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Informe de labores INFORME DE LABORES 2014 – 2015 2014 - 2015 Comision Nacional de Hidrocarburos CNH
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Informe de labores
INFORME DE LABORES2014 – 2015
2 0 1 4 - 2 0 1 5
Comision Nacionalde Hidrocarburos
CNH
II. Presentación III. Actividades previas a la implementación de la reforma
IV. Implementación de la Reforma Energética
V. Transparencia
VI. Abreviaturas
VII. Línea de Tiempo
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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
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
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. Código de Conducta de la CNH 61
{ I }Contenido
Informe de labores2014 - 2015
Informe de labores2014 - 2015
La Comisión Nacional de Hidro-carburos (CNH, en adelante) se
creó el 28 de noviembre de 2008 como un organismo desconcentra-do de la Secretaría de Energía, con autonomía técnica para regular y supervisar la exploración y extrac-ción de hidrocarburos en México. La CNH fue formalmente instalada el 20 de mayo de 2009 y a partir del nombramiento de los cinco Comi-sionados 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 modifi-có 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 Coor-dinados 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 persona-lidad jurídica propia, autonomía técnica, de gestión y autosufi-ciencia presupuestaria.
Presentación
Actividades previas a la implementación
de la reforma
En este contexto, le corresponde a la CNH:1. Desarrollar la información y el conocimiento sobre el sub-suelo de México.
2. Licitar los contratos para la exploración y extracción de hi-drocarburos.
3. Administrar las asignacio-nes y los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos.
4. Regular y supervisar la ex-ploración y extracción de los hidrocarburos.
{ II }
{ III }
El Comisionado Presidente de la CNH presenta el INFORME DE LABORES 2014–2015, en cumplimiento al articulo 23, frac-ción X de la LORCME.
El informe comprende las ac-tividades realizadas por la CNH en materia de regulación, supervisión, evaluación y planeación de la ex-ploración y extracción de hidrocar-
buros, durante el periodo de enero de 2014 a junio del 2015. Es impor-tante destacar que durante este pe-riodo entraron en vigor los cambios de la reforma2, modificando sustan-cialmente las actividades y funcio-nes 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.
1 Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Consti-tución 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 Ejecu-tivo Federal el 11 de agosto de 2014
La CNH es una dependencia del Gobierno Federal dise-ñada para llevar a cabo sus funciones bajo los principios de máxima transparencia y rendición de cuentas. Estos princi-pios, establecidos en la Constitución y en la ley, así como en su normatividad interna, marcan un nuevo referente en ma-teria de transparencia en el plano internacional.
Como parte de sus atribuciones previas a la entrada en vigor de las
leyes secundarias de la reforma ener-gética, la CNH atendió diversos reque-rimientos de apoyo técnico de la Se-cretaría de Energía (SENER) y procesó solicitudes de aprobaciones de Petró-leos Mexicanos, a través de su subsi-diaria 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 hi-drocarburos 2014,
d. Aprobaciones relacionadas con la explora-ción superficial.
Lo anterior, ha permitido aportar elementos téc-nicos 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.
1. EVALUACIÓN DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN
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Informe de labores2014 - 2015
1.1 Dictamen de proyectos de exploraciónConforme al artículo 3º de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH), la CNH se apegó estrictamente a la política de hidrocar-buros, 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 otor-gar, modificar, revocar o cancelar asignacio-
nes petroleras para la exploración de hidro-carburos.
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 agos-to de 2014, el dictamen favorable del proyecto explo-ratorio de “Aceite y Gas en Lutitas”, con base en los Lineamientos Técnicos para el diseño de los proyec-tos de exploración y extracción de hidrocarburos y su dictaminación. El sentido del dictamen del proyecto se presenta en la siguiente tabla.
1.2 Opiniones sobre las asignaciones petrolerasCon fundamento en los artículos 4°, fracciones VI y XV de la LCNH; 5° de la Ley Reglamentaria del Ar-tículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (LR27); 33, fracción VIII, de la Ley Orgánica de la Ad-
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:
1.3 Evaluación y verificación de reservas de hidrocarburos 2014El artículo 10 del Reglamento de la Ley Regla-mentaria 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
De acuerdo con lo establecido en el artí-culo segundo de los Lineamientos que regu-lan 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 certificacio-nes realizadas por terceros independientes, la aprobación y el visto bueno sobre los reportes de reservas nacionales de hidrocarburos -con-vencionales y no convencionales- se dividirán en las categorías siguientes:
TABLA 1
Proyecto Sentido del dictamen Resolución
1) Aceite y Gas en Lutitas Favorable CNH.02.002/14
Fuente: CNH.
PROYECTOS EXPLORATORIOS DICTAMINADOS(ENERO – AGOSTO 2014)
El proyecto exploratorio dictaminado se encuentra en etapa de visualización:El proyecto Aceite y Gas en Lutitas se ubi-ca 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 provin-cias petroleras: Cuenca Tampico-Misantla, Cuenca de Burgos, Burro-Picachos, Sabinas, Veracruz y Chihuahua. Cubre una superfi-cie aproximada de 200,000 km². Su obje-tivo es evaluar el potencial petrolero de los plays no convencionales de aceite y gas en lutitas, mediante la realización de estudios
geológicos, la adquisición e interpretación de información sísmica y la aplicación de nue-vas 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 estu-dios y la perforación de 175 pozos explora-torios 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.
- 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 fe-cha 23 de enero de 2014.
- Área 085-54 relacionada con el pro-yecto de exploración Han. La opinión técnica de esta área se emitió en la Re-solución CNH.01.002/14 de fecha 23 de enero de 2014.
- Área A-544 misma que ampara la rea-lización de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos correspon-dientes a los proyectos de incorporación de reservas Simojovel, de extracción Complejo Antonio J. Bermúdez, de explo-ración Malpaso, de extracción Jujo-Teco-minoacán y de extracción San Manuel. La opinión técnica sobre esta área se emitió en la Resolución CNH.06.002/14 de fe-cha 26 de junio de 2014.
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 proba-bles, más posibles (3P), que serán evaluadas, cuantificadas y reportadas por cada región en la que PEMEX ha organizado sus actividades de ex-ploración y extracción.
Conforme lo dispone la fracción II del Vigé-simo 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 indepen-dientes, conforme al cual el proyecto de dic-tamen propuso la aprobación de los reportes sobre los activos cuya diferencia fuera menor o igual al 10%.
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 certificacio-nes de las mismas realizadas por terceros inde-pendientes, 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).
Derivado del análisis de las diferencias ab-solutas se observó que los activos Cantarell, Litoral de Tabasco, Burgos, y Veracruz presen-taban una diferencia mayor al 10% en reser-vas 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 pe-tróleo crudo equivalente.
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Informe de labores2014 - 2015
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
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 fue-ron mayores al 5% respecto a los valores de re-servas 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 terce-ros independientes sobre las certificaciones de las reservas 1P en las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur y, aprobó los re-portes de PEMEX sobre la evaluación y cuanti-ficación 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 re-portes de evaluación o cuantificación de las
reservas 2P y 3P de hidrocarburos elabora-dos por PEMEX y los reportes finales de las certificaciones de las mismas realizadas por terceros independientes, en la cual se esta-bleció 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 Su-roeste, 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 verifi-cación de las reservas de petróleo, se determi-naron 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
Reserva Categoría Unidad Marina Marina Norte Sur Nacionalremanente Noreste Suroeste
Fuente: CNH.
RESERVAS DE HIDROCARBUROS POR REGIÓN 2014
Aceite
Gas
Petróleocrudo
equivalente
1.4 Aprobaciones relacionadas con la exploración superficialEn 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 Públi-ca Federal (LOAPF); y 11 del RLR27, la CNH debía emitir una opinión técnica sobre las solicitudes de permisos para realizar estudios de reconocimien-to y la exploración superficial, con el fin de evaluar su valor técnico y económico, el riesgo geológico
y los trabajos necesarios para identificar los yaci-mientos de hidrocarburos en el subsuelo, con lo que se puede cuantificar los recursos prospecti-vos y las reservas del país.
En el periodo comprendido entre enero y agosto de 2014, la CNH emitió opiniones res-pecto a las solicitudes de Permisos de Explora-ción Superficial relacionados con el estudio sís-mico Sur de Burgos 2D.
El estudio sísmico Sur de Burgos 2D, Se-gunda 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 bi-dimensional de alta densidad que contribuya a definir el marco geológico estructural del área de estudio congruente con el modelo sedimen-tario, mediante la visualización y conceptuali-zación de los rasgos geológicos.
Cabe señalar que la CNH efectuó algunas recomendaciones específicas sobre el permi-so, con el objetivo de garantizar la ejecución y minimizar los riesgos inherentes a cada es-tudio 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.
TABLA 3
FIGURA 1. SUR DE BURGOS 2D, SEGUNDA PARTE
Permisos Resolución Fecha
Sur de Burgos 2D, Segunda Parte CNH.01.003/14 23 de enero 2014
Fuente: CNH.
Fuente: CNH.
PERMISOS DE EXPLORACIÓN SUPERFICIAL(ENERO – AGOSTO 2014)
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Informe de labores2014 - 2015
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 profundasEl 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 Gene-ral 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 cumplimien-to de la acreditación de la suficiencia técnica y operativa, propia o adquirida median-te contratación de bienes o servicios; el cumplimiento de las coberturas financieras contingentes y de los elementos técnicos y puntos críticos; de los planes y pro-cedimientos 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 inheren-tes 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 eva-luar de forma previa a la perforación, las capacidades técnicas, operativas y de con-tención, 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.
2. REGULACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS
TABLA 4
Pozo Resolución
Fuente: CNH.
OPINIONES SOBRE LA PERFORACIÓN DE POZOS
EN AGUAS PROFUNDAS(ENERO 2014 - FEBRERO 2015)
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, CNH.09.001/142ª. etapa
Corfu-1 CNH.10.001/14
Lakach-52 CNH.10.002/14
Con base en estas Disposiciones, la CNH emitió 9 opinio-nes 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 acre-dite 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 fun-ciones de la Unidad de Respuesta a Emergencias, se es-tablezca con toda claridad las funciones y responsabili-dades que cada una de las categorías deberá ejecutar en caso de contingencia.
Para el pozo Nat-1 la resolución de la CNH recomien-da que PEMEX debe realizar las gestiones necesarias para la obtención y posterior remisión del Programa Tentativo de Capacitación y de las evidencias de su instrumenta-ción; 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.
En cuanto al pozo Maximino-1DL, PEMEX deberá noti-ficar a la CNH cualquier variación de las condiciones meto-ceánicas bajo las cuales estarán trabajando los equipos crí-ticos, y en caso de ser necesario, adoptar las medidas para evitar la materialización de un peligro grave o riesgo inmi-nente al personal, al medio ambiente o a las instalaciones.
Para el pozo Lakach-32 la CNH opinó que PEMEX cuen-ta 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 debe-rá considerar, durante el desarrollo de sus actividades, las lecciones aprendidas en el pozo Maximino-1DL, principal-mente en lo que corresponde a los riesgos someros, en el intervalo de 0 a 1,500 metros.
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Informe de labores2014 - 2015
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.
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 es-tudios, las obras, las perforaciones explorato-rias y demás trabajos necesarios para su eva-luación, 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 proporcio-nar 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 ba-ses y procedimientos para la entrega de infor-mación relativa a los recursos prospectivos y contingentes de la Nación para su evaluación y seguimiento hasta su incorporación como re-serva, para la ejecución de las actividades ex-ploratorias, su proceso y su plan exploratorio, así como para poder evaluar el éxito explora-torio de las actividades y proyectos de explo-ración de hidrocarburos que realice PEMEX.
2.2 Instructivos y Lineamientos
C.1 INSTRUCTIVO QUE PETRÓLEOS MEXICANOS Y SUS ORGANISMOS SUBSIDIARIOS DEBERÁN OBSERVAR PARA PROPORCIONAR LA INFORMA-CIÓN RELACIONADA CON LOS RECURSOS CON-TINGENTES Y PROSPECTIVOS DE LA NACIÓN Y DEL PROCESO EXPLORATORIO
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 SE-NER 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 en-tregar a la CNH los criterios por los cuales hará uso de esta técnica y describir en la pla-neación 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 demues-tran 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 Pro-tección al Medio Ambiente del Sector Hidrocar-buro (ASEA).
En febrero de 2015, la CNH transfirió a la ASEA la información correspondiente al cam-bio de atribuciones previsto en la modificación del marco legal. A partir de esta fecha, la auto-rización que realiza la CNH para la perforación de pozos exploratorios toma en cuenta la eva-luación 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 Pro-tección al Medio Ambiente del Sector Hidro-carburos, es atribución de la ASEA regular, supervisar y sancionar en materia de Seguri-dad Industrial, Seguridad Operativa y protec-ción al medio ambiente, todo lo relacionado con las actividades del Sector.
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Informe de labores2014 - 2015
I. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán obser-var para proporcionar información relacionada con los resultados de los Recursos Contingentes.
Los instructivos emitidos son los siguientes:
A partir de la publicación de dichos instructivos, la CNH ha autorizado la perfora-ción de 27 pozos explorato-rios, descritos en la siguien-te Tabla:
TABLA 5
Pozo Resolución Pozo Resolución
Fuente: CNH.
