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Informe de Avance del PEO al 1er. Trimestre de 2010 1

v. final

Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos

Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Primer Trimestre de 2010

ABRIL DE 2010


CONTENIDO

1. Antecedentes 2. Resumen ejecutivo 3. Avance en el cumplimiento del Programa

3.A. Pemex-Exploración y Producción

3.B. Pemex-Refinación

3.C. Pemex-Gas y Petroquímica Básica

3.D. Pemex-Petroquímica

3.E. Petróleos Mexicanos 4. Respuesta a algunas observaciones específicas de la SENER

5. Indicadores y metas

6. Relación de acciones del Programa

7. Propuesta de modificación del indicador Margen por unidad de energía equivalente (Pemex Gas y Petroquímica Básica)

Anexo.- Acrónimos y abreviaturas


1. Antecedentes El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, contemplado en el Artículo Noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 1 de octubre de 2007 (el Decreto), fue aprobado por la Secretaría de Energía el 27 de junio de 2008 y enviado a la Comisión Permanente del Congreso de la Unión el 30 de junio de 2008. La fracción II del mismo Artículo Noveno transitorio del Decreto y el Capítulo IV de los Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en la ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa (los Lineamientos), publicados en el DOF el 3 de junio de 2008, establecen la obligación de Petróleos Mexicanos de integrar y enviar a la Secretaría de Energía informes trimestrales de avance del cumplimiento del Programa a más tardar el último día hábil de los meses de octubre, enero, abril y julio de cada año, iniciando en octubre de 2008 y concluyendo con el informe de enero de 2013. En este contexto, el presente documento corresponde al informe del primer trimestre de 2010, en el que se presenta el avance en la ejecución de las acciones planteadas en el Programa, así como el cumplimiento de las metas establecidas para los indicadores, con información al mes de marzo de 2010, de conformidad con lo establecido en los capítulos III y IV de los Lineamientos.


2. Resumen ejecutivo

Este informe detalla el avance en la ejecución de las acciones contenidas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO), durante el periodo enero-marzo de 2010 y presenta la evaluación de los indicadores contra las metas autorizadas por la Secretaría de Energía, aplicando tres criterios de cumplimiento: insuficiente, adecuado y sobresaliente. En los casos en que la evaluación de un indicador resulta insuficiente, se explican las causas principales de las desviaciones y en su caso, se establecen acciones correctivas para mejorar el indicador.

En Pemex Exploración y Producción (PEP), durante el periodo enero-marzo de 2010, dieciséis indicadores resultaron aceptables o sobresalientes y uno fue insuficiente. La proporción de crudo ligero en la producción total fue el indicador insuficiente, debido a que la producción de crudo pesado de los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap presentó mejores resultados a los estimados. No se reportan las desviaciones de 9 indicadores por ser la meta de evaluación anual. Finalmente respecto a los informes anteriores, se eliminaron 8 indicadores y se adicionaron 6 nuevos.

El Organismo dio continuidad a los esfuerzos para la ejecución y cumplimiento de las acciones contenidas en el PEO, de manera especial a aquéllas orientadas a incrementar las reservas de crudo y gas natural, a estabilizar los niveles de producción de hidrocarburos, y también a mejorar el aprovechamiento de gas producido. En Pemex Refinación al primer trimestre de 2010, trece indicadores resultaron aceptables o sobresalientes y 9 indicadores insuficientes. El costo de transporte, gasolina UBA producida/ gasolina total producida, participación del transporte por ducto, días de autonomía de gasolinas y diesel, y emisiones de SOx alcanzaron resultados sobresalientes. Asimismo, proceso de crudo, el rendimiento de gasolinas y destilados del crudo, productividad laboral en refinerías, Índice de Intensidad Energética, utilización de la capacidad de destilación equivalente, entre otros, registraron resultados insuficientes. Las acciones de este Organismo se enfocan en mantener el proceso de crudo, incrementar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, así como garantizar el abasto de petrolíferos en el país al mínimo costo, con calidad y oportunidad. Asimismo, dirige esfuerzos para incrementar la eficiencia operativa a lo largo de la cadena de valor, bajo un entorno de seguridad y protección al ambiente. Pemex Gas y Petroquímica Básica presenta el avance de las acciones establecidas en el PEO relacionadas con: el proceso de gas y condensados, y con la producción de líquidos del gas, la comercialización y distribución de gas


natural y gas LP. De las 21 acciones consideradas originalmente en el programa, 16 continúan vigentes en 2010. Así mismo de los 30 indicadores originales del Programa y como resultado del proceso de autorización de las metas para 2010, SENER y Pemex Gas acordaron, para este año, 25 indicadores con sus metas respectivas. Así mismo, se definió incluir indicadores financieros y seis volumétricos sin una meta predeterminada. En este reporte del primer trimestre de 2010, de los 25 indicadores que se evalúan, 23 califican como aceptables o sobresalientes, dos indicadores pendientes de evaluación por estar asociados a la entrada en operación de nuevas plantas criogénicas y dos califican relacionados con el contenido de nitrógeno en el gas natural califican como insuficientes. Pemex Petroquímica orienta sus esfuerzos en materia de eficiencia operativa a través de los compromisos de desempeño operativo que establece para los procesos petroquímicos, de acuerdo al diseño de las plantas y conforme a las mejores prácticas alcanzadas por la operación propia de las instalaciones. Se registra y se da seguimiento al desempeño de todos los procesos y se establecen metas retadoras para alcanzar la mejor eficiencia posible, de acuerdo a la escala, tecnología y estado de la capacidad productiva instalada. En el año 2010 se estableció como estrategia para incrementar la rentabilidad de las cadenas productivas de este organismo, la sustitución de la producción de la despuntadora de crudo por nafta importada, con lo que se pretende lograr una mejora en los márgenes de la cadena de aromáticos. Por otro lado, a finales de 2009, inicio operación la ampliación de la planta de óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos incrementando la capacidad de producción de la cadena del etano y, para la cadena del propileno, en el mes de octubre se reactivó la operación de la planta de acrilonitrilo en el Complejo Petroquímico Morelos a través de la alianza con la empresa Unigel. Se espera que para finales del año se tenga lista para operar, como productor de oportunidad, la planta de Metanol II del Complejo Petroquímico Independencia. Lo anterior, cuidando en todo momento la seguridad física de las instalaciones, del personal que en ella trabaja y del medio ambiente que la rodea. En este informe, se da respuesta a las observaciones hechas por la SENER, mismas que están incluidas en el cuerpo del documento. Adicionalmente se agregaron dos secciones: “Respuesta a algunas observaciones específicas de la SENER” y “Propuesta de modificación del indicador Margen por unidad de energía equivalente (Pemex Gas y Petroquímica Básica)” con el fin de clarificar las observaciones solicitadas por la secretaría.


3. Avance en el cumplimiento del Programa

3A. Pemex Exploración y Producción Avance en la ejecución de las acciones del PEO

1. Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en cuencas restantes

Durante el periodo enero – marzo de 2010 se han adquirido 558 kilómetros de sísmica 2D y 6,498 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, de éstos últimos 4 mil 262 corresponden al Golfo de México Profundo. En sísmica 3D se incluyen 314 kilómetros cuadrados de sísmica 3D de desarrollo de campos.

En cuanto a la perforación exploratoria, se han terminado 7 pozos de acuerdo a la siguiente distribución:

Cinco en la Cuenca de Burgos-Sabinas

Uno en la Cuenca de Tampico Misantla

Uno en Cuencas del Sureste

A continuación se enlistan los pozos terminados, así como sus datos de aforo y resultado:

Datos de aforo

Activo Pozo Aceite (bpd)

Gas (mmpcd)

Condensado (bpd)

Resultado

Activo Integral Burgos

JARAGUAY 1 1.7 216 Productor de gas y condensado

LAUD 1 Improductivo invadido de agua salada

EXITO 1 Improductivo seco

PALERMO 1 Improductivo invadido de agua salada

HECHIZO 1 Improductivo invadido de agua salada

Activo de Exploración Golfo de México Norte

TILAPIA 1 110 0.022 Productor de aceite y gas

Activo de Exploración Sur

BRICOL 1DL 1,487 1.8 Productor de aceite y gas

La ubicación aproximada de los pozos en los Activos de PEP se ilustra en la siguiente figura:


Pozos exploratorios, enero-marzo 2010

2. Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones

Para continuar con el fortalecimiento de la cartera de oportunidades exploratorias se levantaron 6 mil 498 kilómetros cuadrados de sísmica 3D distribuidos de la siguiente manera: 4 mil 262 kilómetros cuadrados en el cubo de Han Sur-Oeste de Tamil de la Región Marina Suroeste con el objetivo de

d

Burgos

Palermo 1

VeracruzCuencas del

Sureste

Exito 1

Tilapia 1

Bricol 1DL

Laúd 1

Jaraguay 1

Hechizo 1


definición de estructuras mesozoicas de aceite en aguas profundas, análogas a los yacimientos Alak, Kach, Kastelán y Tamil en la Región Marina; 1,426 kilómetros cuadrados en Cuencas del Sureste, en cuatro cubos, con el objetivo principal de identificar oportunidades en rocas del Mesozoico; 397 kilómetros cuadrados en los activos Burgos y Veracruz, con la finalidad de fortalecer la cartera de oportunidades de gas no asociado y 314 kilómetros cuadrados de sísmica 3D para desarrollo de campos.

En lo que se refiere al levantamiento de sísmica 2D, durante 2010 se han levantado 558 kilómetros en tres estudios del proyecto de inversión Múzquiz en la Cuenca de Sabinas.

Para asegurar la adquisición de sísmica 3D de azimut amplio en el Golfo de México, se contrató a partir del 14 de septiembre un barco dedicado, que estará operando hasta el 2014.

Adicionalmente, como parte fundamental del fortalecimiento de la cartera de oportunidades exploratorias, a partir de 2008 se promovió la contratación de servicios de procesamiento de datos sísmicos con compañías líderes en el mercado mundial, las cuales disponen de tecnología de vanguardia, en los procesos de imágenes sísmicas del subsuelo en tiempo y profundidad, obteniéndose a la fecha los siguientes avances:

A partir del 29 de junio de 2009 se cuenta con los servicios de procesamiento de información sísmica tridimensional de datos marinos para las tecnologías de adquisición sísmica “streamer” (cables sobre la superficie marina) y OBC (cables en el fondo marino), terrestres y transicionales.

Asimismo, se formalizó el convenio de ampliación del contrato vigente, para incluir el procesamiento de datos sísmicos en profundidad antes de apilar, aplicando la solución del tipo “Reverse Time Migration” (RTM). Además, se estableció el contrato de servicio para realizar el proceso de migración en profundidad antes de apilar, utilizando el algoritmo “Beam Migration”. En ambos casos la aplicación de estas soluciones han sido enfocadas en áreas con influencia de tectónica salina, tanto en la Región Marina, como en la Región Sur.

Finalmente, se recibió la autorización del Comité de Obras Públicas de PEP, para contratar los servicios que fortalecerán los servicios de migración en profundidad antes de apilar usando soluciones particulares de la ecuación de onda (WEM).

Desde finales de 2009, PEP cuenta con servicios exclusivos en el procesamiento de información sísmica, en los cuales se dispone de soluciones técnicas enfocadas a los problemas geológicos específicos


como son, “Beam Migration”, “Reverse Time Migration”, “Wave equation” y “Kirchhoff.

El programa 2010 y el avance del primer trimestre del año se observa en la tabla anexa.

Procesos especiales (Km2)

Programa 2010

Real Avance %

PSDM 3D 25,149 6,790 27

PSTM 3D 13,484 5,259 39

AVO 805 40 5

Procesos especiales (Km)

Programa 2009

Real Avance %

PSDM-2D 5,060 506 10 PSTM-2D 2,128 745 35

PSTM: Migración en tiempo antes de apilar PSDM: Migración en profundidad antes de apilar POSDM: Migración en profundidad después de apilar PPP: Predicción presión de poro

3. Actualizar los procedimientos relacionados con los proyectos exploratorios de acuerdo a los nuevos requerimientos de SENER, CNH y SHCP

Al primer trimestre de 2010, se está en proceso de integración de los procedimientos, se analizan los requerimientos de las Secretarías de Energía y Hacienda y Crédito Público, así como de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para verificar que aún se encuentren vigentes, relacionarlos y actualizar los procedimientos, con el fin de direccionar a las áreas responsables y se agilice la atención a cada una de las entidades.

4. Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas

Durante el primer trimestre de 2010, en esta acción se resalta la actividad realizada en los siguientes Activos Integrales:

Activo Cinco Presidentes

• Actualización de modelos geológicos en los campos Blasillo y Guaricho, mediante la interpretación sísmica 3D; el avance al trimestre fue la actualización del modelo geológico: campo Guaricho (95%),


actualmente en etapa final; campo Blasillo, en proceso de elaboración de base de usuario técnica-económica

• Implementación de sistemas artificiales de producción en pozos intermedios y de desarrollo en los campos San Ramón, Rodador, Ogarrio, Cinco Presidentes, Blasillo y Lacamango; al primer trimestre del año se han terminado 12 pozos de los cuales 5 pozos han quedado acondicionados con Sistema de Bombeo Neumático

• Primera fase de implementación de recuperación mejorada en el campo San Ramón (inyección de aire) y Rodador (inyección de CO2) e implementación de recuperación secundaria en el campo Rodador (los avances fueron en el campo San Ramón), se realizó y analizó prueba de inyectabilidad en el pozo SR-530 y se efectúo visita de campo para ubicación de los compresores de aire

Activo Aceite Terciario del Golfo

En relación a la estrategia de explotación de los principales proyectos sancionados se reporta concluida al primer trimestre de 2010

• En relación al documento con plan de identificación, control y seguimiento técnico de los procesos de recuperación secundaria y mejorada, se realizaron las siguientes actividades:

– Prueba piloto de inyección de CO2 para el incremento de la recuperación de hidrocarburos, se reporta un avance de 25 por ciento

– Proyecto piloto de inyección de agua campo Agua Fría, avance de 25 por ciento

• Propuesta de nuevos diseños de perforación y terminación de pozos:

– Diseño de perforación y terminación de pozos horizontales multifracturados. Se tiene programa de terminación de los pozos, avance del 25 por ciento

• Documento de resultados de las mejoras tecnológicas y pruebas tecnológicas de campo evaluadas:

– Evaluación de fracturamientos y estimulaciones, se trabaja en el análisis de resultados 2009 y avances 2010, al primer trimestre se estima un 25 por ciento

Activo Burgos

En el Activo se trabaja en cuatro principales actividades de la acción del Programa, estas presentan al primer trimestre de 2010 los siguientes avances:


• Fortalecer los modelos integrales de los campos estratégicos mediante la realización de estudios de explotación para maximizar el factor de recuperación, 25 por ciento de avance

• Incorporación del capítulo tecnológico en la formulación de los explotación que permitan mejorar el factor de recuperación e incremento del índice de productividad, avance de 19 por ciento

• Mejora de esquemas de explotación a través de perforación no convencional, 25 por ciento

• Dar seguimiento y evaluación de las mejores prácticas operativas y pruebas tecnológicas de campo que contribuyan a mejorar el factor de recuperación en los campos, 30 por ciento de avance

Activo Ku-Maloob-Zaap

En el Activo se trabaja en tres principales actividades para la acción del Programa, al primer trimestre de 2010 se presentan los siguientes avances:

• Para el fortalecer la formulación y seguimiento técnico de los procesos de recuperación secundaria y mejorada

o Se realizan estudios experimentales y de simulación para la selección de procesos de recuperación mejorada de aceite aplicables en los campos de Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste para incrementar su recuperación de aceite, se tiene un avance del 64 por ciento

• Mejora de esquemas de explotación a través de perforación no convencional

o Programa y memoria descriptiva de la perforación de 2 pozos (1 tipo "S" y 1 horizontal)

o Programa y Memoria descriptiva de la terminación de 2 pozos (2 tipo "S")

• Seguimiento y evaluación de las mejores prácticas operativas y pruebas tecnológicas de campo que contribuyan a mejorar el factor de recuperación en los campos

o Conversión de pozos a bombeo electrocentrífugo con acondicionamiento de bombeo neumático como respaldo en Zaap y Maloob, a este respecto se integraron al modelo de contrato los comentarios y sugerencia de las áreas operativas para pasar a la última revisión antes de salir a concurso. Por lo anterior se realiza taller de revisión

Activo Muspac


Para los campos del Activo se contempló la ejecución de tres principales actividades para la acción del Programa, lo realizado al primer trimestre de 2010 se presenta a continuación:

• Estrategia de explotación, avance integral del 20 por ciento

o Cactus-Níspero-Rio Nuevo. Este modelo integral del complejo Cactus-Níspero-Río Nuevo se encuentra en etapa de evaluación e incorporación de nueva información tal como un estudio sedimentológico-estratigráfico y de fracturas

o Sunuapa Este.- El modelo de este campo se encuentra en etapa de actualización ya que el modelo existente consideraba solo cinco pozos productores, actualmente se tienen nueve pozos perforados, ocho productores y uno cerrado productor no comercial

o Teotleco.- El modelo estático de este campo se encuentra en construcción debido a que se encuentra en una etapa inicial de desarrollo, a la fecha se han perforado tres pozos los cuales se encuentran operando

• Incorporación de mejoras tecnológicas

o Actualmente se han implementado mejoradores de flujo tipo Venturi en los pozos Secadero 1001, Muspac 14, Cactus 1004 y 1045 y Sunuapa 302 del Activo, a las cuales se les está dando seguimiento continuo para evaluar sus beneficios.

• Documento con plan de identificación, control y seguimiento técnico de los procesos de recuperación secundaria y mejorada

o Sitio Grande - Se continua bajo el esquema de inyección de gas enriquecido con CO2, durante el primer trimestre del 2010 se inyectaron 0.264 MMMPC de gas para un total de gas inyectado de 18.6 MMMPC

o Sunuapa Este - A la fecha el campo se encuentra casi totalmente desarrollado, se han perforado 9 pozos de los cuales 8 se encuentran en producción, con esta información durante el primer trimestre 2010 se está actualizando el modelo estático del yacimiento

o Juspí - En este campo actualmente se perfora el pozo exploratorio Juspí 101-A, se espera contar con resultados próximos que permitan definir su estrategia de explotación y considerar la recuperación adicional como alternativa de producción

Activo Poza Rica-Altamira


• Actualmente se construye el modelo de simulación para Arenque – Lobina

• Se lleva a cabo el plan de mitigación para el campo Tamaulipas – Constituciones, en tanto se realizan los estudios correspondientes para reiniciar el proceso de inyección

Activo Veracruz

• Estrategia del campo Perdiz formulada bajo la metodología FEL; se llevó a cabo la reunión con los pares técnicos designados para la revisión de condicionantes y recomendaciones

Activo Bellota-Jujo

Para los campos del Activo se contempló la ejecución de cinco principales actividades para la acción del Programa, lo avances de cada una al primer trimestre de 2010 se presentan a continuación:

• Actualización del modelo de simulación del Campo Puerto Ceiba considerando incertidumbre y contar con modelos probabilísticos con predicciones, avance de 70 por ciento

• Estudio para la generación de estrategias de explotación adicional para el Campo Santuario, avance 10 por ciento

• Aplicación de la metodología FEL-Visualización a los Campos del Proyecto El Golpe Puerto Ceiba (Terciario) para evaluar la factibilidad de recuperación secundaria y/o mejorada, en proceso

• Incrementar el índice de productividad de los pozos del Activo mediante terminaciones no convencionales en los Campos Santuario, Tupilco y El Golpe, se perfora el pozo Tupilco 84-D, avance 15 por ciento

• Análisis y Evaluación para eliminar restricciones al flujo en la red superficial, 15 por ciento de avance

Activo Macuspana

• Respecto a las actividades para obtener los modelos geológico, estructural, petrofísico y la cartera de localizaciones, se tiene contemplado iniciar el segundo semestre del año

• Se realizó modelo sedimentario, actualmente se realiza modelo de simulación

• Pre-dictamen FEL-V del proyecto Cuenca Macuspana previsto para los días finales del mes de abril y en mayo se realizarán las recomendaciones que resultaron de los análisis


• Escenarios preseleccionados, distribución probabilísticas de escenarios, pronósticos de producción seleccionado, evaluación técnica-económica y escenario óptimo, se iniciará a partir de resultados de dictamen FEL-V

• Respecto a la propuesta de nuevos diseños de perforación y terminación de pozos, se terminó el pozo Vernet-255 de alto ángulo en el mes de marzo, el pozo Cafeto-19 de alto ángulo, se terminará en mayo del 2010, y se proponen las perforación de los pozos: Vernet-47 de alto ángulo y Cobo-20 multilateral

Activo Samaria-Luna

El Activo reporta cinco principales actividades para la acción del Programa, mismas que muestran los siguientes avances al primer trimestre de 2010:

• Para fortalecer los modelos integrales de los campos estratégicos mediante la realización de estudios de explotación para maximizar el factor de recuperación e incrementar el índice de productividad, se tiene un avance del 68 por ciento

• Mejoras tecnológicas en los proyectos de explotación que permitan mejorar el factor de recuperación e incremento del índice de productividad; se plantean las pruebas de inyección de espumas para excluir zonas de canalización de nitrógeno, avance 15 por ciento

• Fortalecer la formulación y seguimiento técnico de los procesos de recuperación secundaria y mejorada, se lleva a cabo el monitoreo y optimización del proceso de mantenimiento de presión del yacimiento, mediante la inyección de nitrógeno, gas amargo y agua, el avance es del 10 por ciento

• Mejora de esquemas de explotación a través de perforación no convencional, se están perforando dos pozos horizontales en el complejo Bermúdez: Samaria 6092 y Samaria 7114, ambos bajo la metodología FEL

• Seguimiento y evaluación de las mejores prácticas operativas y pruebas tecnológicas de campo que contribuyan a mejorar el factor de recuperación en los campos, se implantó el sistema artificial de producción conocido como bombeo electrocentrífugo en seis pozos del complejo, se implementó y opera con éxito un motocompresor denominado autoabastecido

5. Ejecutar la estrategia definida para el manejo y la comercialización de petróleo crudo extra pesado

Documentar la estrategia institucional de manejo y comercialización de crudos extra pesados del campo Maloob y Campeche Oriente.

o Se inició la actualización del balance de crudo con base en los escenarios esperado de producción. Se desarrollaron y evaluaron,


escenarios adicionales a los evaluados durante el 2009 para determinar la capacidad y fecha de requerimiento de una planta de mejoramiento (reductora de viscosidad), asimismo, durante este trimestre se inició la integración de la fase cero del proyecto, bajo conceptos VCD. Conforme a la actualización de los pronósticos de producción del Activo Aceite Terciario del Golfo y las expectativas del incremento de la producción para el proyecto exploratorio Campeche Oriente, se dio inicio a la actualización de la documentación del proyecto del sistema de transporte TMDB-CCC Palomas/ CAE Tuzandépetl.

Actualizar la estrategia de manejo y comercialización, considerando el desarrollo de nuevos campos de crudo extra pesados

o En lo correspondiente a la estrategia actualizada del esquema de manejo de crudos pesados y extra pesado del AIKMZ, donde en el último trimestre del año pasado se definió la segregación de corrientes secas y húmedas en el esquema de manejo de la producción del activo y la infraestructura adicional de deshidratado costa fuera y en instalaciones terrestres, en el primer trimestre del 2010, con base a la incorporación de la producción de nuevos campos de crudo extra pesado, se iniciaron análisis detallados para determinar la viscosidad de diferentes mezclas y su impacto en el sistema de transporte y distribución de crudo. Asimismo, como se mencionó anteriormente, considerando el incremento de la producción de los proyectos Campeche Oriente y Samaria Terciario, se inició la actualización de la documentación del sistema de transporte TMDB/CCC Palomas/CAE Tuzandépetl. Por otro lado se dio inicio a la documentación con conceptos VCD del proyecto de manejo de la producción del crudo extra pesado del sector Ébano-Pánuco-Cacalilao y su integración con los crudos del sector Tamaulipas-Constituciones

Plan maestro de manejo y comercialización de crudo extra pesado

o Para la actualización del Plan Integral de Transporte y Acondicionamiento de Hidrocarburos, se inició con el estudio de los escenarios de producción esperados, y para este primer trimestre, se cuenta con un análisis de la producción a nivel de Región y Activo, por tipo de crudo y se determinó el cambio en las expectativas de producción con respecto de los pronósticos anteriores.

Proyecto documentado de la estrategia institucional de manejo y comercialización de crudos extra pesados

o Se dispone de una primera versión del balance nacional de crudo 2010, con base en este, se dio inicio a la revisión de los proyectos en desarrollo relacionados con la iniciativa, lo cual permitirá identificar cuales proyectos se ven afectados y evaluar si existen suficientes causas que exijan un replanteamiento en los alcances y


redocumentación del mismo o en su caso el planteamiento y documentación de nuevos proyectos.

Programa de seguimiento de obras

o Se replantea esta acción y se enfoca a integrar un programa de seguimiento de obras que detecte desviaciones a las mismas y permita establecer el grado de cumplimiento de los objetivos estratégicos y con esto emprender acciones correctivas que reduzcan los retrasos en la entrega y puesta en operación de la infraestructura requerida.

o Se inició el análisis de los programas de obras de los proyectos en ejecución relacionados con la iniciativa estratégica, el objetivo es determinar la ruta critica con respecto del cumplimiento de los objetivos estratégicos, este enfoque permitirá detectar mediante mecanismos de seguimiento de obras, si hay riesgos de no cumplir con los objetivos estratégicos por el retraso en la ejecución de las mismas. Como primer paso, se está implementando esta estrategia para los programas de obras del proyecto de Deshidratado y Desalado de Crudo Pesado en TMDB, que permita medir el grado de avance de esta obra y su contribución a los objetivos estratégicos.

6. Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento

Avances en contratación para los sistemas 2 y 5:

Sistema 2.- se adecúan las bases técnicas por la entrada en vigor de la ley de Petróleos Mexicanos, reprogramándose salir a licitación en el mes julio del 2010, para dar inicio en enero del 2011

Sistema 5.- se continúa en la elaboración de las bases técnicas, actualmente se cuenta con un avance de 50 por ciento en esta actividad

Implantación del Sistema de Control de Operación en instalaciones AAA (fase 2)

En el primer trimestre de 2010 se tiene un avance en la Implantación del SCO de 33 por ciento en los 7 elementos y 23 subelementos reportados a través de indicadores para las 42 instalaciones tipo "A", estos avances van conforme a lo programado para esta actividad

Actas de inicio de implantación del SCO en 20 instalaciones AA (fase2)

En el primer trimestre de 2010, continúa la implantación en 15 instalaciones de la Región Sur. Se tiene programado el inicio en el segundo semestre de 2010.


Ductos con plan base

Se informa catorcenalmente los avances de implantación del Plan de Administración de Integridad de Ductos (PAID), hasta el primer trimestre de este año se han realizado el plan base a 78 ductos de 92 programados, lo cual representa un avance del 20 por ciento del programa anual.

Informe de resultados de 8 revisiones (2 de control, 4 de seguimiento y 2 de ampliación de documentos normativos)

En el primer trimestre de 2010, se efectuaron 2 seguimientos a revisiones de control de 2 programados

Equipos críticos de instalaciones con planes y programas en SAP R/3

En el primer trimestre de 2010, se tiene un avance del 42 por ciento de los equipos críticos con planes y programas realizados en PM-SAP, significando 93 por ciento de lo programado al periodo, el atraso se debió principalmente a la cancelación de planes de mantenimiento por aplicación de mantenimientos a través de los contratos de integridad y confiabilidad en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ducto (sistema 1 y sistema 4)

7. Elaborar nuevos esquemas de ejecución para mejorar la rentabilidad del desarrollo de campos marginales y maduros

Al primer trimestre de 2010, aún se está en proceso de selección de los elementos que permitirán la comparación respectiva a lo largo del desarrollo y explotación de las reservas de hidrocarburos. Una vez realizada la comparación se procederá a la identificación de brechas de desempeño por medio de una evaluación en campo de las prácticas operativas de PEP en sus activos, a través de una revisión de información documental y entrevistas con el personal de los activos seleccionados y áreas involucradas.

Se espera que los resultados permitan determinar las oportunidades potenciales incluyendo principales tareas, tiempos estimados, recursos humanos y tecnológicos requeridos, e integración con otras áreas dentro de PEP.

8. Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos

Como se informó al cierre de 2009, las actividades y recursos para llevar a cabo esta acción, ya no son coordinadas por Pemex Exploración y Producción, por lo que el seguimiento de esta acción a través de este informe queda concluido.


9. Fortalecer el diseño de los proyectos de exploración, desarrollo y explotación

A. Con referencia a los proyectos de explotación se reporta lo siguiente:

1. Implantación de la metodología FEL en los proyectos de desarrollo y explotación

2. Fortalecer los procesos de documentación y dictamen técnico de los proyectos de explotación.

3. Aseguramiento de la participación de todos los especialistas multidisciplinarios requeridos para el proyecto.

4. Seguimiento a cumplimiento de condicionantes y/o recomendaciones emitidas por los pares técnicos durante los proceso de revisión y dictamen.

Cabe mencionar que las acciones 1 y 4 se adecuaron con base a la actualización del Plan de Negocios 2010-2024. Por otra parte las actividades 2 y 3 programaron iniciar actividades en el segundo trimestre de 2010.

B. Con referencia a los proyectos de exploración se tienen las siguientes actividades:

Realizar nueve dictámenes técnicos a partir del mes de abril

En el periodo enero-marzo se realizaron 20 VCD’s de pozos, siete en la Región Marina Suroeste, ocho en la Región Sur y cinco en la Región Norte. Con los 20 VCD's se cumple con el avance esperado para el primer trimestre

Los pozos que entraron en operación en el Golfo de México Profundo y Cuencas del Sureste, ya están diseñados mediante la metodología VCDSE por obligatoriedad. Actualmente se han realizado 33 VCDSE de pozos exploratorios en estas áreas.

Se encuentran en proceso 22 pozos en la Región Norte, seis en la Región Sur y tres en la Región Marina Suroeste.

10. Realizar una transformación operativa de la función de perforación, terminación y reparación de pozos

Se relacionan las seis iniciativas que componen las actividades que se llevan a cabo en esta acción y sus avances:

1. Asegurar la capacidad de ejecución con equipos de perforación y reparación de pozos, para cumplir con los programas operativos


Para asegurar el contar con los equipos de perforación, se reportan las acciones en el periodo enero-marzo:

Derivado de la revisión de las especificaciones técnicas de los equipos requeridos, se adecuaron las bases técnicas finales y se iniciará el proceso de licitación en el segundo trimestre del 2010. El avance reportado incluye: realización del estudio de mercado, elaboración de bases técnicas finales y revisión al área de materiales

Se adecuaron las bases técnicas finales por incrementar el periodo de mantenimiento a los equipos a 5 años.

Las bases de usuario serán adecuadas a la nueva ley de adquisiciones de PEMEX, se iniciará proceso de licitación cuando estén adecuadas las bases a la nueva ley

Se realizaron entrevistas con compañías clasificadoras y certificadoras de ingeniería, para determinación del prototipo de plataformas auto elevables requeridas por PEP

Se formalizó convenio con la Universidad Politécnica del Golfo de México, para dar inicio al proyecto de consolidación de confiabilidad operacional en los equipos de perforación y mantenimiento de pozos en las unidades operativas de Reynosa, Poza Rica-Altamira, Veracruz, Comalcalco y División Marina. Durante el desarrollo del convenio, se realizaron 26 estudios de ingeniería de confiabilidad, se generaron cinco planes de trabajo que contienen acciones a corto, mediano y largo plazo

Se inició con la implementación de acciones inmediatas y de corto plazo a fin de estabilizar la gestión de mantenimiento y eliminar las causas que originan los tiempos improductivos

Se realizan trámites para gestionar convenio para la implantación del Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO) de PEP, en todas las unidades operativas de Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP)

2. Asegurar los insumos estratégicos (tuberías, árboles de válvulas y preventores)

En la contratación de insumos estratégicos de tuberías, se tiene firmado un contrato de suministro con vigencia hasta el año 2011, el cuál en base al promedio de consumo se estima concluir a mediados de marzo del 2011, se iniciará integrar requerimiento para un nuevo contrato

Para el caso de preventores, la vigencia termina en el mes de abril de 2010, se integrará un nuevo requerimiento para tres años


Para arboles de válvulas se cuenta ya con los contratos de suministro para el periodo 2010 a 2011 en la División Sur; la División Norte tiene en proceso en trámite de la plurianualidad para 2011 a 2013; la División Marina tiene cubierto el suministro hasta octubre de 2010, actualmente adecua bases técnicas para el proceso que cubre 2010 a 2013

3. Fortalecer la planeación y diseño integral de pozos estratégicos, mediante la aplicación de la metodología FEL.

Actualmente los activos regionales integran su Programa Operativo Anual 2011, para su posterior aprobación y elaboración de los diseños VCD SE

4. Aplicar el sistema de costos programados para elaborar las cédulas de autorización de costos de las actividades de perforación y terminación de pozos (CACP) y su seguimiento en términos económicos

El módulo ha sido concluido y se encuentra en operación

5. Mejorar la eficiencia operativa adecuando las tripulaciones para la supervisión directa en campo, reduciendo la rotación de personal

Esta actividad se da por concluida derivado de que ya se protocolizaron los convenios administrativos locales en cada Unidad operativa, y se está iniciando la aplicación correspondiente

El seguimiento y control se da por parte del área de recursos humanos

6. Identificar proveedores de nuevas tecnologías que mejoren los procesos de perforación y mantenimiento de pozos

Se evaluó el nivel de dominio de las tecnologías identificadas como prioritarias, de acuerdo a los criterios previamente establecidos por la Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Adicionalmente se han identificado las necesidades de tecnología para perforar y terminar pozos en condiciones de alta presión y alta temperatura con ayuda de un grupo multidisciplinario de la UPMP

Se rediseña el Sistema de administración de tecnología, ahora se denomina Modulo de administración de Tecnología (MAT) de acuerdo al nuevo diseño del Sistema de Información Operativa de Pozos (SIOP)

11. Desarrollar mecanismos que permitan aumentar la capacidad de ejecución en proyectos clave

Proyecto de Aguas Profundas

En cuanto a la definición de áreas que delimiten la explotación de campos en Aguas Profundas se tiene:


Cartera de localizaciones de aceite en Aguas Profundas. Se termina la actividad al 100%

En lo que se refiere al diseño de nuevos esquemas de contratación para exploración y explotación en Aguas Profundas

Para el proyecto incremento en capacidad de ejecución en aguas profundas, se ha considerado la aplicación de contratos integrales de exploración y producción en diferentes áreas

En particular en este último trimestre se evaluaron diferentes criterios de los sistemas petroleros en la cuenca de aguas profundas, particularmente para las zonas conocidas como: Cinturón Plegado Perdido, Nox.-Hux, Holok Occidente, Jaca-Patini, Lipax, Oreos, Cinturón Subsalino, Han, Holok Oriente, Temoa y Nancan

Los resultados de la evaluación consideraron los siguientes parámetros: Probabilidad de descubrimiento, tipo de hidrocarburos, tamaño de reservas, productividad de yacimientos y la complejidad del desarrollo y la operación

Con esta evaluación se identificaron treinta y tres áreas, que consideran la información disponible, los retos técnicos, el tipo de hidrocarburos, los recursos prospectivos y las reservas, habiéndose seleccionado las primeras siete oportunidades para aplicación de contratos integrales de exploración y producción en su primera fase

Por otra parte, se llevaron a cabo reuniones con diferentes empresas para poder contar con la retroalimentación del modelo contractual propuesto para este tipo de proyectos

A la fecha se cuenta con los términos y condiciones del modelo de contrato propuesto, así como un avance significativo de las acciones encaminadas para contar con un cuarto de datos

Otro punto es la definición y ejecución de Proyectos de Soporte en Aguas Profundas

Estudios Metoceánicos

Se tienen en proceso dos actividades:

1.- Caracterización Metoceánica Regional para el área de Lakach. Se trazó un polígono, el cual comprende el área del proyecto y se elaboran los parámetros de diseño por isobata para esta zona.

2.- Caracterización metoceánica en la zona somera, además de los parámetros metoceánicos para el área del arribo de tuberías en


tierra, se realiza un estudio de dinámica costera para obtener los patrones de transporte de sedimentos.

Estas actividades tendrán una duración de seis meses a partir del mes de abril de 2010.

Estudios Geofísicos y Geotécnicos.

Para el proyecto Lakach, se tiene en proceso la licitación para llevar a cabo un levantamiento a lo largo de la ruta propuesta para tuberías. Este trabajo se realizará con el equipo denominado Autonomus Underwater Vehicle (AUV), se tomarán además, muestras de suelo por medio de cono y muestreo por gravedad. Se ha estimado para inicio en el segundo trimestre y terminación en octubre de 2010.

Dentro del dictamen de proyectos relacionados con campos en Aguas Profundas

Proyecto Integral Lakach, se reporta un avance del 50% para la Fase de Conceptualización, FEL-C (FEL II).

1. Se están atendiendo las observaciones del dictamen de la fase FEL-I, así como las denominadas “Sin-FEL” y las de “pares externos”.

2. Se inicia perforación del pozo delimitador Lakach 2DL en mayo de 2010, y se pretende terminarlo en septiembre de 2010, para iniciar los ajustes de información para el desarrollo del campo e iniciar con la elaboración de la ingeniería conceptual (FEED) de la infraestructura submarina y de la planta de gas en tierra. Asimismo, se inicia la elaboración de la documentación del diseño de la perforación y terminación de los pozos de campo Lakach.

Se inició la fase FEL-I del proyecto Kach-Alak.

Se ha iniciado la gestión de pares técnicos para llevar a cabo los procesos de seguimiento, pre-dictamen y dictamen técnico en la especialidad de instalaciones.

Proyecto Aceite Terciario del Golfo

Se realizan 5 actividades principales:

Atributos Sísmicos (PSA) cubo 3D, se realizó un análisis de amplitudes sísmicas antes del apilamiento sobre los “gathers” prospectados en los cubos tridimensionales de Agua Fría y Cacahuatengo. Por otra parte se efectúa la predicción de la pseudo-arcillocidad sobre los cubos

Estudios de yacimiento, se realizó la corrida inicial de simulación, actualmente se realiza el ajuste de historia en el modelo de simulación


numérica, calibrarlo con las respuestas de las herramientas de monitoreo y realizar casos de pronósticos.

Análisis petrofísico de los pozos, se supervisó el control de calidad de registros geofísicos adquiridos en los pozos del ATG

Supervisión del contrato de núcleos, se busca y aplicar acciones que optimicen la inversión del Activo en este rubro.

