreas exploratorias y 380 campos petroleros.
El Órgano de Gobierno de la CNH emitió el Reglamento Interno el cual tiene como objeto establecer la estructura orgánica y las bases para la operación de la CNH.
Reglamentos de la Ley Se expidieron 25 Reglamentos que regulan las actividades en el sector energético.
La SENER le otorgó, a Pemex 489 Asignaciones, de las cuales 108 le permiten realizar actividades de exploración, 286 de extracción y 95 temporales.
Primera Convocatoria de la Ronda 1
13
La CNH publicó la primera Convocatoria y las bases para el proceso de Licitación Pública Internacional CNH-R01-L01/2014. Integrada por 14 Contratos de Producción Compartida para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México.
11
Legislación Secundaria Se establecen 21 disposiciones transitorias: 9 leyes nuevas y se modificaron 12 leyes existentes.
11
DIC
ENE
2014
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
28 19 Sesiones de Órgano de Gobierno en vivo TEMA A TRATAR: Reforma Energética
Transparencia
Rondas de Licitación
Otros temas
Regulación
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La CNH transmitió la primera sesión (9ª. Sesión Ordinaria) en tiempo real en la página de la CNH.
Disposiciones de licitaciones de Contratos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos. Estas disposiciones dan a conocer los actos y etapas del procedimiento de Licitación, así como de la adjudicación y suscripción de los Contratos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos.
30
22
31
Ronda Cero
La CNH presentó la propuesta técnica que sirvió como punto de partida para la creación del Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019.
Reportes de evaluación o cuantificación de las reservas La CNH emitió la Resolución relativa a los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas 1P de hidrocarburos, la cual determinó que las reservas probadas del país al 1 de enero de 2015 eran 13,017.4 mmbpce.
Segunda Convocatoria de la Ronda 1 La CNH publicó la convocatoria y las bases del segundo proceso licitatorio de Ronda Uno CNH-R01-L02/201 5. Esta convocatoria comprende la adjudicación de Contratos de Producción Compartida para la Extracción de Hidrocarburos en aguas someras, y se refiere a 9 campos: Amoca, Miztón, Tecoalli, Hokchi, Xulum, Ichalki, Pokoch, Misón y Nak agrupados en 5 áreas contractuales.
ENE
2015
FEB
Se dieron a conocer las bases y la convocatoria del tercer proceso licitatorio de la Ronda Uno CNH-R01-L03/2015, misma que comprende la adjudicación de 25 Contratos de Licencia para la Extracción de Hidrocarburos convencionales en zonas terrestres.
12
10
Plan Quinquenal La SENER publicó la primera versión del Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019.
27
30
MAR
ABR
MAY
13
18 Declaración de intereses pública Los integrantes del Órgano de Gobierno de la CNH hicieron pública su declaración de intereses.
Tercera Convocatoria de la Ronda 1
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Disposiciones de autorizaciones para el reconocimiento y exploración superficial de hidrocarburos Esta regulación permite que las empresas autorizadas puedan comercializar la información de forma exclusiva por un periodo de 12 años. Toda la información obtenida de estas actividades formará parte del acervo nacional que resguardará el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos y permitirá multiplicar el volumen de información sísmica actual.
Lineamientos para dictaminar técnicamente los planes de exploración o de desarrollo para la extracción, correspondientes a las asignaciones petroleras. Tienen por objeto establecer los requisitos mínimos que deberán presentar los Asignatarios a la CNH, así como el procedimiento mediante el cual la CNH emitirá su dictamen técnico.
JUN
JUL
30 Reportes de evaluación o cuantificación de las reservas La CNH emitió la Resolución relativa a los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas 2P y 3P de hidrocarburos, en la cual se establece que las reservas 2P del país al 1 de enero de 2015 son 22,983.5 mmbpce, y que las reservas 3P del país al 1 de enero de 2015 son a 37,404.8 mmbpce.
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{ VIII } El Comisionado Presidente de la CNH presenta el INFORME DE LABORES 2014–2015, en cumplimiento al articulo 23, fracción X de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
Órgano de Gobierno
Juan Carlos Zepeda Molina Comisionado Presidente
Edgar René Rangel Germán
Comisionado
Alma América Porres Luna
Guillermo Cruz Domínguez Vargas Comisionado
Comisionada
Nestor Martínez Romero
Sergio Pimentel Vargas
Héctor Alberto Acosta Félix
Comisionado
Comisionado
Comisionado
Secretaría Ejecutiva
Carla Gabriela González Rodríguez Secretaria Ejecutiva
Comisión Nacional de Hidrocarburos www.cnh.gob.mx
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