POZOS EXPLORATORIOS AUTORIZADOS, NO AUTORIZADOS Y DESECHADOS
(ABRIL 2014- JUNIO 2015)
Jaatsul-1 CNH.11.002/14
Akal-301 CNH.E.05.001/14
Arco-1 CNH.E.06.001/14
Teotleco-101 DL CNH.E.06.002/14
Japoka-1 CNH.11.003/14
Lakach-114 CNH.E.07.001/14
Lakach-114 (bis) CNH.E.11.001/14
Hem-1 CNH.E.08.001/14
Jabonero-1 CNH.E.08.002/14
Palmas Este-1 CNH. E.08.003/14
Barcodón Oeste-1 CNH. E.08.004/14
Zazil Ha-201 CNH. E.11.002/14
Exploratus-101 CNH.E.11.004/14
Licanto-1 CNH.01.001/15
Alaw-1 CNH.04.001/15
Mekpal-1 CNH.04.002/15
Tleyotl-1 CNH.05.001/15
Exploratus-1DL CNH.E.12.001/15
Arco-1 (bis) CNH.06.001/15
Cratos-1 CNH.E.03.001/15
Mirus-1 CNH.E.06.001/15
Suuk-1 CNH.E.06.002/15
Suuk-1 (bis) CNH.E.11.001/15
Astra-1 CNH.E.17.001/15
Nat-1DL CNH.E.17.002/15
Cratos-1 alterno CNH.E.20.001/15
II. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán obser-var para proporcionar información relacionada con los resultados de los Recursos Prospectivos.
III. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán obser-var para proporcionar información relacionada con la base de datos de Plays Convencionales.
IV. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán obser-var para proporcionar información relacionada con la base de datos de Plays no Convencionales.
V. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán obser-var para proporcionar información relacionada con la base de datos de oportunidades exploratorias.
VI. Instructivo que Pemex y sus Organismos Subsidiarios deberán ob-servar 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 ex-ploratorios.
A fin de dar cumplimiento al artículo 4° fracción IX de la LCNH, la CNH publica perió-dicamente en su portal de in-ternet diversos reportes de indicadores. Su finalidad es dar seguimiento puntual al desempeño del sector y ofre-cer a la comunidad petrolera, académicos y público en ge-neral, la información estadísti-ca oportuna de los principales resultados operativos en ma-
teria de exploración y extrac-ción 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 indi-cadores de hidrocarburos, ha-ciendo públicos los siguientes reportes a través de su página electrónica:
2.3 Estadísticas de eficiencia operativa
13 14
Informe de labores2014 - 2015
En materia de exploración se publica mensualmente: En materia de extracción se publican diversos reportes, entre los cuales se encuentran:
a/ 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: Petróleos Mexicanos. FUENTE: Anuario Estadístico de Pemex 2011 y Portal Interactivo Pemex-Sener.
*/ Se refiere al Programa Operativo Anual. */ Se refiere al Programa Operativo Anual.**/ Información enero-junio de 2015. **/ Información enero-junio de 2015.
*/ Se refiere al Programa Operativo Anual 2015 (POA-2015).**/ Información enero-junio de 2015.
*/ Se refiere al Programa Operativo Anual 2015 (POA-2015).**/ Información enero-junio de 2015.
FUENTE: Portal Interactivo Pemex-Sener 27/jul/2015.
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROSReporte de Actividad Exploratoria
Pozos Perforados 2015
Junio de 2015
Tasa de restitución 2007-2014
Periodo de perforación y terminación por pozo 2015
Histórico de pozos 2007-2015a
Pozos Perforados 2011-2015 Pozos Terminados 2011-2015
Serbal-1 es pozo de shale gas.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.
28-ene.-15
1-mar.-15
24-mar.-15
27-mar.-15
7-ene.-15
23-mar.-15
4-abr.-15
4-abr.-15
28-may.-15
20-mar.-13
27-abr.-14
24-feb.-14
28-may.-14
23-may.-14
4-dic.-14
9-jul.-14
10-ene.-15
9-mar.-15
2-oct.-13
19-sep.-14
13-may.-13
12-abr.-15
5-may.-15
9-may.-15
7-jun.-15
7-ene.-14
9-feb.-14
16-sep.-14
28-oct.-14
23-ene.-15
28-feb.-15
5-abr.-15
19-abr.-15en
e.-1
3m
ar.-1
3ab
r.-13
may
.-13
may
.-13
jun.
-13
jul.-
13ag
o.-1
3se
p.-1
3oc
t.-13
nov.
-13
dic.
-13
ene.
-14
feb.
-14
mar
.-14
abr.-
14m
ay.-1
4ju
n.-1
4ju
l.-14
ago.
-14
sep.
-14
oct.-
14no
v.-1
4di
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5fe
b.-1
5m
ar.-1
5ab
r.-15
may
.-15
jun.
-15
SERBAL 1
KAYAB 101
BATSIL 1
TSON 301
MAXIMINO 1DL
HEM 1
CHEEK 1
EXPLORATUS 101
ALAW 1
NAK 1001
ESAH 1
NAVEGANTE 1DL
LICANTO 1
MIZTON 101
SUUK 1
NAT 1 DL
XIKIN 1
TSIMIN 3DL
TECOALLI 1001
AKAL 301
JAATSUL 1
CORFU 1
MIRUS 1
MEKPAL 1
Periodo de perforaciónPeriodo de terminación
Terminados
v
En perforaciónEn terminación
2 1 1
5 4 42
4 4
9
2
75 4
11
0123456789
10
Pro
gram
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Pro
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Pro
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Pro
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Pro
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Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Programados No programados
49
9
57
14
45
15
70
10
51
3
23 22 2512
20
1020304050607080
Pro
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l
Pro
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Rea
l
Pro
gram
a*
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l
Pro
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Pro
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l
Acum. Anual2011
Acum. Anual2012
Acum. Anual2013
Acum. Anual2014
Acum. Anual2015**
Programados No programados
54
13
53
12
4114
67
9
49
5
20 25 2415 4
01020304050607080
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Pro
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l
Acum. Anual2011
Acum. Anual2012
Acum. Anual2013
Acum. Anual2014
Acum. Anual2015**
Programados No programados
50%
72% 77%86%
101% 104%
68% 67%
11%25% 28%
17% 11% 10% 8% 7%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tasa de restitución total 1P Tasa de restitución por nuevos descubrimientos 1P
4926
6827
7129 40 23 32 16 36 21 40 23 22 8
23 38 4616 17 16 15
16
53%42% 39%
59%48%
57% 61%
33%44%
Per
fora
dos
Term
inad
os
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Per
fora
dos
Term
inad
os
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015**
Pozos Productivos Pozos no productivos % Éxito*
No Programados =
5
No Programados = 1
En perforación
En terminación
Programados = 5
Programados = 8
v
No Programados =
4
5 4
5
44%
Perforados Terminados
2015**
Programados = 1
Aceite Gas PCEmmmb mmmmpc mmmbpce
30.7 20.7 34.70.0 53.8 10.80.6 67.0 13.90.6 0.0 0.8
31.9 141.5 60.2
PozoProf. Total
(mts) TerminaciónIntervalo Productor
(mts)Municipio
Entidad Federativa
EMERGENTE 1 4,071 17-feb-11 3,618-3,670 Hidalgo CoahuilaPERCUTOR 1 3,436 30-mar-12 3,330-3,390 Progreso CoahuilaHABANO 1 3,770 15-abr-12 3,703-3,643 Hidalgo CoahuilaMONTAÑES 1 3,200 30-abr-12 3,155-3,080 Guerrero CoahuilaNOMADA 1 2,850 30-jun-12 2,806-2,737 Nava CoahuilaARBOLERO 1 4,007 07-jul-12 3,878-3,825 Anáhuac Nuevo LeónANHELIDO 1 3,945 28-dic-12 2,847-2,922 Cruillas TamaulipasCHUCLA 1 3,705 30-mar-13 3,560-3,645 Hidalgo CoahuilaDURIAN 1 4,250 05-jul-13 4,155-4,215 Anáhuac Nuevo LeónNUNCIO 1 4,900 23-nov-13 4,821-4,865 Burgos TamaulipasTANGRAM 1 4,426 31-dic-13 4,320-4,400 China Nuevo LeónGAMMA 1 3,793 22-dic-13 3,690-3,740 Guerrero CoahuilaKERNEL 1 4,404 31-dic-13 4,292-4,364 Melchor Ocampo Nuevo LeónBATIAL 1 4,199 21-may-14 4,110-4,160 Los Herreras Nuevo LeónMOSQUETE 1 4,156 11-jun-14 4,030-4,094 Burgos TamaulipasNERITA 1 4,100 08-ago-14 3,922-4,013 Los Ramones Nuevo León Productor no comercial de gas secoCEFIRO 1 4,598 28-sep-14 4,502-4,560 Burgos TamaulipasSERBAL 1 4,750 28-ene-15 4,620-4,715 Cruillas Tamaulipas Productor no comercial de gas húmedo
EMERGENTE 0.0 0.0 0.0 4.5 29.7 111.4HABANO 0.0 0.0 0.0 6.5 31.5 97.5ANHELIDO 0.3 1.7 5.3 2.3 12.8 39.8
Aceite GasCampo 1P
(mmb)2P
(mmb)3P
(mmb)1P (mmmpc) 2P
(mmmpc)3P
(mmmpc)
Productor comercial de gas seco
Productor comercial de gas y condensadoProductor no comercial de gas y condensadoImproductivo secoProductor comercial de gas seco
Productor comercial de gas secoProductor comercial de gas secoProductor comercial de gas secoProductor no comercial de gas y condensado
Resultado
Productor comercial de gas secoProductor comercial de gas seco
Total de pozos exploratorios
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROSSeguimiento a la exploración y extracción de aceite y gas en lutitas
Junio de 2015
Pozos exploratorios de aceite y gas en lutitas terminados
Provincias petroleras y pozos perforados
Provincia petrolera
Tampico-MisantlaBurgos MZSabinas-Burro-PicachosVeracruzTotal Shale
Recursos Prospectivos Documentados
Productor comercial de aceite y gasProductor comercial de gas y condensado
Producción de gas (mmpcd)
Producción de gas (mmpcd)
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.
Producción de aceite (bd)
Productor no comercial de gas secoImproductivo seco
Productor comercial de gas seco
Reservas remanentes de aceite y gas 2014
Aceite31.953%
Gas28.347%
60.2 mmmbpce
Tampico-Misantla
34.758%
Burgos MZ10.818%
Sabina-Burro-
Picachos13.923%
Veracruz0.81%
18Pozos
explotariosterminados
2
1
8
2
2
2
1
Improductivo seco
Productor comercial deaceite y gas
Productor comercial degas seco
Productor comercial degas y condensado
Productor no comercialde gas y condensado
Productor no comercialde gas seco
Productor no comercialde gas húmedo
050
100150200250300350
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2013 2014
Anhélido*
REPORTE DE ACTIVIDAD EXPLORATORIA. Su principal objetivo es dar seguimiento a la perfora-ción y terminación de pozos exploratorios, con el fin de mostrar la evolución en el éxito exploratorio y la resti-tución de reservas por nue-vos descubrimientos.
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, infor-mación sobre los pozos exploratorios, las reservas identificadas en los campos, así como su producción.
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun1\
(1 al 28)
Producción Nac. Aceite (mbd) 2,506 2,501 2,469 2,478 2,490 2,436 2,388 2,415 2,390 2,363 2,363 2,353 2,251 2,332 2,319 2,201 2,227 2,257Cantarell 354 356 353 349 345 325 310 318 302 292 284 271 259 258 249 240 240 233 Akal 198 202 199 193 189 184 184 177 167 154 146 133 120 117 112 102 101 N/D Otros 156 154 154 156 156 142 127 141 135 138 138 139 139 140 137 138 139 N/DChicontepec (ATG) 56 53 52 50 48 48 47 47 47 47 45 45 44 44 43 43 42 42Ku-Maloob-Zaap 865 863 853 860 863 841 839 853 858 861 862 864 790 867 867 859 860 860 Ku 229 226 229 225 220 209 204 199 204 198 189 187 174 184 180 171 174 N/D Maloob 313 316 315 318 322 318 322 336 337 347 365 369 333 368 368 379 374 N/D Zaap 314 311 299 308 311 304 304 307 307 307 300 299 273 306 307 298 302 N/D Otros 9 9 9 9 9 9 9 11 10 8 8 9 9 9 12 11 11 N/DActivo Litoral de Tabasco 303 307 302 308 315 319 326 335 331 331 334 334 333 337 340 338 341 N/D Crudo Ligero Marino 146 143 141 145 143 137 128 127 122 120 117 116 112 107 103 110 110 110 Yaxché 99 98 95 98 108 108 106 103 104 107 105 107 99 104 106 111 109 N/D Tsimin-Xux 58 67 66 65 64 73 92 104 105 105 111 111 122 126 131 117 122 N/D Otros 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N/DRegión Sur 482 481 475 476 481 471 453 451 441 408 408 404 398 397 393 392 390 N/DOtros 446 440 434 436 438 431 413 411 411 424 430 436 426 429 428 328 354 N/DProducción Nac. Gas (incl. N2) (mmpcd) 6,460 6,545 6,563 6,553 6,492 6,527 6,504 6,576 6,457 6,498 6,528 6,678 6,584 6,676 6,558 6,257 6,202 6,399Burgos 1,177 1,199 1,197 1,198 1,204 1,214 1,222 1,233 1,231 1,263 1,261 1,252 1,229 1,226 1,210 1,177 1,084 1,115Cantarell 1,050 1,065 1,093 1,101 1,105 1,127 1,112 1,114 1,104 1,104 1,120 1,278 1,329 1,354 1,254 1,253 1,256 1,365 Akal 977 992 1,019 1,027 1,032 1,060 1,050 1,046 1,040 1,038 1,055 1,215 1,265 1,290 1,190 1,189 1,193 N/D Otros 73 73 74 74 73 67 62 68 64 65 66 63 64 64 64 64 63 N/DKu-Maloob-Zaap 504 534 541 549 547 575 579 607 584 611 624 596 469 529 546 572 534 519 Ku 244 275 290 292 298 315 316 292 291 313 327 312 249 275 260 279 243 N/D Maloob 125 122 114 116 113 121 125 146 141 150 152 144 105 129 156 160 158 N/D Zaap 133 135 135 140 134 137 136 166 149 147 143 138 113 123 129 132 131 N/D Otros 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 N/DVeracruz 443 441 440 445 456 461 471 469 469 469 452 446 441 431 417 405 399 396Chuc 451 453 451 452 431 421 401 395 368 393 400 400 395 407 405 231 264 291Chicontepec (ATG) 154 155 153 149 149 148 148 147 148 148 147 146 146 147 148 146 146 N/DOtros 2,680 2,698 2,687 2,658 2,600 2,580 2,571 2,612 2,553 2,511 2,523 2,559 2,575 2,581 2,579 2,472 2,519 N/DProducción de Nitrógeno (mmpcd) 695 720 727 735 739 812 806 818 810 818 808 797 736 940 884 891 882 881Gas a la atmósfera (mmpcd) 212 210 213 247 250 298 355 406 330 432 437 360 293 329 434 754 663 1,032
Gas Natural4\ 176 176 180 212 216 249 280 314 232 311 323 278 243 266 275 538 474 555
Nitrógeno5\ 26 24 23 26 26 40 66 82 88 111 105 73 40 53 149 207 179 477Dioxido de carbono CO2 10 10 10 9 9 9 9 10 9 9 9 10 10 10 10 10 9 N/D
Pozos de Desarrollo, Total NacionalPerforados2\ y 6\ 56 43 44 39 40 50 51 43 44 33 34 39 21 15 27 27 31 N/DEn operación 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 N/D
Activo Integral CantarellPerforados2\ 2 1 1 1 0 0 3 3 0 0 0 2 0 0 0 0 3 N/DEn operación 216 231 225 234 233 223 222 228 228 235 231 226 219 211 205 203 201 N/D
Chicontepec (ATG)Perforados2\ 2 0 2 0 4 5 5 5 6 6 4 3 2 1 4 9 7 N/DEn operación 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 N/DSin producción3\ 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
Las cifras pueden no coincidir por el redondeo.