Modelo diagenético, estudios del análisis del modelo diagenético

En cuanto a la definición y ejecución de acciones de soporte

Se realizan 11 actividades principales:

Prueba piloto de inyección de CO2, diseño, ejecución y operación de la prueba piloto de inyección de CO2

Prueba piloto de inyección de agua, campo Agua Fría. Ajustar el modelo de simulación numérica del área de la prueba piloto de inyección de agua

Trazadores radioactivos durante fracturamiento, programados 40 trazadores radioactivos para el primer trimestre, de los cuales se han realizado 41

PVP post-fractura, programados 16 PVP post-fractura para el primer trimestre, de los cuales se han realizado 7

Medición de gasto, programadas 60 mediciones de gasto para el primer trimestre, de las cuales se han realizado 7

Sensores de fondo operado, programados 32 sensores de fondo para el primer trimestre, de los cuales se han realizado 14

Sensores de superficie, programados 78 sensores de superficie para el primer trimestre, de los cuales se han realizado 16

Pozos perforados, 8 pozos con trayectoria de avance, 3 terminados y autorizados, uno de éstos ya a 100 por ciento

Post-mortem del pozo Horizontal 248-H Presidente Alemán, en revisión de integración de la información del pozo Horizontal 248-H Presidente Alemán

12. Fortalecer la relación con proveedores clave

Se continúa la aplicación de estrategias para la contratación de adquisiciones y servicios y se reportan avances en las siguientes acciones:

La contratación de válvulas, tiene un avance del 95% de las actividades establecidas en el programa de trabajo. Se tienen las bases técnicas de la licitación que fueron consensuadas con los distintos participantes y discutida la normatividad aplicable con la CANACINTRA y la AMEXVAL,


se está elaborando la convocatoria, una vez concluido el documento se publicará con las bases del proceso licitatorio

En el periodo se realizaron 2 licitaciones en la Región Sur que corresponden a productos químicos y aire acondicionado respectivamente y están programados: artículos de aseo y textiles; metales, soldadura y electrodos.

Implementar un programa de evaluación de proveedores y contratistas

o Actualmente se tienen más de 9,000 registros de empresas cuya información se encuentra actualizada, debido a la incorporación del módulo de imágenes se han podido incluir escrituras, poderes, estados financieros y fotografías de la infraestructura de las mismas.

o El área corporativa de operaciones, promovió un acuerdo de directores generales de "Acciones Emergentes" a considerar en las contrataciones que realiza Pemex.

o Para atender la normatividad relacionada con las Disposiciones Administrativas de Contratación, (DACS) se están realizando nuevos ajustes al directorio que permitan registrar aspectos de contenido nacional y de contratación de MIPyMEs para contar con indicadores

13. Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo

A continuación se describe el avance al periodo de las actividades relevantes de esta acción.

• Para 2010, se tienen programadas realizar 625 auditorías de SIPA mas 421 seguimientos al cumplimiento de auditorías realizadas para hacer un total de 1,046 auditorías internas en materia de SIPA. Al cierre del primer trimestre se logró un avance de 10.4 por ciento en la realización de las auditorias y un 13 por ciento en los seguimientos

• En cuanto a la certificación de las instalaciones de industria limpia, desde su inicio y al mes de marzo 2010 se han incorporado un total de 591 instalaciones de proceso y 913 ductos de transporte, ya sea en forma individual o a nivel de subsistemas, de éstas, 201 instalaciones (34%) y 475 ductos (52%) cuentan con certificado

• En lo que se refiere a asesorar y participar en el desarrollo de entregables del Sistema Pemex-SSPA se hizo un censo de los entregables necesarios quedando esta parte de la acción concluida a finales de 2009

• En la implantación y estabilización del Sistema PEMEX-SSPA, cuyo nivel máximo es 5, en el periodo se tiene un nivel de Administración SSPA, Libro Rojo: 2.5, Administración de Seguridad en los Procesos, Libro Azul: 2.4, Administración Ambiental, Libro Verde: 1.6 y


Administración de Salud en el Trabajo, Libro Blanco: 1.6. Se trabaja en modificaciones al manual PEMEX-SSPA, implementación de documentos normativos, entre otras principales tareas para lograr en 2010 alcanzar un Nivel 3.25 en SSPA 12 Mejores Prácticas Internacionales y Nivel 3 en SAA y Nivel 2.75 en SAST

• Respecto a la actividad de capacitación el avance se registró con lo acontecido en los CASES, que incluyen los cursos en los pozos escuela en de Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. A marzo de 2010 se tiene un avance total de 232 cursos impartidos de 345 programados para ese periodo que representa un avance de 67 por ciento

• Para reforzar la administración de la seguridad física, para 2010 se tienen programados 119 estudios análisis de vulnerabilidad de las instalaciones, al cierre del primer trimestre se tiene un avance de 26 estudios lo que representa un avance en el trimestre del 74 por ciento

• En lo referente al reforzamiento de los planes de respuesta a emergencias, se programó implantar, mantener y actualizar los Planes de Respuesta a Emergencias (PRE), teniendo pendientes de realizar 211 reportes, en el primer trimestre de 2010 se han realizado 30

• Dentro de la adopción de nuevas tecnologías, la evaluación de la tecnología del retardante de fuego se encuentra en la última etapa, se espera concluir ésta en un término no mayor a dos meses

14. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera

Se reporta al periodo el avance de esta acción, detallándose en esta ocasión el alcance de 5 iniciativas y actividades incluidas:

1. Incorporar en los proyectos de inversión, como parte del proceso de planeación, la caracterización del entorno en sus componentes social, político, ambiental y de seguridad.

Los proyectos de explotación de PEP están siendo documentados incluyendo la variable social. No obstante, se requiere elaborar lineamientos específicos y más robustos en la documentación de los temas social y político así como métodos formalizados, que permitan el seguimiento y control de estos rubros en el desarrollo de los proyectos y las operaciones de la organización.

2. Elaborar Plan de acción social de cada proyecto en apoyo a la operación.

Región Actividades Norte Diagnósticos de vialidad en: comunidad Vista

Hermosa-Papantla, Poza Rica-El Chote Papantla, Miquetla – Castillo de Teayo y Coatzintla. Como resultado de estos estudios se han incluido obras


Región Actividades de beneficio mutuo dentro del programa anual 2010 y se ha restringido el acceso de unidades pesadas de Pemex y de compañías por algunos tramos carreteros, a fin de agilizar el tráfico y mantener en buen estado los caminos.

Sur Se han realizado 3 diagnósticos sociales para caracterizar el entorno de 3 bloques de campos marginales denominados: Bloque I.- Carrizo, Bloque II.- Otates – Magallanes y Bloque III.- Terciario Comalcalco (Caracolillo, Castarrical, El Golpe, Santuario, Tupilco), con el propósito de mostrar la información social y ambiental que interacciona con la operación y actividades de los campos petroleros que los integran. Así mismo, en el Activo Integral Macuspana se integraron 8 diagnósticos sociales para 22 campos de desarrollo y de reserva (localizaciones), además 4 diagnósticos sociales para 21 campos de desarrollo y nuevas localizaciones y el resultado de estas acciones se ve reflejado en implementación de la planeación operativa integral para las obras prioritarias de esta Región, así como la mitigación en el índice de bloqueos a instalaciones. Destacan los diagnósticos para los proyectos estratégicos en el desarrollo campo, en Bricol, Madrefil, Paché y Costero, así como las localizaciones exploratorias Altamonti1, Ribereño, y Gaia 1.

En general, el resultado de estas acciones sigue contribuyendo en la disminución o estabilización del índice de bloqueos a instalaciones.

3. Se continúa la aplicación de estrategias para la contratación de adquisiciones y servicios y se reportan avances en la actividad de aplicación de mecanismos de responsabilidad social:

Se cuenta con el Anexo AE homologado por parte de las cuatro regiones operativas de PEP, en el que se establecen las obligaciones de los contratistas en materia de responsabilidad social.

Durante el primer trimestre de 2010, el Anexo AE se incluyó en 254 contratos (24 de la RMNE, 194 de la RN, y 36 en la Región Sur).


La correcta aplicación de este Anexo incluye también la sensibilización de los supervisores de obra y de las compañías contratistas, así como de personal gerencial, con objeto de difundir los alcances de este instrumento.

Por parte de la RMSO no se ha aplicado el Anexo AE debido a que el 90% de los proyectos de la RMSO se realizan costa-afuera y el 10 % dentro de las instalaciones de la Terminal Marítima Dos Bocas.

Con base en los “Lineamientos en materia de donativos y donaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”, durante el primer trimestre de 2010 se autorizó la donación de diversos bienes muebles en desuso, como tubería de acero, equipos de cómputo y otros materiales por un monto total de 22 mil 47 pesos.

4. Elaborar conjuntamente con el Corporativo de Pemex, los programas de colaboración, Acuerdo Marco para una relación institucional y productiva Pemex-Gobierno.

Durante el primer trimestre de 2010 se elaboró la propuesta preliminar de obras de beneficio mutuo, la cual contempla un monto total estimado de 950 millones de pesos.

5. Realizar acciones de difusión interna y externa que contribuyan a mejorar la imagen de la institución y la relación con la comunidad.

Las actividades se acotan a la difusión interna que realiza cada Región.

Región Norte

- Se realizaron pláticas para la difusión del Plan de Respuesta a Emergencias a trabajadores de PEP y a comunidades aledañas a instalaciones, principalmente en diversos ejidos del municipio de Tihuatlán.

- Se impartieron pláticas de concientización a compañías constructoras para que la ejecución de los trabajos se realice de acuerdo a los procedimientos, lineamientos y filosofía de Pemex Exploración y Producción.

Región Sur

- Al inicio del primer trimestre de 2010, se reconfiguró la estrategia de comunicación, con el propósito de posicionar a Pemex como empresa social y ambientalmente responsable, a través de acciones eficientes de comunicación.

- En ese sentido, durante el primer trimestre de 2010 se llevó a cabo la planeación, diseño y elaboración del material de difusión, para la participación de PEP Región Sur en la Feria Tabasco, donde se


instalará el Stand de Pemex, programada para iniciar en el mes de abril de 2010.

- Se busca ampliar la difusión de las actividades sustantivas de PEP, sus acciones en materia de seguridad y protección ambiental y los beneficios sociales que aporta a las comunidades. Estas tareas se apoyan con el reparto de artículos promocionales y folletos, así como con la realización de exposiciones, talleres y ejercicios interactivos.

- Asimismo, PEP participó en el Primer Congreso Nacional Estudiantil 2010, cuyo objetivo fue difundir las actividades sustantivas de Pemex Exploración y Producción Región Sur y el sistema SSPA entre estudiantes del nivel medio superior y profesionistas vinculados a la industria petrolera.

- Como resultado del análisis informativo emitido por medios impresos de comunicación en el estado de Tabasco, se observó que durante el periodo enero – marzo de 2010, la tendencia de la percepción de la imagen de PEMEX mostró un 57 porciento de índice positivo, 33% negativa y 17 % neutral. En este trimestre se mantuvo el incremento de la percepción positiva hacia Pemex en los medios de comunicación.

Región Marina Noreste

– Se realizó una visita al Centro de Adiestramiento en Seguridad, Ecología y Sobrevivencia (CASES), con la participación de 8 visitantes.

– Se efectuaron dos visitas guiadas a la sala interactiva petrolera con la participación de 34 personas

Región Marina Suroeste.

– Participación del Presidente Municipal y funcionarios del área de Protección Civil del municipio de Paraíso, Tabasco, en la plática de difusión del programa de simulacros 2010 y la actualización del Plan de Respuesta a Emergencias de la Terminal Marítima Dos Bocas.

– Plática a 23 alumnos de la Esc. Pascual López López, en la cual se difundieron indicaciones para la prevención de accidentes en la escuela y en el hogar, dentro del programa de difusiones del Cuerpo de Gobierno de Seguridad fuera del Trabajo del SSPA.


Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2009-2010

Las acciones correctivas o de mejora a los resultados de indicadores reportadas en informes previos de avance del Programa, tienen un alcance de mediano plazo por lo que los resultados se percibirán hasta el término del año.

En este sentido se informa a continuación sobre las acciones que requieren un seguimiento adicional y se informa sobre las que su seguimiento se realiza en otras acciones en este mismo informe.

15. Continuar con la ejecución de los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Aceite Terciario del Golfo así como definir una estrategia de explotación mediante la aplicación de procesos de recuperación mejorada en el campo Akal

En el proyecto Cantarell

El proyecto mantiene entre sus retos el administrar la declinación e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos; continuando con el mantenimiento de presión, la perforación de pozos de desarrollo y procesos de recuperación mejorada, para lo que en 2010 se llevan las siguientes acciones:

Incremento de la actividad en intervención de pozos para la optimización de la productividad y la sustitución de pozos cerrados

Perforación de pozos horizontales a través de las ventanas reducidas de aceite y alcanzar zonas no drenadas

Re-inyección de gas al yacimiento para continuar el mantenimiento de presión en la zona de aceite

En el proyecto Ku-Maloob-Zaap

El seguimiento de las acciones específicas en este proyecto se reportan en la iniciativa para “Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejora el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas”.