Fuentes: BDI (al 03/juL/15), Portal Interactivo PEP-SENER (al 28/jun/15). Página 1 de 2
6\ Los pozos taponados por accidente mecánico en la perforación no se contabilizan como pozo perforado.
Producción por Proyecto
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.
1\ Los indicadores de junio de 2015 son preliminares (Portal Interactivo PEP-SENER).
5\ El nitrógeno observado en junio de 2015 incluye nitrógeno usado para el bombeo neumático.
2014Indicadores de Interés
2015Indicadores Mensuales
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS Reporte de Indicadores de Extracción
Al 28 de junio de 2015
Producción de Aceite en ChicontepecPrograma vs. Observado
100
150
200
250
300
350
400
450
Ku-Maloob-ZaapVeracruz
2,25
1
2,33
1
2,32
8
2,32
9
2,32
7
2,31
5
2,27
9
2,28
5
2,24
3
2,26
1
2,26
3
2,25
0
2,25
1
2,33
2
2,31
9
2,20
1
2,22
7
2,25
7
ene.
-15
feb.
-15
mar
.-15
abr.-
15
may
.-15
jun.
-15
jul.-
15
ago.
-15
sep.
-15
oct.-
15
nov.
-15
dic.
-15
(miles de barriles diarios)
Programa (POT I) Observado
6,58
6
6,66
8
6,47
1
6,44
7
6,43
4
6,38
3
6,32
0
6,27
6
6,23
4
6,21
3
6,18
7
6,14
2
6,58
4
6,67
6
6,55
8
6,25
7
6,20
2
6,39
9
ene.
-15
feb.
-15
mar
.-15
abr.-
15
may
.-15
jun.
-15
jul.-
15
ago.
-15
sep.
-15
oct.-
15
nov.
-15
dic.
-15
(millones de pies cúbicos diarios)
Programa (POT I) Observado
44 44
40 38 36 35 34 32 31 30 28 27
44 44 43 43 42 42
ene.
-15
feb.
-15
mar
.-15
abr.-
15
may
.-15
jun.
-15
jul.-
15
ago.
-15
sep.
-15
oct.-
15
nov.
-15
dic.
-15
(miles de barriles diarios)
Programa (POT I) Observado
Producción Nacional de GasPrograma vs. Observado
Producción Nacional de AceitePrograma vs. Observado
Indicadores de Interés
I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Anual5,769 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 5,5751,914 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 1,6741,275 1,205 1,147 1,080 1,176 1,059 1,065 1,229 1,258 1,154 1,229 1,226 1,210 1,177 1,084 1,114 1,173
541 491 474 450 489 432 445 458 441 444 426 416 402 389 383 380 39978 71 71 77 74 81 83 79 66 77 64 66 62 67 68 70 6620 17 24 32 23 39 31 37 40 37 40 40 37 34 33 31 36
3,855 3,774 3,918 4,115 3,916 4,197 4,137 3,898 3,956 4,046 4,088 3,987 3,964 3,700 3,752 3,917 3,901748 718 733 790 748 815 793 865 896 843 965 974 977 907 962 963 958
Abkatún-Pol-Chuc 560 571 580 606 579 610 585 507 513 553 521 534 529 309 344 406 440577 508 533 548 541 566 556 518 456 523 433 420 415 412 405 411 416
Macuspana - Muspac 450 438 426 449 441 436 420 401 397 413 404 402 401 405 403 402 403405 375 412 423 404 523 564 541 609 560 817 620 593 595 585 686 650342 379 418 479 405 453 464 475 485 469 354 432 442 457 434 424 424772 785 816 819 798 793 757 592 598 684 595 605 607 615 621 625 611
I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Anual5,769 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 5,5751,377 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 1,173748 718 733 790 748 815 793 865 896 843 965 974 977 907 962 963 958560 571 580 606 579 610 585 507 513 553 521 534 529 309 344 406 440577 508 533 548 541 566 556 518 467 523 433 420 415 412 405 411 416528 509 497 526 515 517 503 484 466 491 468 468 463 472 471 472 469546 496 480 457 495 442 454 456 459 455 441 431 417 405 399 396 415405 375 412 423 404 523 564 541 609 560 817 620 593 595 585 686 650342 379 418 479 405 453 464 475 485 469 354 432 442 457 434 424 424286 288 299 312 296 276 241 220 214 238 216 224 224 225 228 230 224
Aceite Terciario del Golfo 168 171 168 161 167 154 149 148 147 150 146 147 148 146 146 144 146120 126 134 137 129 151 148 146 162 153 159 158 157 159 163 164 160112 107 117 114 112 110 101 98 99 103 99 101 101 102 102 102 101
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015*4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 5,915 6,289 6,534 6,337 5,913 5,676 5,679 5,758 5,5751,299 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 1,6741,003 990 1,007 1,031 1,095 1,217 1,330 1,412 1,383 1,515 1,459 1,310 1,206 1,176 1,154 1,173
Veracruz 148 136 154 205 314 499 723 921 956 807 816 714 599 489 444 399Macuspana - Muspac 134 131 122 117 132 126 153 183 190 178 136 113 82 74 77 66Otros 14 15 23 27 23 21 60 97 70 50 47 33 24 23 37 36
3,380 3,239 3,118 3,119 3,010 2,954 3,090 3,302 3,690 3,984 3,879 3,742 3,766 3,916 4,046 3,901Litoral de Tabasco 128 115 100 87 146 223 344 448 454 531 578 649 736 748 843 958
692 621 520 494 456 432 513 544 569 580 594 559 524 579 553 440Samaria-Luna 524 513 497 460 411 438 463 518 572 679 715 652 624 541 523 416Macuspana - Muspac 812 743 736 717 606 490 408 351 369 413 444 458 461 441 413 403Cantarell 567 640 704 786 789 761 718 802 999 959 675 490 403 404 560 650Ku-Maloob-Zaap 170 154 127 154 158 167 203 212 273 327 332 331 330 405 469 424Otros 488 454 433 420 442 443 443 427 454 495 542 603 690 798 684 611
* El promedio de 2015 es al mes de junio de 2015.1\ 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).
Reporte de Producción de Gas Natural en MéxicoCOMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Junio de 2015
Indicadores Mensuales2014 2015
Indicadores Mensuales por Activo2014 2015
Cantarell
Otros
2013
2013
Producción Nacional (mmpcd)
Producción de Gas Natural1\
Otros
Gas No Asociado
Samaria-Luna
Burgos2\
VeracruzMacuspana - Muspac
Ku-Maloob-Zaap
Gas AsociadoLitoral de Tabasco
Burgos
Abkatún-Pol-Chuc
Gas Asociado
Producción Nacional (mmpcd)Gas No Asociado
Producción Histórica1\
Burgos2\
Poza Rica-AltamiraIndicadores Anuales
Producción de Gas Natural por Activo1\
Veracruz
Cinco Presidentes
Producción Nacional (mmpcd)
Ku-Maloob-Zaap
Abkatún-Pol-ChucLitoral de Tabasco
Bellota-Jujo
Macuspana - Muspac
Cantarell
Samaria-Luna
4,67
9
4,51
1
4,42
3
4,49
8
4,57
3
4,81
8
5,35
6
5,91
5
6,28
9
6,53
4
6,33
7
5,91
3
5,67
6
5,67
9
5,75
8
5,57
5
01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
*
Gas Natural por Tipo(millones de pies cúbicos diarios)
Gas No Asociado Gas Asociado
4,67
9
4,51
1
4,42
3
4,49
8
4,57
3
4,81
8
5,35
6
5,91
5
6,28
9
6,53
4
6,33
7
5,91
3
5,67
6
5,67
9
5,75
8
5,57
5
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
*
Producción de Gas Natural(millones de pies cúbicos diarios)
4,67
9
4,51
1
4,42
3
4,49
8
4,57
3
4,81
8
5,35
6
5,91
5
6,28
9
6,53
4
6,33
7
5,91
3
5,67
6
5,67
9
5,75
8
5,57
5
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Gas Natural por Activo(millones de pies cúbicos diarios)
Burgos Veracruz Macuspana - MuspacSamaria-Luna Litoral de Tabasco CantarellKu-Maloob-Zaap Abkatún-Pol-Chuc Otros
30%
70%
Burgos21%
Veracruz7%
Macuspana -Muspac
1%
Otros0.6%
Cantarell12%
Samaria-Luna7%
Otros11%
Macuspana -Muspac
7%
Abkatún-Pol-Chuc8%
Ku-Maloob-Zaap8%
Litoral de Tabasco
17%
Distribución del Gas Natural por Activo
Gas Asociado
Gas No Asociado
INDICADORES DE EXTRACCIÓN.El objetivo principal es re-portar semanalmente la producción de aceite y gas de los principales proyectos, así como la producción de nitrógeno y gas a la atmós-fera y el número de pozos operando.
REPORTE DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL. La finalidad es mostrar men-sualmente la producción de gas natural sin incluir nitró-geno. Se presenta la pro-ducción de gas sin incluir nitrógeno, dividida por tipo de gas para los principales activos.
15 16
Informe de labores2014 - 2015
Ene Feb Mar7\ Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Prom*Producción (mbd) 3,012 3,127 3,177 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,577 2,553 2,548 2,522 2,429 2,251 2,332 2,319 2,201 2,227 2,247 2,262Distribución (mbd) 2,986 3,106 3,163 3,358 3,363 3,320 3,234 3,058 2,754 2,594 2,549 2,515 2,479 2,420 2,310 2,245 2,375 2,338 2,149 2,213 2,092 2,234
Refinación2\ 1,367 1,349 1,447 1,509 1,489 1,487 1,445 1,356 1,347 1,362 1,191 1,172 1,211 1,229 1,161 1,010 1,030 1,103 1,066 1,108 1,076 1,066Exportación6\ 1,620 1,757 1,716 1,848 1,874 1,833 1,789 1,701 1,407 1,232 1,358 1,343 1,268 1,190 1,149 1,235 1,345 1,235 1,083 1,105 1,016 1,168
Diferencia diaria (mbd) 25.6 21.4 14.0 13.3 20.2 13.5 21.8 17.9 37.4 8.0 28.3 37.4 68.6 102.7 119.2 5.7 -42.9 -19.0 52.0 14.0 154.4 27.7Diferencia porcentual(producción - distribución)
0.8% 0.7% 0.4% 0.4% 0.6% 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%
Diferencia anual/mensual (mmb) 9.4 7.8 5.1 4.9 7.4 4.9 8.0 6.5 13.7 2.9 10.3 13.7 25.1 37.5 43.5 0.2 -1.2 -0.6 1.6 0.4 4.6 5.0
Notas:1\ Promedio móvil a seis meses de las diferencias entre la producción nacional de aceite y el volumen de aceite distribuido (Exportación+Refinación).2\ 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.
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 diariosmmb = millones de barrilesLas cifras pueden no coincidir por el redondeo.
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. Página 1 de 1
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.
Reporte de Producción y Distribución de Aceite
20122003 2004 2011
Indicadores Mensuales
Junio de 2015
Distribución de aceite(Miles de barriles diarios)
Existencias de crudo y Capacidad de Almacenamiento5\
(Miles de barriles)
Promedio móvil de la diferencia 1\
(Miles de barriles diarios)Diferencia porcentual entre producción y distribución3\
Diferencias y movimiento de inventarios de aceite de PEP4\
(Miles de barriles diarios)
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Producción y distribución de aceite 2009 20102000 2001 20022015
2005 2006 2007 2008 2013
Indicadores Anuales
2014
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
250
300
ene.
-07
mar
.-07
may
.-07
jul.-
07se
p.-0
7no
v.-0
7en
e.-0
8m
ar.-0
8m
ay.-0
8ju
l.-08
sep.
-08
nov.
-08
ene.
-09
mar
.-09
may
.-09
jul.-
09se
p.-0
9no
v.-0
9en
e.-1
0m
ar.-1
0m
ay.-1
0ju
l.-10
sep.
-10
nov.
-10
ene.
-11
mar
.-11
may
.-11
jul.-
11se
p.-1
1no
v.-1
1en
e.-1
2m
ar.-1
2m
ay.-1
2ju
l.-12
sep.
-12
nov.
-12
ene.
-13
mar
.-13
may
.-13
jul.-
13se
p.-1
3no
v.-1
3en
e.-1
4m
ar.-1
4m
ay.-1
4ju
l.-14
sep.
-14
nov.
-14
ene.