En el proyecto Aceite Terciario del Golfo

En este proyecto sus retos están enfocados a maximizar la producción en pozos existentes, incrementar la capacidad de ejecución en intervenciones a pozos y la aplicación de nuevas tecnologías con esquemas como los laboratorios de campo, perforación no convencional, fracturas y estimulaciones; en este año las principales acciones para atender éstos retos son:

Asignar a compañías de servicio u operadoras un área de 10 kilómetros cuadrados (hasta 80 pozos) para la identificación de tecnología de perforación, terminación, sistemas artificiales y recuperación secundaria


Enfocar la perforación y terminación de pozos en las áreas de mayor productividad

Prueba piloto de inyección de agua para corroborar que el yacimiento de los campos Agua Fría y Furbero, admiten agua tratada o no, manteniéndose estables

Prueba piloto de inyección de CO2 para incrementar la recuperación de hidrocarburos

16. Asegurar una base de datos robusta, BDOE, y que todos los pozos prioritarios cuenten con su estudio VCD. Además aplicar los lineamientos emitidos por la Subdirección Técnica de Exploración y la Gerencia de Recursos y Proyectos de Exploración para los pozos delimitadores

Al respecto de esta acción, se informa que el avance respecto al aseguramiento de la base de datos BDOE, se reporta en los avances de la acción “Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones”, de la misma forma, el seguimiento para informar de los pozos con VCD se reporta en la acción “Fortalecer el diseño de los proyectos de exploración, desarrollo y explotación”.


Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Indicador Unida-des

Obje-tivos rela-

ciona-dos

Accio-nes

relacio-nadas

% de avance

de cada

acción

Valor del

indi-cador

(1)

Meta Original

PEO Anuala

(2)

Meta Auto-rizada

PEO ene-mar (3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción

(1) vs (3)

Calificación (1) vs (3)

Producción de crudo total

Mbd 1 4 32% 2,607 mín 2,877 2,493 -13% 1% Sobresaliente 9 53% máx 3,002 2,592

10 98% 15

Producción de crudo entregada a ventas

Mbd 1 5 65% 2,550 mín 2,873 2,459 -15% 1% Sobresaliente 6 60% máx 2,999 2,536

12 97% Producción de gas total c

MMpcd 1 4 32% 6,390 mín 6,729 6,116 -7% -1% Aceptable 9 53% máx 6,836 6,474

10 98% 15

Producción de gas asociado

e

MMpcd 1 4 32% 3,759 mín 3,495 -2% Aceptable 9 53% máx 3,825

10 98% 15

Producción de gas no asociado

e

MMpcd 1 4 32% 2,631 mín 2,621 -1% Aceptable 9 53% máx 2,650

10 98% 15

Producción de gas entregada a ventas

MMpcd 1 5 65% 5,954 mín 6,244 5,539 -6% 0% Sobresaliente 6 60% máx 6,343 5,942

12 97% Costo de descubrimiento y desarrollo

d

US$/ bpce

2, 9 2 53% 11.78 mín 13.20 -21% 3 10% máx 14.90 4 32% 9 53%

10 98% 16

Costo de producción US$/ bpce

2, 9 4 32% 4.85 mín 5.22 4.82 -11% 9% Aceptable 5 65% máx 5.45 5.33 9 53%

10 98% 12 97%

Costo de transporte US$/ bpce

2, 15 5 65% 0.72 mín 0.73 0.67 -4% 3% Aceptable 6 máx 0.75 0.74

12 Autoconsumo de gas % 2 6 60% 8.3 mín 9.0 7.9 -9% 12% Aceptable

9 53% máx 9.1 9.5 Productividad laboral Mbpce/

plazas ocupadas

3 4 32% 52.1 mín 40.2 49.8 25% 4% Sobresaliente 9 53% máx 41.8 50.2

10 98% 15

Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción

Índice 5 13 41% 0.05 mín 0.00 0.05 -82% 50% Sobresaliente

máx 0.27 0.10

Índice de frecuencia de accidentes en perforación

Índice 5 10 98% 0.80 mín 0.00 1.00 -66% 62% Sobresaliente

13 41% máx 2.35 2.08

Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos con metodología FELd

Número 6 4 32% 29 mín 31 -34%

9 53% máx 44

16 Tasa de restitución de reservas probadasd

% 8 1 53% 77.1 mín 75.4 -11%

2 53% máx 86.2 4 32% 9 53%

16 Tasa de restitución de reserva 3P

d

% 8 1 53% 128.7 mín 63.8 73% 2 53% máx 74.4 4 32% 9 53%

16

Pemex Exploración y Producción Periodo: enero - marzo 2010


Indicador Unida-des

Obje-tivos rela-

ciona-dos

Accio-nes

relacio-nadas

% de avance

de cada

acción

Valor del

indi-cador

(1)

Meta Original

PEO Anuala

(2)

Meta Auto-rizada

PEO ene-mar (3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción

(1) vs (3)


Incorporación de reservas 3P

e

Mmbpce 8 1 53% 1,774 mín 2 53% máx 4 32% 9 53%

16 Relación Reservas probadas/producción

e

Años 8 1 53% 10.1 mín 2 53% máx 4 32% 9 53%

16 Factor de recuperación actuald

% 10 4 32% 26.5 mín 27.3 -6%

9 53% máx 28.3

Éxito exploratorio comercial

d

% 11 1 53% 36 mín 30 -11% 2 53% máx 40 9 53%

Productividad por pozod

MMbpce/pozo 12 4 32% 1.38 mín 0.78 58% 9 máx 0.87

Aprovechamiento de gas

c

% 13 6 60% 94.6 mín 96.4 93.2 -3% -2% Aceptable 9 53% máx 98.0 96.9

15 Proporción de crudo ligero en la producción total

% 14 4 32% 43.8 mín 43.2 44.4 0% -2% Insuficiente

9 53% máx 43.9 44.9

15

Índice de mermas y pérdidas

e

15, 16 5 65% 0.53 mín 0.48 7% Aceptable 6 60% máx 0.57

Fugas de hidrocarburos

e

Número 15, 16 6 60% 24 mín 15 20% Aceptable 9 53% máx 30

13 41% Derrames de hidrocarburos

e

Barriles 15, 16 6 60% 242 mín 232 31% Aceptable

9 53% máx 351 13 41%

a. Referida en el documento del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO) b. Con base en procedimiento establecido por la SENER, la desviación calculada en esta columna es contra un valor anual c. En atención al requerimiento de la Secretaría de Energía, se reporta el volumen de gas producido sin considerar el volumen de nitrógeno En el periodo el nitrógeno promedió 557 millones de pies cúbicos día. d. Indicadores de seguimiento anual, los datos de "valor del indicador" corresponden a las del cierre del año anterior. Cifras actualizadas conforme al informe por el Organismo a su Consejo de Administración sesión 130 e. Indicadores convenidos para revisar su desempeño a partir del año 2010

Metas anuales 2010 en indicadores adicionales requeridos

Indicador unidades

meta anual

Fugas de hidrocarburos

Número mín 78 máx 118

Derrames de hidrocarburos

Barriles

mín 928 máx 1404

Incorporación de reservas 3P

Mmbpce mín 947

máx 1360 Relación Reservas probadas/producción

años mín 9.9 máx 10.3

Producción de gas asociado Mmpcd mín 3452 máx 3,544

Producción de gas no asociado MMpcd mín 2,422 máx 2,626


Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Proporción de crudo ligero en la producción total

Causas de desviación

La variación observada fue ocasionada por el incremento en la producción total para el primer trimestre de 2010 respecto a lo programado. Lo anterior debido principalmente a que la producción en crudos pesados de los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, presentaron mejores resultados a los estimados.

Acciones correctivas o de mejora:

Para el caso en cuestión no se proponen acciones correctivas o de mejora, debido a que, la obtención de un mayor volumen de producción total y en general de ambos tipos de crudo, tanto ligero como pesado, propiciaron una variación en el índice respecto al comportamiento esperado para el mismo.

Factores que permitieron mejor desempeño en indicadores seleccionados

Producción de crudo total

La producción de crudo resultó superior a la meta máxima para el periodo, lo anterior debido principalmente a una mayor producción base en el proyecto Cantarell, por efecto de una disminución del ritmo de declinación del campo Akal, ésta última registrada a partir del segundo semestre de 2009; asimismo, por una mayor aportación en la producción de los proyectos Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino y Delta del Grijalva

Producción de gas total

La producción de gas resultó para el periodo con un desempeño “aceptable”, lo anterior derivado también a la mayor producción base del proyecto Cantarell, aunado a mayor aportación en los proyectos Crudo Ligero Marino, Delta del Grijalva y Antonio J. Bermúdez.

Costo de producción

El valor del indicador al trimestre se ubicó dentro de los límites establecidos para el periodo, esto se debió principalmente a un mayor nivel de producción registrado en el trimestre, aunado a un menor gasto en los rubros de mantenimiento de pozos e instalaciones.

Aprovechamiento de gas

La cifra alcanzada para este indicador en el periodo se ubicó entre el rango de sus metas autorizadas, determinándose como “aceptable. Lo anterior obedece


a la conclusión de las acciones para mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento, incrementar la capacidad de inyección de gas amargo al yacimiento y de gas de alta presión así como de compresión con equipo Booster.


3B. Pemex Refinación

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

1. Reconfiguración de 4 refinerías

En la refinería de Minatitlán, se tienen los siguientes avances por paquete:

Paquete Avances a Marzo de

2010 II Obras de integración y servicios auxiliares 97.4%

III Planta combinada, hidrodesulfuradora de diesel y catalítica

93.9%

IV Plantas HDS de gasóleos, hidrógeno y azufre 91.2% V Plantas de coquización, hidrodesulfuradora de naftas y regeneradora de aminas

91.4%

VI Plantas de alquilación 96.4% Obra adicional I (sistemas de desfogues, oleoducto 30” y gasoducto 12”)

99.1%

DCIDP ha informado que continúan los problemas económicos de las contratistas, reflejándose en menores avances a lo programado. Con el otorgamiento del anticipo en diciembre de 2009, se espera reactivar las obras e incrementar paulatinamente la fuerza de trabajo.

Arranque de Plantas (Primer Bloque refinería de Minatitlán):

Se utilizarán corrientes de procesos existentes en el área de la refinería y se tiene programado iniciar el arranque de un primer grupo de plantas para el mes de mayo de 2010.

Las plantas involucradas en el primer bloque son:

Hidrodesulfuradora de Diesel de Ultra Bajo Azufre Servicios Auxiliares e Integración requerida Dos trenes (1 y 2) de la Planta Recuperadora de Azufre Un tren de Aguas Amargas Planta de Hidrógeno

Debido a que no se tendrá lista la Planta Combinada para el arranque del primer bloque de Plantas, la Refinería suministrará una carga de mezcla de diesel para obtener una producción inicial de 26,500 BPD de diesel de ultra bajo azufre, que contribuirá a aumentar el abasto de este producto en el Valle de México, apoyando el cumplimiento de la normatividad ambiental NOM-086.

Las fechas de arranque del primer bloque de plantas son pronósticos, con base en los programas que se tienen para cada una de las plantas, además


de que su cumplimiento está sujeto a que los contratistas reactiven las obras dado que ya se firmaron y pagaron los anticipos que están condicionados a la solución de los reclamos presentados por estas por cambios y obra adicional.

Reconfiguración de la refinería de Salamanca:

Se cuenta con la ingeniería conceptual de integración, desarrollada por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), donde se definieron los alcances, se realizó el proceso de selección de tecnología y se elaboró la línea base con un estimado de inversión clase IV (-20% a +35%).

Se contrataron con el IMP el desarrollo de las Ingenierías Básicas de las plantas Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización y Agotamiento de Aguas Amargas, el día 25 de marzo del presente, se realizó la reunión de arranque.

Se cuenta con dictamen favorable del Comité de Obras Públicas para la contratación de ingenierías básicas de remodelación de planta de Desintegración Catalítica (FCC) y planta Reformadora de Naftas nueva. Se formalizarán durante la primera quincena de mayo de 2010.

El IMP prepara propuesta para realizar las funciones de Administrador de Proyecto y desarrollar la ingeniería básica extendida del proyecto, de acuerdo con las mejores prácticas indicadas en el Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos.

Aprovechamiento de residuales (refinerías de Tula y Salina Cruz):

Para Salina Cruz se cuenta con estudio de factibilidad y esquema de proceso definido mediante simulación rigurosa, no hubo asignación de presupuesto en 2009 para continuar con el aprovechamiento de residuales.

En el caso de Tula, tras la decisión de instalar una nueva refinería, se definió que ésta última recibirá los residuales de la refinería actual de Tula, con lo que se descarta efectuar una reconfiguración en la refinería existente.

2. Implementar mejores prácticas en refinerías

El conjunto de acciones del programa Mejoramiento al Desempeño Operativo (MDO) en la refinería de Cadereyta se inició en diciembre del año 2006 y terminó en el mes de marzo de 2007. Como resultado de la implementación de las recomendaciones vinculadas con las áreas de oportunidad detectadas en el programa, se estima un beneficio acumulado del orden de los 147 millones de dólares. Los principales proyectos que se han realizado son:

Incrementar la producción de gasóleos de vacío de la planta combinada no. 2.

Reducir el reflujo interno a la fraccionadora principal de la coquizadora.


Maximizar la carga de la planta de Desintegración Catalítica (FCC) no. 2.

Utilización y optimización de las plantas reformadoras.

Para las refinerías de Madero, Salamanca, Salina Cruz y Tula, se están identificando los alcances de los proyectos de mejoramiento operativo en cada centro de trabajo y se están plasmando en Bases de Usuario con el fin de efectuar los procesos licitatorios correspondientes; lo anterior, una vez que se tengan disponibles los recursos presupuestales.

3. Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)

Optimización de la reconfiguración en la refinería de Madero (Válvulas deslizantes en tambores de coquización).

En diciembre de 2009 se terminó el paquete de licitación, el estimado de inversión y las bases de usuario. Sin embargo, se requirió tramitar el cambio de monto y alcance, mismo que está en proceso de revisión y autorización por las entidades responsables tanto del Organismo, como del Corporativo y finalmente por la SHCP. Se estima pasar a la etapa de licitación en un plazo de 2 a 3 meses.

Construcción de una nueva planta Reformadora en Minatitlán, reemplazo de las

Reformadoras BTX y NP‐1.

Cuenta con recursos para 2010 y está en trámite la autorización de la solicitud de cambio monto y alcance, por CMAP. Adicionalmente se documenta la acreditación ante el Grupo de Trabajo de Inversión.

Optimización de la operación y recuperación de isobutano e instalación del módulo Merichem.

Cuenta con asignación presupuestal para 2010 y se inicia el trámite de contratación de la Ingeniería Básica y la licencia con la compañía Merichem.

Modernización de la 2da y 3ra etapas de la planta Catalítica de Minatitlán.

Cuenta con recursos para 2010 y se están reactivando las plazas para integrar el grupo de trabajo que concluirá los trámites para la licitación del IPC (Ingeniería, Procura y Construcción). Adicionalmente se está tramitando la acreditación ante el Grupo de Trabajo de Inversión.


4. Definición de proyectos de ampliación de capacidad

El 14 de abril de 2009 el Director General de Petróleos Mexicanos, anunció la construcción de una nueva refinería en México. Del análisis correspondiente se concluyó que la localización geográfica de las nuevas instalaciones sería la región del altiplano mexicano. Los resultados técnico-económicos de la evaluación orientaron la decisión de construcción hacia la localidad de Tula, Hgo., en primera instancia y como segunda alternativa la región de Salamanca, Gto. Derivado de lo anterior y con el objetivo de garantizar los derechos de propiedad en la tenencia de las aproximadamente 700 has. que el proyecto requiere, Petróleos Mexicanos estipuló un periodo de 100 días naturales, contados a partir de la fecha del anuncio para recibir en donación el terreno antes mencionado. Ante la disposición y garantía sobre la posesión de los terrenos por parte del Estado de Hidalgo, el 12 de agosto de 2009, PEMEX informó la construcción de la nueva refinería en Tula, Hidalgo y la reconfiguración de la refinería de Salamanca. Los trabajos para el desarrollo de las ingenierías conceptuales se mantuvieron en ejecución durante 2009. El IMP desarrolla la ingeniería conceptual de integración. KBC afina definición del esquema de proceso. Acorde al terreno presentado por el Gobierno del Estado de Hidalgo, se cuenta con el primer borrador del plano de arreglo general y con información de vértices del terreno para la elaboración del plano coordenado; y se trabaja en el estudio morfológico del sitio. El 10 de diciembre del 2009, se acreditó la etapa FEL I (Front End Loading), metodología para la definición y planeación de proyectos de inversión del proyecto de la nueva refinería en Tula, Hidalgo ante el Grupo de Trabajo de Inversiones (GTI), en virtud de la revisión y visto bueno otorgado por las instancias de validación del Documento de Soporte de la Decisión (DSD) y entregables correspondientes. Se elaboró un contrato de servicios, bajo los supuestos de la nueva Ley de Petróleos Mexicanos, mismo que será presentado a la Oficina del Abogado General para su revisión a principios de 2010. Se desarrollaron los entregables técnicos que formarán el núcleo de los Términos de Referencia, en los que establecerá el alcance del contrato. Avances enero-marzo de 2010:


Con respecto a los avances de la ingeniería conceptual: se tiene listado de tanques de almacenamiento y se tiene en desarrollo el estimado de costos clase IV; se estimó el consumo de agua y se cuenta con un esquema para su uso integral, máximo reuso de agua tratada y mínimo consumo de agua cruda de pozos; y se trabaja en los términos de referencia para el proceso de selección de tecnólogos. Con relación a la infraestructura externa, se definió la construcción del Oleoducto Nuevo Teapa - Poza Rica – Tula y se realiza la definición del alcance para contratación de la ingeniería conceptual del oleoducto; el suministro de gas se realizará por medio del ramal de 20” del gasoducto de 36” Cactus – Guadalajara y se encuentra en elaboración su trazo hacia la nueva refinería; se cuenta con un trazo preliminar del rack de líneas de interconexión para residuales y subproductos y se requiere la adquisición de una franja de terreno en un derecho de vía de 25 m de ancho en toda su longitud; y se trabaja en la propuesta de trazos de un poliducto desde la nueva refinería a la región sur-oriente del Valle de México y en la definición para la ubicación de una nueva TAR al sur-oriente del Valle de México. Se sostuvo una reunión el pasado 11 de marzo, en la que participaron el Director General de Petróleos Mexicanos, Dr. Juan José Suárez Copel, y el Gobernador de Hidalgo, Lic. Miguel Ángel Osorio Chong, en la cual se presentaron tanto el alcance del proyecto como los avances de la Estrategia de Desarrollo Ambiental y Social. Asimismo, se refrendaron los compromisos por parte del Gobierno del Estado respecto a la entrega de los terrenos y el desarrollo de infraestructura. Aún no termina la protocolización de entrega de los terrenos, sin embargo, por el momento esta actividad no es crítica, dado que las actividades que se están desarrollando no requieren estrictamente la posesión del mismo. Con respecto al traslado de las funciones de la DCIDP tanto a la DCO como a los organismos subsidiarios, actualmente la DCIDP continúa administrando los proyectos a su cargo, mientras se realizan las propuestas de estructuras, mecanismos y procedimientos para la transferencia de sus funciones a los Organismos, los cuales aún deberán ser sujetos de autorización por parte del Consejo de Administración de la empresa. Por su parte, el Director General de Pemex Refinación nombró un Coordinador Ejecutivo responsable de la supervisión y ejecución de dicha transferencia de funciones de la DCIDP para la creación de la nueva Subdirección de Proyectos. Asimismo, se entregó el reporte de la primera fase del ‘Proyecto de Investigación para la Valoración de Aspectos Ambientales Críticos en el Desarrollo de Infraestructura de Refinación’, por parte del Centro Mario Molina. Se contrató al IMP para que lleve a cabo un estudio para la evaluación integral de la calidad del aire y su pronóstico en la cuenca atmosférica del Valle del Mezquital.


5. Uso eficiente de energía

No obstante que durante el año 2009 se ejecutaron diversos proyectos para reducir el Índice de Intensidad de Energía en el Sistema Nacional de Refinación, las refinerías realizan prácticas operativas encaminadas al uso eficiente de la energía. Es importante señalar que entre los factores que estimulan directamente el incremento del Índice de Intensidad de Energía son los paros no programados de las plantas de proceso. Durante el primer trimestre de 2010 los paros no programados de la refinería de Tula afectaron el desempeño energético del SNR.

Por otra parte, se está trabajando en la planeación de una cartera de proyectos para el horizonte 2010-2015 encaminado a la reducción del indicador, acorde con el Plan de Negocios de Pemex Refinación, la cual deberá estar soportada con la gestión y otorgamiento en tiempo y forma de los recursos presupuestales. La citada cartera estará consolidada en mayo de 2010.

6. Generación eficiente de energía eléctrica

En este período se establecieron las bases técnicas para el primer proyecto de cogeneración entre la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Pemex Refinación. El alcance del proyecto considera la posibilidad de desarrollar una central eléctrica de 400 a 460 MW y la compra de vapor por parte de la refinería de Salamanca. Este proyecto incrementará la eficiencia del ciclo completo, central de generación y refinería, a niveles de entre 80 y 90%. Se tiene previsto continuar con la definición de los detalles técnicos del proyecto, la CFE lo registró en mayo de 2009 para la cartera presupuestal 2010. La CFE espera realizar el proceso de licitación en el segundo trimestre de 2010. La Gerencia de Análisis de Inversiones y Gasto Operativo (GAIGO) está elaborando el análisis de conveniencia económica del desarrollo del proyecto.

7. Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan-México

El Proyecto fue concebido con el objetivo de garantizar el suministro de combustibles al Valle de México, al mínimo costo y con operaciones seguras; a través del incremento del transporte de 70 a 140 mil barriles diarios, de Tuxpan a Azcapotzalco.

Este proyecto integral está conformado por tres unidades de inversión, cuyo alcance se describe a continuación:

Almacenamiento: Ampliación de la capacidad de almacenamiento de la Terminal Marítima de Tuxpan, a través de la construcción de 5 tanques de 100 mil barriles cada uno.

Transporte: Ampliación de la capacidad del sistema actual a través de:


Construcción del Poliducto 18”D.N. x 103 Km. Cima de Togo - Venta de Carpio

Construcción de la Estación de Bombeo Beristaín

Actualización de las Estaciones de Bombeo: Ceiba, Zoquital y Catalina

Descarga: Selección y ejecución de la mejor alternativa para la descarga de combustibles de importación vía marítima

Para la construcción del poliducto, se cuenta con el 100% de la tubería entregada en los patios de almacenamiento destinados para tal fin; asimismo, se cuenta con los permisos de paso y están en proceso de pago los Contratos de Ocupación Superficial de los libramientos y los daños a Bienes Distintos a la Tierra en los derechos de vía existentes.

Se licitó y adjudicó el contrato para la ingeniería, procura y construcción del poliducto 18”DN x 103 Km Cima de Togo – Venta de Carpio, cuya ejecución dio inicio el 22 de junio de 2009 y a marzo de 2010 observa un avance de 40 por ciento

De la construcción de la Estación de Bombeo Beristaín, se atendieron las inconformidades presentadas a la primera licitación, habiéndose declarado improcedentes por el Órgano Interno de Control; se realizó una segunda licitación, misma que fue declarada desierta el 15 de diciembre de 2009. En el primer trimestre de 2010 se celebró una nueva licitación, habiendo resultado ganadora la compañía Abengoa México, S.A. de C.V. en conjunto con Turbo-Mex Refacciones, Mantenimiento y Seguridad Industrial, S.A. de C.V., se estima ejecutar los trabajos en el plazo de un año.

Respecto a la actualización de las estaciones de bombeo Ceiba, Zoquital y Catalina, al primer trimestre del año se registró un avance de 91% con la instalación y puesta en operación de las tres primeras turbobombas, una en cada estación y la instalación del segundo paquete de turbobombas, actualmente en proceso de comisionamiento para concluirse en abril del 2010.

Para la construcción de almacenamiento en la Terminal Marítima de Tuxpan, se realizó licitación pública de la cual se emitió fallo en el mes de septiembre, resultando ganadora la Compañía Tradeco. Las obras iniciaron en el mes de octubre y su conclusión está programada para diciembre del 2010, no obstante, conflictos sindicales en contra de dicha compañía han generado retrasos en la ejecución, por lo que se estima su conclusión para el mes de marzo de 2011. A la fecha se tiene un avance del 3 por ciento.

Respecto a las instalaciones para descarga de combustible en la Terminal Marítima de Tuxpan, a través de convenio con la CFE se analizaron distintas opciones considerando la construcción de un muelle, resultando económicamente no viables conforme a las premisas operativas originalmente


planteadas, por lo que se analizan opciones que garanticen la continuidad en la logística de suministro de hidrocarburos al altiplano con operaciones más seguras y menores salidas de operación por condiciones climáticas adversas. El avance global del proyecto es 35.4 por ciento.

El impacto económico del proyecto y su impacto en el programa de suministro de hidrocarburos al altiplano, está en proceso de gestión al interior del Organismo.

8. Reparto local

Mediante la formalización del contrato No. 4500316974 en el año 2009 se adquirieron un total de 360 autos tanque, cumpliéndose con la entrega de cada uno de ellos el 23 de noviembre. A la fecha se han adquirido un total de 1,187 autos tanques de los 1,300 programados, de la forma siguiente:

Año 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Total

Cantidad de equipos

30 60 60 321 356 360 1,187

Para el año 2010 se tiene considerado adquirir un total de 113 autos tanque, se cuenta con la ingeniería, bases técnicas y el presupuesto autorizado, el inicio del proceso de adjudicación será en el mes de mayo del actual.

9. Modernizar el transporte marítimo

Conforme a lo establecido en la estrategia de renovación de la flota petrolera, aprobada por el Consejo de Administración de Pemex Refinación, en 2008 se incorporaron a la Flota Petrolera, bajo el esquema de arrendamiento financiero con opción a compra, cuatro buques tanque: “Chicontepec” en agosto; “Burgos” en septiembre; “Bicentenario” en octubre y “Tampico” en noviembre. Tres de ellos se encuentran dedicados al transporte de productos limpios en el litoral del Pacífico Mexicano y uno en el litoral del Golfo de México.