-15
mar
.-15
may
.-15
Diferencia total Movimientos de inventarios de aceite en PEP
0.8%
0.7%
0.4%
0.4% 0.6%
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%
-2.0%
-1.0%
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
5.0%
6.0%
7.0%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Ene Feb
Mar
Abr
May Jun
1,62
0
1,75
7
1,71
6
1,84
8
1,87
4
1,83
3
1,78
9
1,70
1
1,40
7
1,23
2
1,35
8
1,34
3
1,26
8
1,19
0
1,14
9
1,23
5
1,34
5
1,23
5
1,08
3
1,10
5
1,01
6
1,36
7
1,34
9
1,44
7
1,50
9
1,48
9
1,48
7
1,44
5
1,35
6
1,34
7
1,36
2
1,19
1
1,17
2
1,21
1
1,22
9
1,16
1
1,01
0
1,03
0
1,10
3
1,06
6
1,10
8
1,07
6
2,98
6
3,10
6
3,16
3
3,35
8
3,36
3
3,32
0
3,23
4
3,05
8
2,75
4
2,59
4
2,54
9
2,51
5
2,47
9
2,42
0
2,31
0
2,24
5
2,37
5
2,33
8
2,14
9
2,21
3
2,09
2
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Ene Feb
Mar
Abr
May Jun
Exportación Refinación
Capacidad nominal de almacenamiento de
petróleo crudo
Existencias de crudo5/
27,340 26,610 25,66923,267 23,603 24,238
27,445 26,934
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
ene.
-07
may
.-07
sep.
-07
ene.
-08
may
.-08
sep.
-08
ene.
-09
may
.-09
sep.
-09
ene.
-10
may
.-10
sep.
-10
ene.
-11
may
.-11
sep.
-11
ene.
-12
may
.-12
sep.
-12
ene.
-13
may
.-13
sep.
-13
ene.
-14
may
.-14
sep.
-14
ene.
-15
may
.-15
Capacidad nominal de almacenamiento de petróleo crudo Existencias de crudo
2015
-20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
ene.
-00
jun.
-00
nov.
-00
abr.-
01se
p.-0
1fe
b.-0
2ju
l.-02
dic.
-02
may
.-03
oct.-
03m
ar.-0
4ag
o.-0
4en
e.-0
5ju
n.-0
5no
v.-0
5ab
r.-06
sep.
-06
feb.
-07
jul.-
07di
c.-0
7m
ay.-0
8oc
t.-08
mar
.-09
ago.
-09
ene.
-10
jun.
-10
nov.
-10
abr.-
11se
p.-1
1fe
b.-1
2ju
l.-12
dic.
-12
may
.-13
oct.-
13m
ar.-1
4ag
o.-1
4en
e.-1
5ju
n.-1
5
Promedio móvil Tendencia
2015
2007 2008
2015
20092010 2011 2012
2013 2014 2015**
REPORTE DE PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN. Este reporte busca dar segui-miento mensual a la diferen-cia entre la producción y la distribución nacional de acei-te, para mostrar la eficiencia operativa en la medición. Se presenta la producción de aceite y su distribución así como la diferencia entre am-bas. También se muestran el movimiento de inventarios de aceite, las existencias de aceite y la capacidad de al-macenamiento en las instala-ciones de PEMEX.
SEGUIMIENTO DE LA QUEMA Y VENTEO DE GAS. En este reporte se puede monitorear mensualmente el seguimiento a los volú-menes de quema y venteo de gas en los Activos de gas asociado de Pemex.
máx. min.KU 83 83 25 39 54 31 31 34 18MB 533 188 33 30 26 40 67 22 22ZP 350 256 22 31 40 14 46 46 39
Producción observada y pozos operando /4 (Histórico y últimos 12 meses)Campos
Ku, Maloob y ZaapProm.
2000-2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 /8 jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun9 Aceite (mbd) 409 829 834 847 855 848 840 830 842 848 853 854 855 781 858 855 848 850 848# Gas (mmpcd) 193 330 330 328 403 569 526 577 604 582 609 622 595 467 527 544 570 533 516# Agua (mbd) 0.3 1.2 1.4 1.3 1.5 1.7 1.8 1.4 1.9 1.8 1.6 1.7 2.1 1.3 1.4 3.1 1.3 1.5 2.4# Pozos Oper. (núm.) 69 140 142 157 172 175 176 173 174 176 178 178 179 176 177 180 176 171 173
Relación Gas/Aceite observada por campo, promedio de los pozos (pc/bl) (Histórico y últimos 12 meses)
Campo Prom. 2000-2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 /8 jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun
2 Ku 534 520 553 548 754 1,381 1,407 1,526 1,458 1,374 1,554 1,731 1,750 1,526 1,455 1,367 1,573 1,275 1,2433 Maloob 283 268 270 275 356 366 373 370 385 378 388 382 362 312 354 396 393 386 3994 Zaap 246 365 349 349 357 446 445 417 510 479 514 449 492 422 445 431 471 458 4465 Total 452 396 394 390 491 717 696 746 771 727 794 835 829 717 700 703 766 648 638
Presión por campo /5 (kg/cm2) Variación anual de la presión por campo (%) Cierre y reapertura de pozos cíclicos 2015 /6 (núm.)
Campo Prom. 2001-2010 2011 2012 2013 2014 2015 Campo Acum.
2001-2010 2011 2012 2013 2014 2015 Acum. 2001-2015 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Ku 138 121 120 120 120 117 Ku -19.8% -1.7% -0.9% 0.3% 0.0% -2.2% -23.4% 6 2 7 10 2 3 30Maloob 150 125 125 130 130 123 Maloob -24.0% 1.8% 0.1% 3.3% 0.4% -5.7% -24.2% 2 4 6 6 4 6 28
Zaap 148 125 124 128 130 125 Zaap -25.2% 0.6% -1.2% 3.5% 1.6% -3.7% -24.8%Total 142 125 123 126 127 122 Total -20.2% 1.0% -1.5% 2.4% 0.7% -3.9% -21.4% Terminaciones y Reparaciones Mayores de pozos 2015 (núm.)
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total1 0 0 1 1 1 41 3 2 2 2 3 13
* 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
Campo
Velocidad promedio de avance del CGA (mv/año)
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROSReporte Operativo de los campos Ku Maloob y Zaap del Activo de producción Ku Maloob Zaap/1 a junio de 2015
Espesor /2(metros)
2009 2011 2012 2013 20152010 2014
Rep. mayores
Concepto
CierresReaperturas
ActividadTerminaciones
285 247 242 288 301 319394
514702
801 829 834 847 855 848 830 842 848 853 854 855781 858 855 848 850 848
168 152 125 153 158 166 201 211 272 326 330 330 328 403569 577 604 582 609 622 595
467 527 544 570 533 516
0100200300400500600700800900
1,000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
jul.-
14
ago.
-14
sep.
-14
oct.-
14
nov.
-14
dic.
-14
ene.
-15
feb.
-15
mar
.-15
abr.-
15
may
.-15
jun.
-15
Aceite (mbd) Gas (mmpcd) Agua (mbd)
KU
-66
KU
-401
KU
-42
KU
-27
KU
-55
KU-1
293D
KU-1
299
KU-8
9KU
-62
KU-6
4KU
-288
KU-1
293
KU
-65
KU
-128
2K
U-6
9K
U-4
3K
U-4
1K
U-1
277
KU
-87D
KU
-60
KU
-9K
U-8
3K
U-1
273
KU
-128
0K
U-8
7K
U-8
3DKU
-35
KU-2
2KU
-127
8KU
-85
KU-6
1KU
-129
7K
U-2
3K
U-1
292
KU
-26
KU
-100
1K
U-1
271
KU
-61D
KU
-84
KU
-46
KU
-128
DK
U-2
1K
U-8
4DK
U-1
272
KU
-44
KU
-127
5
KU-4
09K
U-4
69KU
-478
KU-4
58KU
-339
MA
LOO
B-42
1M
ALO
OB
-413
KU
-427
MA
LOO
B-4
23D
KU
-415
KU
-487
KU
-407
KU
-97
MA
LOO
B-42
9DM
ALO
OB-
412
MA
LOO
B-35
7M
ALO
OB
-454
MA
LOO
B-4
38K
U-4
67M
ALO
OB
-447
MA
LOO
B-42
9K
U-4
05M
ALO
OB-
406
MAL
OO
B-4
28D
MAL
OO
B-4
56M
ALO
OB-
427D
MA
LOO
B-4
25M
ALO
OB-
432
MA
LOO
B-50
MA
LOO
B-4
03M
ALO
OB
-424
MAL
OO
B-4
31M
ALO
OB
-437
MAL
OO
B-4
11M
ALO
OB
-426
MA
LOO
B-4
19M
ALO
OB-
207
MA
LOO
B-4
49M
ALO
OB
-457
MAL
OO
B-4
23M
ALO
OB
-421
DM
ALO
OB-
455D
MA
LOO
B-43
5DM
ALO
OB
-329
DM
ALO
OB-
451
MAL
OO
B-4
17M
ALO
OB
-405
DM
ALO
OB
-476
MA
LOO
B-4
02M
ALO
OB
-415
DM
ALO
OB-
433D
MAL
OO
B-3
79M
ALO
OB
-414
MAL
OO
B-5
1M
ALO
OB-
416
MA
LOO
B-4
92D
KU
-445
MAL
OO
B-4
41M
ALO
OB-
401D
MA
LOO
B-20
5M
ALO
OB-
434
MAL
OO
B-4
18M
ALO
OB-
494D
MA
LOO
B-40
4M
ALO
OB-
233
MAL
OO
B-3
37M
ALO
OB-
442
MAL
OO
B-3
59M
ALO
OB
-403
DM
ALO
OB-
343
MAL
OO
B-4
08M
ALO
OB
-309
D ZAA
P-2
032
ZAA
P-1
08ZA
AP
-203
1ZA
AP
-106
ZAA
P-1
16D
ZAA
P-32
ZAA
P-1
14D
ZAAP
-12
ZAAP
-34
ZAA
P-10
3ZA
AP-5
0ZA
AP-3
DZA
AP-2
9DZA
AP
-100
3ZA
AP
-33D
ZAA
P-16
ZAA
P-2
4ZA
AP
-27
ZAA
P-2
5DZA
AP
-30
ZAA
P-41
ZAA
P-8
ZAA
P-1
28ZA
AP
-6D
ZAA
P-2
2ZA
AP
-25
ZAA
P-20
51ZA
AP-3
8ZA
AP-4
8ZA
AP-3
6ZA
AP-2
2DZA
AP-
4ZA
AP-2
10ZA
AP-
28ZA
AP
-2ZA
AP
-26
ZAA
P-2
7DZA
AP
-18
ZAA
P-1
0ZA
AP
-23D
ZAA
P-5
8ZA
AP
-95
ZAA
P-1
9ZA
AP-
35ZA
AP-
44ZA
AP
-43
ZAA
P-3
1DZA
AP
-126
ZAA
P-21
ZAAP
-208
ZAAP
-14
ZAAP
-15
ZAAP
-20
ZAAP
-5D
ZAA
P-11
0D
2,000
2,200
2,400
2,600
2,800
3,000
3,200
3,400
3,600Cima del pozo Base del pozo Contacto Gas-Aceite
Producción 2000-2015Mapa de los campos Ku Maloob y Zaap
/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.
Distribución de pozos operando durante el mes de junio 2015 y su distancia respecto al contacto Gas-Aceite promedio en cada campo /7
Espesor de la ventana de aceite y velocidad de avance del CGA* por campo
Pozos operando = 46arriba del CGA= 8abajo del CGA= 38
Pozos operando = 72arriba del CGA= 0abajo del CGA= 72
Pozos operando = 55arriba del CGA= 4abajo CGA= 51
Ku Maloob Zaap
Prof
undi
dad(
mv)
Histórico
Nivel promedio del CGA = 2,920 mv Nivel promedio del
CGA = 3,084 mv
Nivel promedio del CGA /9 = 2,960 mv
* Varía en 3 zonas: Este,Oeste A y Oeste B
Anual
Anual
/3
2014
2014
2014
/9
2015
2015
2015
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 Acti-vo de Producción Cantarell, donde se explota aceite pe-sado y gas asociado, este reporte brinda información mensual referente la pro-ducción de aceite, gas y agua, la relación Gas-Aceite (RGA) y velocidad de avan-ce del contacto Gas-Aceite, la actividad física de los po-zos y el manejo de los pozos cíclicos, el espesor de la ven-tana de aceite, la presión, la distribución de la posición de los pozos operando.
INDICADORES OPERATIVOS DE LOS CAMPOS KU, MALOOB Y ZAAP DEL ACTIVO KU-MALOOB-ZAAP. Este reporte brinda informa-ción 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 cícli-cos, el espesor de la ventana de aceite, la presión, la dis-tribución de los pozos ope-rando del principal activo de producción de aceite del país.
17 18
Informe de labores2014 - 2015
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual Ene Feb Mar Abr May Jun AnualProd. de aceite (mbd) 22.7 29.3 29.5 41.0 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
Coapechaca 5.9 7.1 6.6 5.8 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 7.1Corralillo 0.6 1.8 2.7 3.9 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 5.6Tajín 7.7 11.2 6.7 6.9 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 4.7Agua Fría 5.1 6.7 6.6 5.3 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 4.3Furbero 0.0 0.2 1.4 5.0 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 3.5Presidente Alemán 0.8 0.4 0.8 5.1 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 3.2Humapa 0.0 0.0 0.3 1.2 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 3.0Remolino 0.3 0.0 0.0 0.3 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 2.6Otros 2.2 1.8 4.5 7.6 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
Prod. de Gas (mmpcd) 27.7 52.1 78.7 85.3 111.9 148.8 167.0 154.4 154.8 153.5 149.5 149.0 148.0 148.1 147.5 148.5 147.5 147.4 146.3 149.5 146.3 147.5 147.7 146.2 145.9 144.3 146.3
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual* Ene Feb Mar Abr May Jun Anual*Perforación
Real2\ - 289 794 438 465 642 132 2 0 2 0 4 5 5 5 6 6 4 3 42 2 1 4 9 7 7 30POT I - - 1,079 505 178 356 498 2 2 6 8 7 8 10 8 8 5 3 0 67 0 0 0 0 0 0 0
TeminaciónReal - 237 426 744 513 584 286 1 0 1 0 2 7 7 6 6 12 8 0 50 3 5 3 8 0 4 23POT I - - 1,063 688 319 431 505 2 3 1 5 7 7 7 10 10 8 6 7 73 0 0 0 0 0 0 0
Pozos Operando 622 721 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
Pozos sin producción1\ - 665 877 1,074 958 998 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
1\ Estimado con base en información presentada por PEP a la CNH.2\ El número de los pozos perforados en 2013 cambió debido a que Petróleos Mexicanos modificó su Base de Datos Institucional. 3\ 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.
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. Página 1 de 1
Cumplimiento de Programas Operativos (POT I)(miles de barriles diarios)
Productividad promedio por pozo(barriles diarios)
2009Actividad Física 20102007
Seguimiento del Proyecto Aceite Terciario del GolfoCOMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
20102008 2009
Junio de 2015
2012 201420132007Producción ATG
Producción según principales campos
2011
2011 2012 20142013
Gas natural a la atmósfera**(millones de pies cúbicos diarios)
2015
Actividad Física en ATG20152008
442%
2,21898%
ATGResto Nacional
Producción de Aceite3\
Participación Nacional-mbd/%-
Gas natural a la atmósfera3\
Participación Nacional-mmpcd/%-
1462%
6,29698%
ATGResto Nacional
72% 101
25%28973%
ATG Cantarell Resto Nacional
40.6
29.1 26.4 26.0 26.6 23.7 19.4 19.0
05
1015202530354045
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Var. 2008-2015 = -53.2%
* 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.
Producción de Gas3\
Participación Nacional-mmpcd/%-
11
11 12
12
12
13
13
13
12
12
12
12
11
9
8
9
8
8
10
9
11
10 12
11
14
5 5 5 5 6
0
2
4
6
8
10
12
14
16
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
Programa Original Observado
* 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.
2009 2010 20122011 2013 2014 2015
3655
82
106
3546
53 5652
58 6168
71 79
82
81
79 86
9410
452
48
44
40
39
39
40
40
40
41
41
42
44
44
40
38
36
35
28 29 31 3035
40 44 45 46 4954
62 64 67
69 74
74
67 63 60 56
53
52
50
48
48
47
47
47
47
45
45
44
44
43
43
42
41
0
20
40
60
80
100
120
I.-09
II.-0
9III
.-09
IV.-0
9I.-
10II.
-10
III.-1
0IV
.-10
I.-11
II.-1
1III
.-11
IV.-1
1I.-
12II.
-12
III.-1
2IV
.-12
I.-13
II.-1
3III
.-13
IV.-1
3Ja
n-14
Feb-
14M
ar-1
4A
pr-1
4M
ay-1
4Ju
n-14
Jul-1
4A
ug-1
4S
ep-1
4O
ct-1
4N
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4D
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4Ja
n-15
Feb-
15M
ar-1
5A
pr-1
5M
ay-1
5Ju
n-15
POT I Observado
SEGUIMIENTO DEL PROYECTO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO (ATG). Monitorea mensualmente la producción del proyecto se-gún sus principales áreas y la compara con la estimada por PEMEX en su Programa Ope-rativo Trimestral I.
INDICADORES DE PERFORACIÓN. Se informa trimestralmente la relación entre equipos de perforación y pozos perfora-dos, así como los kilómetros perforados por equipo de perforación; lo anterior con la finalidad de medir la eficien-cia operativa.
INDICADORES DE VOLUMEN DE PETRÓLEO CRUDO DERRAMADO Y FUGAS DE GAS NATURAL.Tiene como objetivo dar seguimiento a la eficien-cia operativa de PEMEX, en relación con el medio am-biente, 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 Fe-deral de Protección al Am-biente (PROFEPA).De acuero a la nueva nor-mativa, 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 Progra-ma Operativo Trimestral I de PEMEX, la perforación y ter-minación de pozos estima-da y las proyecciones de gas enviado a la atmósfera para efectos de análisis de eficien-cia operativa en materia de extracción de campos.
19 20
Informe de labores2014 - 2015
INDICADORES DE INVERSIÓN. Se reporta la inversión total de PEMEX por activo y proyecto.
INDICADORES FINANCIEROS. Un indicador clave de la efi-ciencia operativa de un pro-yecto de exploración o ex-tracción de hidrocarburos es la rentabilidad antes y des-pués de impuestos de dichas actividades. Con este ob¬-jetivo la CNH publicó este reporte financiero que da seguimiento anual a los re-sultados de PEMEX.
Fuente: U.S. EIA, Pemex y Sener. Fuente: Sener.
Fuente: CME Group Fuente: CME Group
Notas: Fuentes:La información que se presenta tiene solamente fines informativos Precios spot (histórico y 10 días) U.S. Energy Infomation Administration, Petroleum and other liquids spot prices: http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_d.htmusd/b = dólares por barril Pemex, Precio promedio de exportación de petróleo crudo: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdfLas cifras pueden no coincidir por el redondeo Secretaría de Energía, Seguimiento Diario del Mercado Petrolero: http://www.sener.gob.mx/portal/Default.aspx?id=2667
Futuros 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.htmlCME Group, Brent Last Day Financial Futures Settlements: http://www.cmegroup.com/trading/energy/crude-oil/brent-crude-oil-last-day_quotes_settlements_futures.html
Precio Henry Hub y futuros (usd/mmbtu)
WTI - Precios de futuros(usd/b)
Brent - Precios de futuros(usd/b)
Precios spot últimos 10 días(usd/b)
Histórico de precios spot(usd/b)
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROSReporte semanal de precios de petróleo
22 al 26 de junio de 2015
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
2010
2012 ene
mar
may ju
l
sep
nov S1 S3 S5 S7 S9 S11
S13
S15
S17
S19
S21
S23
S25
WTI Brent MME
2014
20142015
59.5
60.0 59.8 60.459.6 60.0
61.0
60.059.5 59.459.9
59.3 59.3 59.9
58.059.1
60.2
60.2
58.8 58.7
56.1 56.2 56.3 56.956.0 55.9
56.9 56.455.6 55.6
45
47
49
51
53
55
57
59
61
63
15 ju
n
16 ju
n
17 ju
n
18 ju
n
19 ju
n
22 ju
n
23 ju
n
24 ju
n
25 ju
n
26 ju
n
WTI Brent MME
59.8
63.4
66.368.3
50
55
60
65
70
75
80
jul-1
5se
p-15
nov-
15en
e-16
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-16
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-16
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7se
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9se
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jul-2
0se
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nov-
20
Promedio 22 al 26 de junio 26-jun-15
63.3
69.6
72.874.6
50
55
60
65
70
75
80
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5se
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nov-
15en
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-16
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-16
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may
-17
jul-1
7se
p-17
nov-
17en
e-18
mar
-18
may
-18
jul-1
8se
p-18
nov-
18en
e-19
mar
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jul-1
9se
p-19
nov-
19en
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jul-2
0se
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nov-
20
Promedio 22 al 26 de junio 26-jun-15
REPORTE DE PRECIOS DEL PETRÓLEO Y GAS. De manera semanal, se publi-ca en la página web de la CNH, información sobre los precios de la Mezcla Mexicana, del WTI y Brent, principales indica-dores del mercado petrolero. En materia de gas natural se le da seguimiento al precio del Henry Hub, principal indicador en este mercado.
REPORTE DE RESERVAS. La CNH publica anualmente en su portal un reporte a nivel activo y región con el volu-men original, las reservas de aceite y gas natural y la pro-ducción acumulada. Además, de un reporte en el que se de-talla 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).
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).
21 22
Informe de labores2014 - 2015
El 20 de diciembre de 2013 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Decreto
por el que se reformaron y adicionaron diver-sas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. La Reforma Constitucional abarca cinco principios básicos:
Implementación de la Reforma Energética
1. La propiedad de los hidrocarburos en el subsuelo es de la nación.
2. La libre concurrencia y competencia en-tre empresas del Estado y particulares en todas las actividades.
3. El fortalecimiento de los órganos regu-ladores, y la transformación de PEMEX y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
4. La transparencia y la rendición de cuentas.
5. La protección al medio ambiente y el fo-mento de las energías limpias.
{ 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 Petró-leos 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 replan-tea el papel de los órganos regula-dores del sector:
- Los Órganos Reguladores tendrán esta-bilidad y seguridad presupuestal y se be-neficiarán directamente de los derechos y aprovechamientos que cobren en el ejer-cicio de sus funciones.
- La CNH y la Comisión Reguladora de Energía (CRE) dispondrán de nuevas fa-cultades para regular con eficacia a las empresas públicas y a las privadas que participen en el sector energético.
- Los reguladores garantizarán que las li-citaciones, los contratos y permisos se realicen con absoluta transparencia y con estrictos mecanismos de rendición de cuentas.
- Coadyuvarán los reguladores con la autori-dad 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 necesa-rias para cumplir con sus objetivos estratégicos:
I. Regular y supervisar el reconocimiento y la exploración superficial, así como la ex-ploración y la extracción de hidrocarburos, incluyendo su recolección desde los pun-tos 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 explora-ción y extracción de hidrocarburos.
IV. Establecer y administrar el Centro Na-cional de Información de Hidrocarburos, el cual contendrá los estudios los trabajos de exploración y extracción y resguarda-rá, preservará y administrará los núcleos de roca, recortes de perforación y mues-tras de hidrocarburos que se consideren necesarios para el acervo del conocimien-to histórico y prospectivo de la produc-ción de hidrocarburos del país.
1. INTRODUCCIÓN
23 24
Informe de labores2014 - 2015
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:
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.
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.
3) Evaluación de los planes de exploración y desarrollo de los campos en producción.
4) Consulta a expertos de la industria petrolera.
5) Elaboración del documento soporte de decisión.
a. Se determinó si los planes son acordes con las caracterís-ticas del área o campo analizado.
b. Los principales aspectos evaluados fueron los estratégi-cos, geológicos, geofísicos, de ingeniería, financieros y am-bientales.
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.
- En términos de reservas, en la Ronda Cero se otor-gó 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 otor-gó el 67% de los recursos prospectivos solicitados, equivalente al 31% de los recursos prospectivos del país; asignando el 71% de los recursos convenciona-les solicitados y el 52% de los recursos no conven-cionales 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 Chiconte-pec, donde ha tenido dificultades pero existen im-portantes 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 des-cubrir 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.
a. Se consideró el desempeño que PEMEX ha tenido en las áreas y campos solicitados.
b. Los indicadores técnicos, financieros y de ejecución uti-lizados fueron los que se emplean en la práctica interna-cional.
a. Se realizaron mesas de discusión con expertos sobre las conclusiones obtenidas con el objeto de ampliar la capaci-dad de análisis y evaluación.
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 acce-so a la información.
2) Evaluación de capacidades técnicas, financieras y de ejecución.
De acuerdo a lo establecido en el transitorio sexto del Decreto, el 21 de marzo de 2014, PE-MEX 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.
2. RONDA CERO
25 26
Informe de labores2014 - 2015
Con el objeto de brindar certeza jurídica a los inte-resados en participar en los procedimientos de Lici-tación para la adjudicación de Contratos para la Ex-ploración y Extracción, así como para la suscripción de los mismos, la CNH publicó en el Diario Oficial de la Fe-deración las Disposiciones administrativas en materia de licitaciones de Contra-tos para la Exploración y Extracción de hidrocarbu-ros, el 28 de noviembre de 2014 mediante la Resolu-ción CNH.11.001/14.
3. RONDA UNO
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.
a. Primera ConvocatoriaEn 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 Interna-cional CNH-R01-L01/2014. Esta primera convocatoria comprende la adjudica-ción de 14 Contratos de Producción Compartida para la Exploración y Extrac-ción 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 en-tregaron 39 paquetes de datos, se atendieron 17 empresas en el Cuarto de Datos y se respondieron 1,120 aclaraciones.
14BLOQUES
en aguas someras (exploración)
Bajo la modalidad de contratos
de producción compartida
La presentación y apertura
de propuestas: 15 de julio de
2015
27 28
Informe de labores2014 - 2015
Características generales de las 14 áreas contractuales
resultados de precalificación
Prospectos identificados
Recurso prospectivo (mmbpce)
Área Contractual
Tipo de Hidrocarburo
principal
Tirante de agua (mts)
Inversión total(millones
de dólares)
Producción anual promedio
(mbd)
1 5 56 Aceite ligero 29 1,804 14
2 4 49 Aceite ligero 31 1,723 15
3 4 42 Aceite ligero 52 1,795 14
4 2 34 Aceite ligero 70 1,713 15
5 2 30 Aceite ligero 150 982 11
6 2 46 Aceite ligero 88 1,014 11
7 3 40 Aceite ligero 142 986 11
8 2 92 Aceite extrapesado 283 882 8
9 2 26 Aceite extrapesado 260 950 11
10 4 53 Aceite ligero 161 1,826 14
11 2 77 Aceite extrapesado 349 955 8
12 2 56 Aceite pesado 120 970 6
13 5 57 Aceite pesado 183 1,716 11
14 3 30 Gas húmedo 17 919 8
Todas 687 18,234 157
Promedio 49 138 1,302 11
TABLA 6
TABLA 7
Fuente: CNH.