Asimismo, y a efecto de concretar lo ordenado por el Consejo de Administración de Pemex Refinación, al cierre de 2009 quedaron registrados ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dos proyectos integrales, uno para el arrendamiento financiero del quinto buque de la primera etapa y otro para la adquisición mediante este mismo esquema de 5 buques adicionales.

En el primer trimestre de 2010 se realizó el estudio de las condiciones actuales del mercado, habiéndose confirmado la viabilidad del proyecto por firma especializada; por lo que se actualizó el análisis costo-beneficio para


someterse a la autorización de la SHCP; dicho análisis plantea también la alternativa de compra directa de los buques, mediante licitación pública.

En el mes de abril quedó instalada la mesa de acompañamiento, con la participación de Pemex Refinación, la Oficina del Abogado General, la DCF, DCO, el Órgano Interno de Control, la Secretaría de la Función Pública y Testigo Social.

Por otra parte, se preparan los documentos mediante los que se someterá el proyecto a la acreditación de las siguientes instancias: SHCP, Grupo de Trabajo de Inversiones de Petróleos Mexicanos, Consejo de Administración de Pemex Refinación, Comité de Estrategia de Inversiones, Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos y en su caso el CAAOS (Comité de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios).

Asimismo, se trabaja en la preparación del modelo de convocatoria para licitación y en la contratación del perito independiente que dictaminará económica, técnica y ambientalmente viables los proyectos, de conformidad con la normatividad aplicable en materia de presupuesto y responsabilidad hacendaria.

Se estima haber atendido estos eventos en los meses de mayo y junio para licitar en el mes de julio, con ventanas de entrega a partir del cierre del presente año.

10. Almacenamiento de productos

El tanque vertical de 30,000 barriles de capacidad, que se construye en la TAR Mérida para gasolina Pemex Magna alcanzó un avance del 99% al finalizar el primer trimestre de 2010.

Se realizan adecuaciones presupuestales para programar la construcción del tanque vertical de 5,000 barriles de capacidad, para la TAR de San Juan Ixhuatepec.

En el renglón de cambio de servicio de tanques, se tiene programado para el segundo trimestre de 2010 realizar los trabajos respectivos para reasignar el tanque TV-1 de la TAR Rosarito, con capacidad de 65,000 barriles, de combustóleo pesado a Pemex Diesel.

Para el proyecto de la nueva TAR de Tapachula, ya se cuenta con el terreno, con los estudios de sitio del suelo, Manifestación de Impacto Ambiental (MIA), Análisis de Riesgo (ERA) y se reporta un avance de 90% en la ingeniería básica y en la básica extendida.


El proyecto integral del estudio de preinversión para la nueva TAR Reynosa fue registrado y autorizado por la SHCP en 2009 y actualmente se encuentra en la etapa de selección del sitio para ubicar la nueva instalación.

Respecto a la “estrategia de inventarios Nodos TAR’s” que busca asegurar niveles de inventarios, que garanticen el abasto nacional de productos petrolíferos, reduciendo el impacto económico de los movimientos fuera de programa, se tiene el siguiente avance:

Análisis de la situación de utilización de inventarios en el Sistema de Almacenamiento y Reparto

En proceso de ejecución: Nodo Salamanca, Nodo Tula, Nodo Cadereyta.

En preparación: Nodo Madero y Nodo Rosarito.

11. Almacenamiento de petróleo crudo

Se continúan los trabajos de rehabilitación a fin de alcanzar la autonomía óptima que requiere el SNR: en la refinería de Minatitlán el TV-101 y el TV-103, fueron rescindidos y se vuelven a licitar en mayo de 2010, el TV-104 inicia trabajos el 03 de mayo de 2010 y el TV-110 se licita en mayo de 2010; en Salina Cruz los tanques TV-503 (terminada la limpieza en trámite de recursos presupuestales para obra mecánica) y TV-505 (avance 99%); y en la refinería de Tula se inició la rehabilitación del tanque TV-69 el 29 de marzo de 2010 con avance de 8% y la del tanque TV-92 se inició en diciembre de 2009 con avance de 48%.

12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya

Para el desarrollo de este proyecto, se han presentado varias opciones, por lo que se prepara el registro ante la SHCP de un Estudio de Preinversión para realizar un análisis más profundo, que indique la opción más conveniente para Pemex Refinación.

13. Mantenimiento de refinerías

Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR).- Se continúa con la implantación para lo se designaron los responsables y Coordinadores de la implantación en cada Centro de Trabajo.

En el primer trimestre de 2010, se inició con la tercera etapa de implantación donde se tienen las siguientes actividades:

1. Se continúa con la ejecución y seguimiento de los programas de acción de los casos de negocio.


2. Ejecución y seguimiento de los programas de acción para la implantación de las 14 Mejores Prácticas.

3. Se continúa con el cálculo de los 22 indicadores del Tablero de Confiabilidad Operacional, se inició con el análisis de los resultados preliminares de dichos indicadores.

Rehabilitación de Plantas en las 6 Refinerías del SNR.- En el año 2010 se programó la rehabilitación de 54 plantas de proceso. Las dos primeras iniciarán su rehabilitación el 08 de mayo de 2010 (Fraccionadora de Gases MC y la Planta Reformadora U-900) en la refinería Madero y las demás, como se muestra a continuación:

Cadereyta: Combinada 2, Catalítica 2, Hidrógeno, Hidrodesulfuradora de Gasóleos, Coquizadora, Alquilación 1. (06 plantas).

Madero: MC (Fraccionadora de Gases), Reformadora U-900, Catalítica 2, Alquilación, Azufre 200, Combinada Maya, Coquizadora e Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-500. (08 plantas).

Minatitlán: Primaria 3, Alto Vacío 1, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-100, Isomerizadora U-200, Hidrodesulfuradora de Naftas U-400, Reformadora de Naftas U-500, Reformadora de Naftas NP-1, Aguas Amargas 2 y DA-106/107 (Desisobutanizadoras). (09 plantas).

Salamanca: LG (Desparafinadora), Primaria AS-3, Alto Vacío RP-2, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-7, Hidrodesulfuradora de Naftas HDS-2, Reformadora de Naftas RR-2, H-OIL, U13 (Tratamiento Cáustico) y U-9 (Planta de Hidrógeno). (09 plantas).

Salina Cruz: Azufre 2 tren 1, Azufre 2 tren 2, Primaria y Alto Vacío 1, Catalítica 2, Alquilación, Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Naftas U-400-1, Reformadora de Naftas U-500-1, Tratadora y Fraccionadora de Gases U-600-1, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-1 e Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-800-1. (11 plantas).

Tula: Combinada 1, Alto Vacío 1, Catalítica 2, Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Naftas U-400-2, Reformadora de Naftas U-500-2, Tratadora y Fraccionadora de Gases U-600-2, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-1, Hidrodesulfuradora de Gasóleos, Azufre 3 tren A y Azufre 3 tren B. (11 plantas)

14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas

Durante el primer trimestre de 2010 se inspeccionaron interiormente 988 km de ductos y se atendieron 194 indicaciones de integridad inmediata


principalmente en los sectores de ductos: Madero, Monterrey, Victoria, Rosarito, Minatitlán y Veracruz.

Con respecto al modelo de integridad basado en riesgo y confiabilidad operativa, están en proceso de adjudicación los trabajos del corredor Nuevo Teapa–Madero– Cadereyta, toda vez que se realizó licitación pública en el primer trimestre del año, habiéndose declarado desierta. Del Sistema de Ductos Marinos y Playeros, se encuentra en proceso de licitación con fallo programado en el mes de mayo e inicio de ejecución en el mismo mes.

De enero a marzo de 2010, el programa de mantenimiento preventivo al sistema de transporte por ducto se cumplió al 99.1% con la ejecución de 20,255 órdenes de servicio.

En el 2010 se programaron por ciclo de mantenimiento 11 tanques a los cuales se incorporaron 2 (no previstos) por daños. Se ejecutan en la Terminal Marítima Pajaritos 4 tanques de la gestión 2009 y se gestiona la plurianualidad para la atención de uno más. Se encuentran en proceso de licitación 3 tanques para la Terminal Marítima Tuxpan.

De la construcción del Muelle de La Paz, en Baja California Sur, al cierre de 2009 se obtuvo la autorización de la SHCP al cambio de monto y alcance del proyecto; en el primer trimestre del 2010 quedó autorizada la plurianualidad correspondiente. Se espera recibir el rediseño de la bocatoma para concluir bases y proceder a la licitación pública.

15. Mantenimiento de terminales terrestres

Para el año 2010 se programaron un total de 103 tanques de almacenamiento para su mantenimiento, de los cuales 5 se contemplaron para iniciar en el primer trimestre. El avance real que se tiene al cierre del mes de marzo es de 3 tanques en proceso de ejecución y 2 pendientes por falta de asignación presupuestal.

16. Calidad de combustibles

Para suministrar la totalidad de los combustibles con calidad de Ultra Bajo Azufre (UBA), requeridos por la NOM-086, Pemex Refinación a través de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) desarrolla el Proyecto de Calidad de Combustibles (PCC), el cual se ha dividido en dos fases.

Fase Gasolina: Se continúa con el proceso de licitación del IPC (Ingeniería de detalle, Procura y Construcción) de esta fase, el cual está dividido en tres paquetes.

La licitación del primer paquete correspondiente a las refinerías de Tula y Salamanca, se declaró desierta por la DCIDP, lo que redundó en las


inconformidades de dos de las compañías licitantes, mismas que fueron declaradas improcedentes por la Secretaría de la Función Pública. El 4 de diciembre de 2009, la DCIDP contando con la autorización del Comité de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas de Petróleos Mexicanos, inició el Procedimiento de Adjudicación Directa para la contratación de los trabajos requeridos para este paquete, mediante la solicitud de cotizaciones a las 3 compañías que habían participado en el proceso de licitación y que presentaron propuestas dentro del rango presupuestal que para estos trabajos consideró la entidad. Las propuestas fueron presentadas por las tres compañías el 16 de diciembre de 2009 para su evaluación; la DCIDP dio el fallo correspondiente el 8 de febrero/10 a favor de la Cía. SAIPEM, contratándose esta compañía el 9 de marzo /10, con un tiempo de ejecución de 1,150 días a partir de la firma del contrato, estimándose terminar el 29 de mayo de 2013.

El fallo del segundo paquete, correspondiente a las refinerías de Madero y Cadereyta, lo dio la DCIDP el 20 de agosto de 2009 y fue favorable a la compañía ICA Fluor Daniel, firmándose el contrato correspondiente el 11 de septiembre de 2009, con un tiempo de ejecución de 1,320 días para terminar el 2 de mayo de 2013.

Para el tercer paquete, correspondiente a las refinerías de Minatitlán y Salina Cruz, se publicó el 21 de julio de 2009. La DCIDP realizó la onceava junta de aclaraciones el 30 de diciembre de 2009; la recepción de propuestas se efectuó el 15 de enero/10. El fallo se dio el 25 de febrero/10 a favor de la Cía. ICA Fluor Daniel, firmándose los contratos el 23 de marzo/10, con un tiempo de ejecución de 1,290 días estimándose terminar el 22 de octubre /13.

Fase Diesel: Para la refinería de Cadereyta ya se tienen desarrolladas las Ingenierías Básicas Extendidas dentro de límites de batería “ISBL” para el proceso de Diesel UBA y la planta tratadora de aguas amargas, así como la Ingeniería para fuera del límites de baterías de esta fase; esta pendiente complementar la Ingeniería del OSBL para esta refinería. La DCIDP programa contratar la ingeniería ISBL de la Planta Recuperadora de Azufre en abril de 2010. Respecto a la Planta de Hidrogeno, se homologará la tecnología seleccionada para la reconfiguración de la refinería de Salamanca y se programan contratar en el segundo semestre de 2010. Asimismo, se está integrando el paquete documental para el registro de esta fase del proyecto ante la SHCP, para salir a licitar el IPC en el primer semestre de 2010.

Para el resto de las refinerías del SNR, se firmó el contrato en marzo de 2010 con la Cía. Haldor Topsoe para el desarrollo de las Ingenierías Básicas Extendidas ISBL, para las plantas Hidrodesulfuradoras de Diesel (nuevas y a modificar) de las refinerías de Tula y Salamanca; y el correspondiente a las refinerías de Madero, Minatitlán y Salina Cruz se programa concretar por DCIDP en abril de 2010 con la Cía. Axens. La DCIDP programa contratar al IMP para el desarrollo de las ingenierías para las Plantas Tratadoras de Aguas


Amargas en el segundo semestre de 2010. Respecto a las Plantas de Recuperación de Azufre y Generación de Hidrógeno se homologará a los mismos tecnólogos que se seleccionaron para estos procesos en el proyecto de reconfiguración de la refinería de Salamanca y se programan contratar por la DCIDP en el segundo semestre de 2010.

Proyectos complementarios: En cuanto a los proyectos complementarios impulsados por la Subdirección de Producción con recursos propios, se realizó la formulación de la gasolina Premium UBA con corrientes de alto octano y bajo contenido de azufre en las refinerías de Cadereyta, Madero, Salamanca y Salina Cruz, para producir 30 MBD en el SNR y suministrar este combustible desde octubre de 2006, lo cual complementó la importación de este producto para abastecer la demanda de todo el país.