1 Atlantic Rim México, S DE R.L. DE C.V. E.U.A
2 BHP Billiton Petroleo Operaciones de México, S. de R.L. de C.V. Australia
3 Chevron Energía De México, S. de R.L. de C.V. E.U.A
4 Cobalt Energía de México, S. de R.L. de C.V. E.U.A
5 Compañía Española de Petróleo, S.A. (CEPSA) UNIPERSONAL España
6 ExxonMobil Exploración y Producción México, S de R.L. de C.V. E.U.A
7 Hess México Oil and Gas, S. de R.L. de C.V. E.U.A
8 Hunt Overseas Oil Company E.U.A
9 Lukoil Overseas Netherlands B.V. Rusia
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
1 BG Group México Exploration S.A deC.V. Inglaterra
Galp Energía E&P B.V. Portugal
2 ENI International B.V. Italia
Noble Energy México S. de R.L. de C.V. E.U.A
CASA Exploration, L.P. E.U.A
3 Murphy Worldwide, Inc. E.U.A
Ecopetrol, S.A. Colombia
Petronas Carigali International E&P B.V. Malasia
PTT Exploration & Production
Public Company Limited Tailandia
4 Pan American Energy LLC Argentina
E&P Hidrocarburos
y Servicios, S.A DE C.V. Argentina
5 Talos Energy LLC E.U.A
Sierra Oil & Gas, S de R.L. de C.V. México
Glencore E&P (MÉXICO) LTD Suiza
6 Tullow México B.V. Inglaterra
PETROBAL S.A.P.I de C.V. México
7 Woodside Energy Mediterranean Pty LTD Australia
Diavaz Offshore, S.A.P.I. DE C.V. México
Pluspetrol México B.V. Argentina
Individuales
Consorcios
Fuente: CNH.
El 25 mayo de 2015 la CNH informó que 26 Interesados en precalificar, de manera individual o en con-sorcio, 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.
1
Número de participantes por país
2
3
4
12
Licitantes precalificados 26 Individuales 19Consorcios 7
Empresas 38
29 30
Informe de labores2014 - 2015
b. Segunda ConvocatoriaEl 27 de febrero de 2015, la CNH pu-blicó la convocatoria y las bases del se-gundo proceso licitatorio de Ronda Uno CNH-R01-L02/2015. Esta convocato-ria comprende la adjudicación de Con-tratos de Producción Compartida para la Extracción de Hidrocarburos en aguas someras, y se refiere a 5 áreas contrac-tuales. Dentro de las áreas contractua-les se encuentran los campos Amoca, Miztón, Tecoalli, Hokchi, Xulum, Ichalki, Pokoch, Misón y Nak.
Características generales de los 5 contratos
CONTRATO 1
Amoca-Tecoalli-Miztón Aceite medio 122 33 1,241 18
CONTRATO 2
Hokchi Aceite medio 67 28 883 18
CONTRATO 3
Xulum Aceite pesado 18 102 813 8
CONTRATO 4
Ichalkil-Pokoch Aceite ligero 85 45 1,124 13
CONTRATO 5
Nak-Misón Aceite ligero 64 32 1,041 16
TODOS LOS CONTRATOS 355 28 - 102 5,102 73
PROMEDIO 71 48 1,020 15
TABLA 8
Fuente: CNH.
Mapa de las áreas contractuales de la Primera y Segunda Licitación de la Ronda 1.
Hidrocarburo principal
Contrato Reservas 2P (mmbpce)
Tirante de agua (mts)
Inversión total
(millones dólares)
Producción anual promedio,
horizonte del proyecto (mbd)
9CAMPOS
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
31 32
Informe de labores2014 - 2015
TABLA 9
Compañías con acceso a paquetes de datos
1 Atlantic E.U.A
2 BG Group México Inglaterra
3 BP Inglaterra
4 CHEVRON E.U.A
5 CNOOC China
6 Compañía Española
de Petróleo, S.A (CEPSA) España
7 Controladora de Infraestructura México
8 DEA DEUTSCHE ERDOEL AG Alemania
9 Diavaz offshore México
10 E&P Hidrocarburos y Servicios Argentina
11 ECOPETROL Colombia
12 ENI INTERNATIONAL Italia
13 Exploration & Production PCL Tailandia
14 Fieldwood Energy LLC E.U.A
15 Galp Energía E&P BV Portugal
16 Hunt Overseas E.U.A
17 LUKOIL Rusia
18 ONGC Videsh India
19 Pacific Rubiales Colombia
20 PEMEX México
21 PETROBAL México
22 Petronas Carigali Malasia
23 Plains Acquisition E.U.A
24 Sánchez Oil & Gas Corporation E.U.A
25 Shell Holanda
26 Sierra Oil& Gas México
27 Sinopec China
28 Statoil Noruega
29 Total Francia
Participantes inscritos Fuente: CNH.
c. Tercera ConvocatoriaEl 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 en-tregado 7 paquetes de datos.
Número de participantes inscritos por país
4
Compañías Interesadas: 28
10
4
Compañías con acceso a paquete de datos:
Participantes inscritos:
Avance al 30 de junio de 2015
25CAMPOS terrestres
(extracción)
Bajo la modalidad de contratos
de licencia
La presentación y apertura de propuestas:
15 de diciembre de 2015
1
Número de participantes por país
2
4
6
Compañías Interesadas: 36
29
26
Compañías con acceso a paquete de datos:
Participantes inscritos:
Avance al 30 de junio de 2015
33 34
Informe de labores2014 - 2015
Mundo Nuevo Chiapas Juárez GC 1 99 7 1
Topén Chiapas Juárez AN 1 11 18 2
Catedral Chiapas Ostuacán GC 1 120 3 0
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
Benavides Nuevo León China, Gral. Bravo GS 4 21 3 2
San Bernardo Nuevo León Gral. Bravo 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
Fortuna Nacional Tabasco Macuspana GC 0 6 4 0
Paraíso Tabasco Paraíso AN 14 0 18 2
Tajón Tabasco Paraíso AN 4 2 627 9
Barcodón Tamaulipas Altamira AN 1 16 73 1
Ricos Tamaulipas Río Bravo GHNA 2 3 16 1
Paso de Oro Veracruz Martínez de la Torre, Papantla AN 0 0 8 0
Cuichapa-Poniente Veracruz Moloacán AN 1 222 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
Todos los Contratos 60 618 1,122 32
Promedio 2 25 45 1Nomenclatura: GC.- Gas y Condensado, AN.- Aceite Negro, GS.- Gas Seco y GHNA.-Gas Húmedo No Asoc.
Nombre del campo
Estado Municipio (aprox) Hidrocarburo principal
Reservas 2P
(mmbpce)
Producción acumulada (mmbpce)
Inversión total
(millones dólares)
Producción promedio
anual (mbpced)
Características generales de los 25 contratos
TABLA 10
Fuente: CNH.
Compañías con acceso a paquetes de datos
1 Carso Oil & Gas México
2 Citla Energy México
3 CNOOC China
4 Corporación de Energía Mexoil México
5 Grupo R México
6 Iberoamericana de Hidrocarburos México
7 Jaguar E&P México
8 Perfolat de México México
9 Strata Campos México
10 Torenco Energy Inc. Canadá
Participantes inscritos
TABLA 11
Fuente: CNH.
Mapa de los 25 campos de la Tercera Licitación de la Ronda 1.
35 36
Informe de labores2014 - 2015
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 Au-torización 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.
1. Multiplicar el volumen de información sísmica actual.
2. Contribuir a la identificación de nuevas oportuni-dades exploratorias.
3. Ofrecer mayor certidumbre a los planes de in-versión de la industria, como consecuencia de un mejor conocimiento del subsuelo.
4. Incentivar a las empresas a utilizar en sus estu-dios la tecnología más avanzada.
5. Permitir la formación de nuevas empresas mexi-canas y la capacitación de personal nacional.
Dado lo anterior, la CNH emitió, mediante la Resolución CNH.E.05.001/15 del 13 de mar-zo 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, corres-pondientes a las asignaciones petroleras.
1. Aprobar los planes de exploración o de de-sarrollo para la extracción de los asignatarios y contratistas.
2. Emitir regulación respecto a las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, espe-cíficamente para la elaboración de los planes de exploración o de desarrollo para la extracción.
TABLA 12
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.
AUTORIZACIONES PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL DE HIDROCARBUROS
(ENERO - JUNIO 2015)
A partir de la entrada en vigor de la LH y la LORME, se le confirieron nuevas atribucio-nes a la CNH, entre las que se encuentran:
5. PLANES DE EXPLORACIÓN O DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN
Con la finalidad de promover el desarrollo eficiente del sector energético, la CNH, se encuen-tra facultada para expedir regulación en materia de Reconocimiento y Exploración Superfi-cial, 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.
4. RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL
Con base en lo anterior, la CNH publi-có en el Diario Oficial de la Federación las Disposiciones Administrativas de carác-ter general, en materia de Autorizacio-nes para el Reconocimiento y Exploración Superficial de Hidrocarburos el día 26 de enero de 2015. Ésta es la primera regula-ción que la CNH ha emitido en un entorno de una industria abierta, dentro del nuevo marco legal.
Estas disposiciones garantizan la propie-dad de la Nación sobre la información geoló-gica y geofísica de las provincias y cuencas petroleras nacionales, al tiempo que aseguran que las actividades de reconocimiento y ex-ploración superficial se desarrollen sin afectar al medio ambiente.
Los estudios de reconocimiento y explo-ración superficial son las investigaciones so-bre la superficie del terreno o del mar que permiten estimar la posible existencia de hi-drocarburos dentro de un área. Estos estu-dios son el principal insumo para identificar las posibles áreas que integrarán las futuras rondas de licitación de contratos de explo-ración y extracción de hidrocarburos.
Esta regulación permite que las empre-sas autorizadas puedan comercializar la in-formación de forma exclusiva por un perio-do de 12 años de datos y 6 años en caso de reprocesamiento que derive de la informa-ción del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH). Con esta regulación se logrará:
37 38
Informe de labores2014 - 2015
Los Lineamientos tienen por objeto establecer los requisitos mínimos que deberán conte-ner los planes de exploración o de desarrollo para la extracción que presenten los Asignata-rios a la CNH, así como el procedimiento mediante el cual emitirá su dictamen técnico.
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 mo-dificación de dichos planes, los Asignatarios deberán adjuntar al menos, la siguiente información:
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:
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.
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.
A. Para la aprobación de nuevos Planes de Extración:I. Datos generalesII. Descripción técnica del proyectoIII. Principales alternativas de extracción analizadasIV. Estrategia de desarrollo y producciónV. Información económico financiera asociada al programa de desarrollo seleccionadoVI. Documentación de capacidades operativasVII. Información y métricas de desempeñoVIII. Las demás que el Asignatario considere necesa-rias para que la CNH emita el dictamen.
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 mo-dificación,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 necesa-rio para que la CNH emita el dictamen respectivo.
B. Para los casos de Plan Provisional para la Extracción de Hidrocarburos vigentes:I. Datos generalesII. Comparativo de información y métricas de desempeño
Asimismo, se tomarán en consideración los siguientes criterios:
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 estrate-gia 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 pre-sentado 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.
En relación con el Plan de Exploración:
En relación con el Plan de Desarrollo para la Extracción:
a. Exploración eficiente de la Asignación, considerando activi-dades, metas exploratorias, tiempos e inversiones a erogar;
b. La observancia de las mejores prácticas en la industria pe-trolera a nivel internacional, para todas las etapas del proce-so 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;
c. La incorporación de reservas y la delimitación del Área de Asignación;
d. Evaluación integrada de capacidades técnicas, financieras y de ejecución, y la
e. Evaluación de la suficiencia y consistencia de la informa-ción contenida en el Plan de Exploración.
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 maximi-zar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables;
d. El programa de aprovechamiento de gas natural, el cual de-berá cumplir con lo establecido en la regulación vigente;
e. Los mecanismos de medición de la producción de Hidrocar-buros 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.
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Ese mismo día, mediante la Resolución CNH.E.15.002/15, la CNH emitió el dictamen téc-nico 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 cuan-tificación de la producción en volumen y calidad, es un factor clave en el cálculo de los ingresos que va a recibir el Estado, pro-ducto de la extracción y comercialización de los hidrocarburos que se obtengan del subsuelo.
La importancia de lineamientos de medi-ción que se adapten a las nuevas necesida-des de la industria, motivó la realización de actividades y foros para fortalecer al equipo de trabajo de la CNH y para contar con linea-mientos que se ajusten a los requerimientos de una industria abierta. Entre las activida-des realizadas se destaca la realización de entrevistas con reguladores de medición in-ternacionales, encuestas y entrevistas a las principales empresas petroleras, reuniones
de trabajo con diversos organismos y em-presas especializadas en la medición y visi-tas 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 ga-rantizar que los asignatarios y contratistas instalen sistemas de medición de acuerdo a los estándares internacionales que sean au-ditables por terceros. Del 15 al 17 de junio de 2015, se llevó a cabo el Foro denomina-do “Rol y Retos de la Medición de Hidrocar-buros en México” con la participación de representantes de los órganos reguladores de la industria petrolera de Colombia, Bra-sil, 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 Hidrocarbu-ros ha realizado pruebas piloto en diferen-tes 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 ca-pacidades de dicho sistema y considerar su instrumentación por parte de los Asigna-tarios y Contratistas, para que la Comisión
cuente con datos de medición de la pro-ducción de hidrocarburos en tiempo real.
El objetivo principal de llevar a cabo dichas pruebas tecnológicas, es determinar la factibili-dad y la viabilidad del sistema para considerar su implementación dentro de las compañías opera-doras, verificando que toda medición pueda ser monitoreada mediante sistemas informáticos debidamente instalados en el punto de medición establecido para las pruebas y de manera remo-ta, disponer de la información generada del Sis-tema de Medición ubicado en el campo.
- Supervisión remota de los instrumentos de medición involucrados en la cadena de pro-ducción de hidrocarburos de las compañías operadoras.
- Evitar la manipulación o alteración de los da-tos por terceras partes en función de que la información trasmitida/recibida es de forma electrónica y original en tiempo real directa-mente desde el punto de medición sin ningún intermediario y disponer en todo momento de la cuantificación de volúmenes y calidad de hi-drocarburos.
- Verificación de los volúmenes de hidrocar-buros extraídos, transferidos y vendidos por parte de las compañías operadoras, así como el almacenamiento de información histórica debidamente validada, generación de repor-tes estadísticos de las mediciones y registros electrónicos.
Algunos de los beneficios que se obtendrán de este sistema de medición serán:
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Informe de labores2014 - 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 conse-cuencia, es una autoridad competente para:
Se estimó conveniente tomar en consi-deración el régimen transitorio de la aplica-ción de la Ley de Hidrocarburos, al amparo de lo previsto en los Lineamientos, que es-tablecen el procedimiento anual para dic-taminar y aprobar los reportes de evalua-ción 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 Hi-drocarburos, continuarán en vigor, sin per-juicio de que puedan ser adecuadas, modi-ficadas o sustituidas.
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 certi-ficaciones de las mismas realizadas por ter-ceros 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 ab-solutas 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 Abkatún-Pol-Chuc, Litoral de Tabasco y Poza Rica-Alta-mira una diferencia mayor al 10% en reservas de gas; y que en los Activos Cantarell, Acei-te Terciario del Golfo y Burgos una diferencia mayor al 10% en petróleo crudo equivalente.
I. Publicar y mantener actualiza-da la información y estadística relativa a las reservas, inclu-yendo la información de repor-tes de estimación, estudios de evaluación o cuantificación y certificación, y la relación entre producción y Reservas;
II. Regular y supervisar las ac-tividades 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 in-formación nacional de reservas que cuantifiquen los Asignata-rios y Contratistas.
Derivado del análisis inte-gral de la documentación remitida por Pemex, la CNH observó lo siguiente:
- Las incorporaciones, delimitaciones, desarrollos y las revisiones del año 2014 afectaron el compor-tamiento 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 distri-bución de las reservas 2P y 3P.
- Existen debilidades en la estimación de las reservas del campo Akal, asociadas a los procesos de recupe-ración adicional por doble desplazamiento e inyec-ción de químicos, y de la prueba piloto.
- PEMEX estima precios optimistas de gas en la evaluación económica de los campos de aguas pro-fundas: Lakach, Kunah, Piklis, en la Región Marina Suroeste, así como para los descubrimientos de los campos Hem y Nat.
Asimismo, la CNH otorgó el visto bue-no a los reportes finales de los terceros independientes sobre las certificaciones de las reservas 1P en las regiones Mari-na 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 seguimien-to 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 correspon-diente, se determinó que las diferencias de-
tectadas en los activos no fueron mayores al 5% respecto a los valores de reservas na-cionales, 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 ela-borados 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.
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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:
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
TABLA 13
Reserva Categoría Unidad Marina Marina Norte Sur Nacionalremanente Noreste Suroeste
Fuente: CNH.
RESERVAS DE HIDROCARBUROS POR REGIÓN 2015
Aceite
Gas
Petróleocrudo
equivalente
8. PLAN QUINQUENALEn cumplimiento a lo establecido en los ar-tículos 29, fracción II, y 31, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y al Quinto Tran-sitorio del RLH, la CNH presentó el 30 de abril de 2015 la propuesta técnica que sir-vió como punto de partida para la aproba-ción y emisión del Plan Quinquenal de Lici-taciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019 derivado de la Reforma Constitucional en Materia de
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 energé-tico y contribuir al desarrollo del país, prin-cipales objetivos de la Reforma Energética.
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 some-ras 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 Prote-gidas (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 infor-mación estratégica de las áreas para lici-tación, misma que se traduce en nuevas oportunidades de inversión para la in-dustria de hidrocarburos en México. Asi-mismo, promueve la coordinación entre el sector industrial nacional e internacio-nal con los objetivos de política pública del sector hidrocarburos, del Plan Nacio-nal de Desarrollo 2013-2018 (PND), así como del Programa Sectorial de Energía 2013-2018 (PROSENER).
El Plan Quinquenal tiene como objetivo:1. Revertir la declinación de la producción de hidrocarburos.
2. Incrementar la tasa de resti-tución de reservas.
3. Acelerar la generación de co-nocimiento del subsuelo.
4. Maximizar la renta petrolera.
5. Propiciar una planeación es-tratégica de las empresas.
6. Promover la planeación de-mocrática e incluyente.
Mapa del Plan Quinquenal publicado el 30 de junio.
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9. CENTRO NACIONAL DE INFORMACIÓN DE HIDROCARBUROS (CNIH)
Para dar cumplimiento a lo establecido en el ar-tículo 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 re-cabar, acopiar, resguardar, administrar, usar, ana-lizar, mantener actualizada y publicar diversa in-formación estadística relativa a la producción de hidrocarburos, las reservas, los recursos contin-gentes y prospectivos, así como la información geológica, geofísica, petrofísica y petroquímica.
El CNIH también resguardará, preservará y ad-ministrará los núcleos de roca, recortes de per-foración y muestras de hidrocarburos que se consideren necesarios para el acervo del conoci-miento 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
para la integración del CNIH, se realizó la conceptualización, se determinaron los tiempos de ejecución, el personal y los pro-cesos que estarían involucrados. En la se-gunda mitad del año se llevó a cabo la invi-tación a los proveedores de servicio líderes en el mundo para concursar por el proyec-to de construcción de CNIH, además de la elaboración de los documentos normativos como los lineamientos y la creación de ma-nuales de información digital.
El proceso incluyó también la creación de for-matos para la información del cuarto de datos, así como los formatos para la recepción de in-formación de los operadores. Además de de-finir los principales flujos, procesos y procedi-mientos para la administración y operación del cuarto de datos, el control de calidad, la carga de los datos y la transferencia de la informa-ción sísmica.
Al mes de junio de 2015, se crearon y entregaron 75 paquetes de datos para cada una de las tres convo-catorias de la Ronda Uno:
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.
A. MIGRACIÓN HISTÓRICAEn 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 in-formación 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.
B. ACCESO A LA INFORMACIÓN DEL CENTROEl primer mecanismo para tener acceso a la información del Centro fue vía los paquetes de datos de las licitaciones. Los cuales se inte-graron mediante el proceso des-crito a continuación: 1. Identificación de la información. 2. Estructuración de la información.3. Control de calidad de la infor-mación.4. Carga de datos en la plataforma de visualización.5. Entrega de paquetes.6. Preparación de salas de visua-lización.
La conformación del CNIH ha avanzado en dos frentes:
CNH-R01-L01/2014 Exploración 14 34 11 estudios 3D y 39 5.3 5 estudios 2D 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 17 prospectos 3D y 7 2.5 21 Prospectos 2D millones de pesos
TABLA 14
Paquete Tipo Áreas Número Número de Paquetes Costo
Fuente: CNH.
PAQUETES DE DATOS PARA LA RONDA UNO(ENERO - JUNIO 2015)
contractuales de pozos estudios sísmicos entregados del paquete
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REGULACIONES OBJETIVO
10. REGULACIÓN
Conforme a la Ley de Hidrocarburos, en su ar-tículo 43 y 39 de la Ley de Órganos Regula-dores Coordinados en Materia Energética, la CNH ejercerá sus funciones, procurando elevar el factor de recuperación y la obtención del vo-
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..
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;
IV. La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarbu-ros, en función de los resultados productivos y económicos;
V. Asegurar que los procesos administrativos a su cargo, respecto de las actividades de explo-ración y extracción de hidrocarburos, se reali-cen con apego a los principios de transparen-cia, 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.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos emitirá las siguientes regulaciones:
Lineamientos que regulan el procedi-miento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación y el informe de los recursos contingentes relacionados.
Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos
Lineamientos para la presentación, apro-bación y supervisión de los planes de ex-ploración y desarrollo para la extracción de hidrocarburos.
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.
Aprovechamiento del gas natural asocia-do en los trabajos de Exploración y Ex-tracción de Hidrocarburos.
Lineamientos para el uso de la infor-mación contenida en el Centro Nacio-nal de Información de Hidrocarburos.
Establecer los elementos técnicos y procedimentales que los Operadores Petroleros deben observar en materia de cuantifi-cación 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 Inde-pendientes y los elementos de los Informes.
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 con-tractuales.
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 res-pectivas 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.
Establecer los requisitos y el procedimiento mediante el cual la Comisión resolverá las solicitudes de Autorización que pre-senten los Contratistas respecto de la celebración de alianzas o asociaciones para la Cesión del Control Corporativo y de Ges-tión o de las Operaciones en un Área Contractual
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 car-bón mineral y producido por la misma, así como los mecanis-mos de evaluación y seguimiento de los mismos
Establecer los requisitos y el procedimiento para que los in-teresados 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 activi-dades de reconocimiento y exploración superficial, así como de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocar-buros realizadas al amparo de una Asignación o un Contrato, y que se encuentre en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.
Como segundo mecanismo de ac-ceso 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 se-gundo semestre de 2015 todas las empresas interesadas podrán tener acceso a la información del Centro vía un esquema de licenciamiento de información.
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11. ATLAS GEOLÓGICO
En el marco de las rondas de licitación de áreas para exploración y en el ejercicio de las funcio-nes 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
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.
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 prin-cipales 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 principalmen-te en areniscas del Mioceno y Plioceno.
El Pilar Reforma Akal, con hidrocarburos almace-nados principalmente en el Play brechas del Cre-tácico 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.
Además, para cada una de estas unida-des geológicas se presentan:El contexto geológico regional.
El Marco Estratigráfico, del Jurásico al Plioceno, una descripción de los aspectos sedimentológi-cos y distribución de facies de las secuencias se-dimentarias de interés petrolero.
El Marco Estructural, donde se describen los procesos de deformación de la secuencia sedi-mentaria y la tipología de trampas petroleras resultantes.
Los Sistemas Petroleros, que definen los elemen-tos y los procesos de generación, migración y en-trampamiento de hidrocarburos.
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 cumpli-miento, a través del seguimiento y evaluación de su Integridad, hasta su Abandono que permiten a la Comisión evaluar la eje-cución 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.
El Foro Internacional de Reguladores, IRF por sus siglas en inglés (International Re-gulators Forum), es una organización com-puesta por 10 países miembros que agru-pa a distintos reguladores de hidrocarburos a nivel mundial y que se especializan por mejorar la seguridad en operaciones cos-ta afuera. Los miembros que componen el Foro se caracterizan por estar interesados en compartir experiencias, visiones y com-parar diferencias entre sus regulaciones.
La Comisión participó en la organi-zación de la 21ª Reunión General Anual del IRF, que se llevó a cabo en la ciudad de Cancún, México, del 18 al 21 de no-viembre de 2014. En esta reunión la Co-misión cedió su lugar a la Agencia Na-cional 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, publi-cado 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 ma-terias de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio am-biente del sector hidrocarburos, los dos objetivos primordiales del IRF.
12. RELACIONES INTERINSTITUCIONALES
Algunas de las principales actividades realizadas por la CNH en el marco del Foro son:- Exponer los avances en materia de regu-lación basada en desempeño.
- Presentar las regulaciones en materia de seguridad industrial en aguas profundas y de quema y venteo de gas; así como los linea-mientos de diseño de proyectos y de medición.
- Aportar, comparar y recibir investigaciones y estudios relacionados con la seguridad in-dustrial costa fuera en el sector petrolero.
- Mejorar el desempeño de la CNH como regulador y colocarlo a la vanguardia inter-nacional al tener acceso a asesorías, pro-yectos y mesas de trabajo que procuren el intercambio de visiones, experiencias, críti-cas y discusiones.
Foro Internacional de Reguladores
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.
REGULACIONES OBJETIVO
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En el marco de la primera convocatoria para asignar contratos de exploración y
extracción de hidrocarburos en 14 bloques del territorio mexicano, el Órgano de Go-bierno 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 nue-vas inversiones a nuestro país.
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 si-guiente nivel jerárquico, debían ser publicadas y actualizadas anualmente en la página elec-trónica de la CNH.
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 ex-presa si ha sido empleado, directivo, prestador
de algún servicio, consejero, asesor, o provee-dor, de algún ente regulado por la propia CNH. Además se declara si algún pariente consan-guíneo o por afinidad hasta el cuarto grado de parentesco, tiene relación con algún agente económico del sector. Con este acto, poten-ciales intereses de los Comisionados y de los funcionarios de nivel directivo de la Institución con el sector petrolero están al alcance del es-crutinio público.
La acción de declarar intereses, se en-marca en las mejores prácticas interna-cionales de organismos y gobiernos de países que ocupan lugares destacados en los índices anuales de transparencia, en-tre ellos, el caso latinoamericano de Chile, donde la declaración de intereses es obli-gatoria para todos los servidores públicos de su gobierno federal, además de otros países como Australia, Francia, Reino Uni-do, cuya legislación también la contempla. En el caso de nuestro país, la CNH se con-virtió en la primera autoridad mexicana en hacer un ejercicio de declaración de inte-reses de sus servidores públicos.
Transparencia{ V }
1. DECLARACIÓN DE INTERESES
Para dar cumplimiento a lo establecido en los artículos 22 fracción XXVI y 25 frac-ción X de la Ley de los Órganos Regulado-res Coordinados en materia energética, la CNH administra y mantiene actualizado el Registro Público de sus principales ac-tividades a través de su portal de internet. El Registro Público es una herramienta de transparencia que busca fortalecer el prin-cipio de máxima publicidad y disponibilidad de la información de las actividades guber-namentales.
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 atribucio-nes, la información se encuentra dividida en sesiones ordinarias y extraordinarias;
- Los votos particulares que emitan los Co-misionados;
- Las actas de las sesiones del Órgano de Gobierno;
- Los dictámenes, opiniones, instrucciones, aprobaciones y estudios emitidos en cum-plimiento de sus atribuciones;
- Los permisos, autorizaciones, y otros de-más actos administrativos que emita, y
- Los demás documentos que señalen otros ordenamientos y disposiciones legales.
2. REGISTRO PÚBLICO
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4. SESIONES DE ÓRGANO DE GOBIERNO
3. COMPROMISO DE CONFIDENCIALIDAD
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.
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.
En cumplimiento a lo establecido en los artículos 14 y 17 de la Ley de los Órganos Regu-ladores Coordinados en materia Energética, 8 del Reglamento Interno de la Comisión Na-cional 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.
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 pro-porcionada o a la que se tenga acceso o de la que por cualquier otra causa se tenga cono-cimiento. 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. QUINTA SESIÓN EXTRAORDINARIA
16/10/2014Autorización para la perforación del Pozo Explo-ratorio Akal-301
SEXTA SESIÓN EXTRAORDINARIA23/10/2014Autorización para la perforación de los Pozos Exploratorios Arco 1 y Teotleco-1DL.
AGENDA DE SESIONES DE ÓRGANO DE GOBIERNO
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DÉCIMA SESIÓN ORDINARIA10/10/2014- Integración del Consejo Consultivo para los lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos y Linea-mientos Técnicos para la Exploración y Desarrollo de los campos de Hidro-carburos asociados con Lutitas.
- Se aprueban los Criterios que debe-rán 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 Explora-torios Corfu-1 y Lakach-52.
SÉPTIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA10/11/2014- Asistencia Técnica de SENER Áreas Contractuales a licitar en aguas someras y campos de aceite pesa-do para la Ronda 1.
- CNH niega a PEMEX autorización para la perfora-ción del Pozo Exploratorio Lakach-114.
- CNH aprueba solicitar a PEMEX plan de desarrollo del Campo Lakach.
OCTAVA SESIÓN EXTRAORDINARIA14/11/2014Autorización para la perforación de los Pozos Exploratorios Hem-1, Jabonero-1, Palmas Este-1 y Barcodón Oeste-1.
DÉCIMA PRIMERA SESIÓN ORDINARIA27/11/2014- CNH emite disposiciones Administrativas en ma-teria de Licitaciones de Contratos para la Explora-ción y Extracción de Hidrocarburos.
- Autorización para la Perforación de los Pozos Ex-ploratorios Jaatsul-1, Japoka-1 y Exploratus-101.
- Integración del Consejo Consultivo Lineamientos de Reservas.
- CNH emite los días de suspensión de labores.
NOVENA SESIÓN EXTRAORDINARIA20/11/2014CNH emite opinión sobre el modelo de contratación esta-blecido por SENER para la primera licitación de la Ronda 1.
DÉCIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA28/11/2014Asistencia técnica a la SENER para la selección de las áreas contractuales correspondientes a la primera licita-ción de la Ronda 1.
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DÉCIMA PRIMERA SESIÓNEXTRAORDINARIA5/12/2014- Autorización para la perfora-ción de los Pozos Exploratorios Lakach-114 y Zazil Ha-201.
- CNH instruye visita a la platafor-ma Centenario.
- Convenio de colaboración con el Banco de México, SHCP, SAT y la SENER.
CUARTA SESIÓN EXTRAORDINARIA10/03/2015Reportes de evaluación de las re-servas 1P elaboradas por PEMEX.
QUINTA SESIÓN ORDINARIA13/03/2015Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Tleyotl-1.
QUINTA SESIÓN EXTRAORDINARIA13/03/2015CNH emite lineamientos para los Planes de Exploración o de Desa-rrollo para la Extracción correspon-dientes a asignaciones petroleras.
OCTAVA SESIÓN EXTRAORDINARIA10/04/201Aprobación de modificaciones a las disposiciones administrativas en materia de ARES.
DÉCIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA16/04/2015CNH emite autorización ARES para las empresas TGS, PGS (3), Dol-phin Geophysical, y Spectrum (2).
DÉCIMA SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA27/04/2015Autorización para la Perforación del Pozo Exploratorio Exploratus 1DL.
SÉPTIMA SESIÓN ORDINARIA30/04/2015Propuesta del plan quinquenal de licitaciones de Áreas Contractua-les 2015–2019.
DÉCIMA TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA30/04/2015-CNH emite autorización ARES para la empresa CGG (3).
-Modificación al Calendario de las Bases de la Primera Convocatoria de la Ronda 1.
NOVENA SESIÓN EXTRAORDINARIA13/04/2015CNH emite opinión sobre el Mode-lo de Contratación de los procesos de licitación la tercera convocato-ria de la Ronda 1.
SEXTA SESIÓN ORDINARIA16/04/2015-Integración del Consejo Consul-tivo para los Lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para emitir auto-rizaciones para la celebración de alianzas o asociaciones para la ce-sión del control de las operaciones.
-Autorización para la perforara-ción del Pozo Exploratorio Terresre Arco-1.
SEXTA SESIÓN EXTRAORDINARIA25/03/2015- Modificación de las bases de li-citación de la primera y segunda convocatorias de la Ronda 1.
- Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Mirus-1.
- Niega autorización para la perfo-ración del Pozo Exploratorio Mari-noSuuk-1.
SÉPTIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA31/03/2015Aprobación de documento soporte mediante el cual la CNH recomien-da areas contractuales a la SENER en campos terrestres en la tercera convocatoria de la Ronda 1.
TERCERA SESIÓN ORDINARIA12/02/2015Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Marino Mi-zton-101.
CUARTA SESIÓN ORDINARIA26/02/2015- Autorización para la perfora-ción del Pozo Exploratorio Marino Alaw-1.
- Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Mekpal-1.
PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA16/02/2015CNH emite opinión sobre el mo-delo de contrato de los procesos de licitación de la segunda convo-catoria de la Ronda 1.
SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA27/02/2015- Se aprueba la Segunda Convoca-toria de la Ronda 1.
- Aprobación de las bases de lici-tación de la Segunda Convocato-ria de la Ronda 1.
- Designación de integrantes del Comité Licitatorio para la Segun-da Convocatoria de la Ronda 1.
- Modificación al calendario de la Pri-mera Convocatoria de la Ronda 1.
TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA27/02/2015Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Cratos-1.
PRIMERA SESIÓN ORDINARIA15/01/2015Aprobación de Disposiciones Administrativas de carácter general en materia de Autorizaciones para el Reconocimien-to y Exploración Superficial de Hidrocarburos.Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio terrestre Licanto-1.
DÉCIMA SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA8/12/2014Se aprueba el Reglamento In-terno de la CNH.
DÉCIMA SEGUNDA SESIÓN ORDINARIA18/12/2014- 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 fun-cionarios de nivel jerárquico.
-Se aprueba la lista de participan-tes e invitados a las sesiones del Consejo Consultivo de Pozos.
DÉCIMA TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA10/12/2014- Se aprueba la Primera Convo-catoria de la Ronda 1.
- Se aprueban las bases de licita-ción de la primera convocatoria de la Ronda 1 .
- Designación del Coordinador y del Secretario del Comité Licitatorio.
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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 Uni-dos 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 In-terno tiene como objeto establecer la estructura orgánica y las bases para la operación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
5. REGLAMENTO INTERNO DE LA CNHDÉCIMA CUARTA SESIÓN EXTRAORDINARIA11/05/2015-Se aprueba la Tercera Convocatoria de la Ronda 1.
-Designación de integrantes del Comité Licitatorio para la Tercera Convocatoria de la Ronda 1.
DÉCIMA OCTAVA SESIÓN EXTRAORDINARIA09/06/2015-Se aprueban las bases finales de la primera convocato-ria de la Ronda 1.
- Se aprueba la modificación al calendario de las Bases de licitación de la Segunda Convocatoria de la Ronda 1.
VIGÉSIMA PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA29/06/2015-CNH emite opinión a SENER para modificaciones de asignaciones de exploración y extracción.
- Asistencia Técnica a la Secretaría de Energía para la selección de Áreas Contractuales de la Cuarta Convoca-toria de la Ronda 1.
DÉCIMA SESIÓN ORDINARIA30/06/2015-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 Linea-mientos sobre el uso de la información contenida en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.
DÉCIMA NOVENA SESIÓN EXTRAORDINARIA12/06/2015-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 EXTRAORDINARIA18/06/2015-Autorización para la perforación del Pozo Exploratorio Cratos-1 alterno.
- Modificación a las Bases de la Segunda Convocatoria de la Ronda 1.
-Modificación a las Bases de la Tercera Convocatoria de la Ronda 1.
OCTAVA SESIÓN ORDINARIA14/05/2015CNH emite autorización ARES para las empresas Multi-Client y GX Technology.
DÉCIMA QUINTA SESIÓN EXTRAORDINARIA22/05/2015- CNH emite dictamen técnico respecto de Plan de Ex-ploración y de Desarrollo propuesto por Petróleos Mexi-canos para el área de la asignación A-0398-Misión.
-CNH emite autorización ARES para las empresas EMGS, Dowell Schlumberger (2).
NOVENA SESIÓN ORDINARIA29/05/2015- 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.
DÉCIMA SÉPTIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA29/05/2015Autorización para la perforación de los Pozos Explorato-rios Astra 1 y NAT-1DL.
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1.INTRODUCCIÓN: Establece el objetivo y la integración del Código de Conducta.
2. VALORES INSTITUCIONALES: Se definen doce valores de la Ad-ministración 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 Códi-go 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.
6. POLÍTICAS DE COMPORTAMIENTO: Mediante la inclusión de cinco polí-ticas 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 au-diencias 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 ma-nera directa ante ante la autoridad competente.
6. CÓDIGO DE CONDUCTA DE LA CNH
¿Cómo está integrado el Código de Conducta?
El Código se integra por ocho apartados:
{ VI }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
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 Hidro carburos, a propuesta del Co mité de Ética, emita un Código de Conducta al que deberán sujetarse los comisionados o servidores públicos de la De pendencia y sus activi-dades. Asimismo, se seña-la que el Código deberá ser públi co y tendrá como base
los va lores institucionales de recti tud, honestidad, im-parcialidad, respeto y trans-parencia.
Con base en ese man-dato le gal, el Órgano de Gobierno apro bó el Código de Conducta de la Comi-sión mediante el Acuerdo 12/001/14 en la Déci ma Segunda Sesión Ordinaria.
¿Qué es el Código de Conducta?El Código es una guía
construi da sobre veinti-cuatro valores éticos, doce provenientes del Código de Ética de la Admi nistración Pública Federal y doce propios de la dependen-cia, además de incluir cin-co políticas de conducta cuyo objetivo es guiar la actuación de los servido-res públicos de la CNH en el desempeño de sus acti-vidades y comisiones y de esta manera, guiarlos en la toma de decisiones con un sentido ético.
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DIC2014 2015
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL
El Congreso reforma la Constitución de México, se modi�caron 3 artículos constitucionales: 25°, 27° y 28°.
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.
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Reforma Constitucional
Se establecen 21 disposi-ciones transitorias: 9 leyes nuevas y se modi�caron 12 leyes existentes.
Legislación Secundaria
Se expidieron 25 Regla-mentos que regulan las actividades en el sector energético.
Reglamentos de la Ley
La CNH transmitió la primera sesión (9ª. Sesión Ordinaria) en tiempo real en la página de la CNH.
Sesiones de Órgano de Gobierno en vivo
Declaración de intereses pública
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.
Disposiciones de licitaciones de Contratos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos.
Primera Convocatoria de la Ronda 1
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.
Lineamientos para dictaminar técnicamente los planes de exploración o de desarrollo para la extracción, correspondientes a las asignaciones petroleras.
La CNH publicó la convocatoria y las bases del segundo proceso licitatorio de Ronda Uno CNH-R01-L02/2015. Esta convocato-ria comprende la adjudicación de Contratos de Producción Compartida para la Extracción de Hidrocarburos en aguas someras, y se re�ere a 9 campos: Amoca, Miztón, Tecoalli, Hokchi, Xulum, Ichalki, Pokoch, Misón y Nak agrupados en 5 áreas contractuales.
Segunda Convocatoria de la Ronda 1
Solicitud Ronda Cero
PEMEX sometió a considera-ción de la SENER la adjudica-ción de 165 áreas explorato-rias y 380 campos petroleros.
Ronda Cero
La SENER le otorgó, a Pemex 489 Asignaciones, de las cuales 108 le permiten realizar actividades de exploración, 286 de extracción y 95 temporales.
Plan Quinquenal
La CNH presentó la propuesta técnica que sirvió como punto de partida para la creación del Plan Quinquenal de Licitacio-nes para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019.
Plan Quinquenal
La SENER publicó la primera versión del Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extrac-ción de Hidrocarbu-ros 2015-2019.
Reglamento Interno de la CNH
El Órgano de Gobierno de la CNH emitió el Reglamento Interno el cual tiene como objeto establecer la estruc-tura orgánica y las bases para la operación de la CNH.
Los integrantes del Órgano de Gobierno de la CNH hicieron pública su declaración de intereses.
Reportes de evalua-ción o cuanti�cación de las reservas
La CNH emitió la Resolución relativa a los reportes de evaluación o cuanti�cación 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.
Reportes de evalua-ción o cuanti�cación de las reservas
La CNH emitió la Resolución relativa a los reportes de evaluación o cuanti�-cación 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.
Disposiciones de autorizaciones para el reconocimiento y exploración super�cial de hidrocarburos
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 Produc-ción Compartida para la Exploración y Extrac-ción de Hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México.
Tercera Convocatoria de la Ronda 1
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.
TEMA A TRATAR:
Reforma Energética
Rondas de Licitación
Regulación
Transparencia
Otros temas
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{ VII }Línea de Tiempo
A continuación se presenta un registro de los principales sucesos que ocurrieron durante el periodo enero de 2014 – junio de 2015, rela-cionados con la implementación de la reforma energética en materia de hidrocarburos en México.
Secretaría Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez
Secretaria Ejecutiva
{ VIII }
Juan Carlos Zepeda MolinaComisionado Presidente
Órgano de Gobierno
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Edgar René Rangel Germán
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.
Héctor Alberto Acosta FélixComisionado
Nestor Martínez RomeroComisionado
Guillermo Cruz Domínguez VargasComisionado
Sergio Pimentel Vargas Comisionado
Alma América Porres Luna
Comisionado
Comisionada
Comisión Nacional de Hidrocarburoswww.cnh.gob.mx