En diciembre de 2008 se concluyó la conversión de la planta H-Oil a Hidrodesulfuradora de Gasóleos de Vacío e inició su operación en la refinería de Tula. Actualmente, se encuentra operando el tren 2 por arriba de su capacidad de diseño. El tren 1, se encuentra fuera de operación por mantenimiento y se programa su arranque para el primer semestre de 2010.

También se cambiaron los sistemas catalíticos en las plantas Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-II de Cadereyta, Hidrodesulfuradora de Diesel U-14 de Salamanca e Hidrodesulfuradora de Diesel (HDD-5) de Tula para producir aproximadamente 30, 22 y 25 MBD de diesel UBA, concretándose el primero en noviembre de 2008 y el segundo y tercero en julio de 2009.

Por otro lado, el inicio de operación de la planta U-24000 de la reconfiguración de Minatitlán, se espera concretar durante el primer semestre de 2010 (sujeto a la entrega de esta planta por la DCIDP), para una producción de aproximadamente 30 MBD de diesel UBA.


17. Adecuar la plantilla sindicalizada y crear nuevas categorías y reglamentos de labores del personal sindicalizado de mantenimiento.

En 2009 la Dirección Corporativa de Administración concluyó el modelo conceptual apoyado en la presentación que realizó la Subdirección de Producción de Pemex Refinación al Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) para la reorganización de las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación. El siguiente paso es la concertación con la representación sindical, que se incluyó en la Agenda del año 2010.

18. Racionalizar estructuras

La Dirección Corporativa de Administración continúa con la segunda etapa de reubicación de personal adscrito a instalaciones fuera de operación.

En esta etapa, se iniciaron los estudios para optimizar las estructuras que contempla el desarrollo de las propuestas de detalle y la solicitud de los Dictámenes Técnicos de redimensionamiento de materia de trabajo a nivel local para gestionar los acuerdos correspondientes con la Representación Sindical:

Áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, avance:

a) La Subdirección de Recursos Humanos a través de la Gerencia de Concertación Laboral informa que se continúa con las gestiones para proseguir la concertación, durante el año 2010.

Sistema Nacional de Ductos de forma integral, avance:

a) Antes de iniciar la concertación laboral, se revisó el modelo conceptual para verificar y confirmar que se estuvieran cubriendo las expectativas de la línea de negocio, lo que en su momento implicó el rediseño del mismo, el cual se encuentra en proceso de validación ante la línea de negocios.

b) La Subdirección de Recursos Humanos a través de la Gerencia de Concertación Laboral informa que se realizan gestiones para reiniciar la concertación, durante el año 2010.

c) Se ratifica que el modelo prevé incrementar la especialización del personal y con ello niveles tabulares para aumentar la Productividad Laboral. En ese sentido, se determinó que previo al inicio de la concertación con el STPRM durante el presente año, se asegure la disponibilidad presupuestal requerida para implementar la nueva estructura por los costos adicionales que se pudieran implicar,


considerando las restricciones establecidas en el Programa de Austeridad y Racionalidad del Gasto.

Reestructuración de 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto:

a) Derivado de la Presentación a la representación sindical de la metodología para optimizar las operaciones de almacenamiento y reparto, se iniciaron los trabajos para desarrollar ajustes a estándares y factores de dicha metodología.

b) Se reitera como parte fundamental de la aplicación de la metodología señalada que existe la posibilidad de eliminar categorías de puestos obsoletas o de escasa materia de trabajo, o en su caso reclasificar puestos por incremento cualitativo de la materia de trabajo.

19. Desarrollo de personal

Se concluyó la validación de los componentes del Programa de Desarrollo de Competencias y Formación de Cuadros de Remplazo para atender las necesidades de desarrollo de competencias para nueve puestos críticos de las Subdirecciones Sustantivas del Organismo, donde se consolidaron el diseño y contenidos teórico-prácticos, los mapas curriculares, matriz de competencias y módulos de capacitación.

20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo

Cartera de Proyectos de Investigación y Desarrollo Tecnológico

Durante 2006, 2007 y recientemente en 2009, con el fin de actualizar el diagnóstico tecnológico e identificar áreas tecnológicas estratégicas, PEMEX Refinación realizó talleres en los que participaron especialistas de las diferentes subdirecciones del Organismo, así como del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y de instituciones académicas.

Los resultados de estos talleres han servido para alinear con la estrategia del negocio las carteras de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico (IDT) inscritos en los dos fideicomisos creados para el impulso de la investigación, desarrollo y asimilación de tecnología, en los que actualmente tiene participación PEMEX Refinación:

Fideicomiso del Comité de Innovación, Investigación y Soluciones (CIIS)-IMP.

Fideicomiso del Fondo CONACYT – Secretaría de Energía – Hidrocarburos.

El estado actual de la cartera de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico de PEMEX Refinación es el siguiente:


En el CIIS se tienen 40 proyectos actualmente en ejecución en las diversas etapas del proceso de IDT (investigación básica, desarrollo o asimilación) y se han concluido con resultados satisfactorios desde la perspectiva de la investigación 8 proyectos. Sin embargo, la etapa de transferencia industrial ha representado un obstáculo para que los resultados se transmitan como innovaciones a la industria de la refinación. A este respecto, se ha identificado que el CIIS ha sido exitoso en la promoción y conducción de la investigación, pero la ausencia de una regulación clara en la etapa de transferencia de los resultados, que defina responsabilidades e identifique la distribución de los riesgos entre la investigación y la aplicación de los productos, conduce a la acumulación de investigaciones que no se reflejan en un incremento de la productividad industrial. Cabe señalar que esta cartera será revisada en la primera reunión ordinaria de 2010 del Comité, habiendo proyectos por terminarse y otros que pudieran ser cancelados.

El Fondo CONACYT-Secretaría de Energía-Hidrocarburos, durante 2009 ha empezado a operar, reflejando una etapa de aprendizaje, en la que se han publicado convocatorias para identificar proyectos susceptibles de recibir apoyo del Fondo y con factibilidad de ser aplicados en la industria. El Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados del año 2009 contiene 7 temas de investigación relacionados con PEMEX Refinación, los cuales serán atendidos por el Fondo a través de las correspondientes convocatorias. La mayoría de estos temas se relacionan con catalizadores para producir combustibles limpios y control de corrosión en ductos.

En particular, la primera convocatoria tuvo como resultado la autorización de recursos para 5 proyectos, orientados al desarrollo de catalizadores para los procesos de hidrodesulfuración en el contexto de la refinación de petróleo. Durante el último trimestre del año se realizó la segunda convocatoria, que está en proceso de asignación.

Se realizó la difusión de la tercera convocatoria durante el mes de enero del presente, en diferentes centros e institutos de investigación superior a lo largo del país. Esta convocatoria contempla 4 proyectos de Refinación: desalado y deshidratación de crudo, desarrollo de aditivos para recuperar la actividad de catalizadores para hidrodesulfurar diesel, desalado de crudo pesado, y mejora de la calidad de agua y procesos de combustión en refinerías. Durante el mes de abril se evaluarán las propuestas de los diferentes centros e institutos de investigación.

Para el 2010, el Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados, contiene 10 temas de investigación para PEMEX Refinación. La primera convocatoria para estos temas será publicada en el mes de mayo del presente.


Aun cuando la operación del Fondo es reciente, se ha observado que la regulación del proceso de IDT tiene un intervalo que abarca desde la identificación de los proyectos hasta la etapa de transferencia industrial, incluyendo la definición de los derechos de propiedad del conocimiento generado que, al estar financiado por recursos públicos, el Estado puede establecer las reglas correspondientes en aras de lograr una difusión que induzca el incremento deseado de la productividad en la industria petrolera nacional. Se planteó por el CONACYT, con un despacho especializado, un modelo de propiedad industrial compartida, de modo que se generen incentivos económicos para los centros de investigación y así garantizar el éxito de los proyectos.

En lo que se refiere a formación de recursos humanos especializados, el Organismo no cuenta con candidatos inscritos en el Fondo para estudios de posgrado. Parte de la problemática se derivó, inicialmente, de las fechas manejadas por el Fondo, que no estuvieron alineadas con las convocatorias de Universidades extranjeras, particularmente estadounidenses y europeas. Hace falta una mayor difusión en el Organismo para inscribir personal en programas de formación de especialistas en áreas de tecnología.

Modelo de gestión de tecnología

Se encuentran en desarrollo el modelo de gestión de tecnología y la estrategia tecnológica de PEMEX Refinación, alineado con la correspondiente estrategia institucional. La estrategia tecnológica del Organismo servirá para consolidar la de Petróleos Mexicanos, que forma parte del Plan de Estratégico institucional. Asimismo, la gestión de la estrategia se ha apoyado en la herramienta “Balanced Scorecard” que facilitará el logro de los objetivos estratégicos del Organismo a través de la iniciativa diseñada para ese fin: “Impulsar la gestión tecnológica hacia la creación de valor”.

En relación al modelo de gestión de tecnología, el Instituto Mexicano del Petróleo ha propuesto un proyecto de “Diseño e Implantación del Proceso de Gestión de la Tecnología en PEMEX Refinación”, el cual parte de los niveles de implantación del modelo corporativo de PEMEX, de carácter general (niveles 1 a 4), para avanzar hacia el diseño e implantación de procedimientos detallados (niveles 5 y 6 del modelo). Dicho proyecto fue discutido con el IMP y el personal del Organismo y ha sido aceptado. Se terminó la etapa de contratación del IMP, comenzando los trabajos correspondientes en el mes de diciembre de 2009.

Las actividades desarrolladas hasta ahora, se han concentrado en la recopilación electrónica de estudios, reportes y trabajos relacionados con GT que posee el IMP y en la construcción de una Base de Datos que permitirá una búsqueda y localización eficiente de esta información. Este Banco de Datos se ha completado y se encuentra disponible para los usuarios; adicionalmente se ha elaborado un Reporte sobre el Análisis y Diagnóstico de


Modelos exitosos de GT. Se han desarrollado actividades como la elaboración de cuestionarios y la metodología para la realización de una encuesta que se realizará dentro de PEMEX Refinación y el IMP, para identificar avances, necesidades y aplicación de un modelo de GT, y que permita identificar las bases conceptuales y de diseño del Modelo de GT a desarrollar”. Se ha elaborado también la Agenda del Taller de “Definición del Modelo Conceptual de GT para PEMEX Refinación”, cuya fecha de realización está por definirse.

Se creó una base de datos digital con búsqueda avanzada, a fin de considerar los esfuerzos anteriores respecto a la implantación del modelo de GT. Se ha recopilado la información que posee el IMP sobre Gestión de Tecnología, incluyendo trabajos previos elaborados para PEMEX Refinación por consultores internacionales. Esta base de datos será complementada con la información que sobre el tema de GT aporte éste y otros organismos.

Grupo de Trabajo de Gestión de Tecnología en PEMEX Refinación

El Grupo de Trabajo de Gestión de Tecnología en PEMEX Refinación, compuesto por representantes de todas las Subdirecciones y de la Dirección General, ha sesionado en diversas ocasiones, lográndose la difusión de los procesos de gestión de tecnología, así como el arranque del proyecto con el IMP.

A través del Grupo se continúa en el proceso de integración con una red de especialistas en temas de tecnología en las áreas sustantivas de la empresa, así como en el análisis de los convenios de colaboración existentes con instituciones educativas, centros de investigación y empresas del ramo. La primera aproximación de una red de especialistas incluye a los funcionarios de PEMEX Refinación que han tenido participación como pares técnicos en los proyectos desarrollados en el CIIS-IMP, identificados con temas de: procesos, aditivos, catalizadores, desarrollos metodológicos y desarrollo de software, principalmente.

21. Implantación del Sistema Pemex SSPA (Seguridad, Salud y Protección Ambiental

Al cierre de 2009, se obtuvo un 70% de avance en la implantación de las 12 Mejores Prácticas Internacionales, en el Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos el 70%, para el Subsistema de Administración Ambiental el 60%, en tanto el Subsistema de Salud en el Trabajo se obtuvo el 19% de avance en la implantación de los elementos que lo integran.

En 2010, se continúa trabajando en la implantación del sistema Pemex SSPA en los Centros de Trabajo con instalaciones industriales y se tiene programado hasta el segundo semestre realizar el ciclo de auditorías que nos permitirá conocer el estado de implantación del mismo.


Se realiza el seguimiento a los hallazgos de no conformidad detectados durante las auditorías al proceso de implantación realizadas durante 2009 con la orientación por parte del equipo auditor a los Centros de Trabajo auditados con el fin de cerrar adecuadamente el ciclo de auditoría, tal como lo marcan las guías corporativas en la materia.

Debido a que las Auditorías Efectivas siguen siendo una de las herramientas más valiosas para el proceso de implantación de la cultura de prevención en materia de Seguridad, Salud y Protección Ambiental, se realiza el seguimiento al Índice de Actos Seguros de forma permanente, consiguiendo durante el primer trimestre un valor global de 96% en este indicador, producto de la práctica de 89,717 auditorías efectivas realizadas, en las que se observaron a 676,805 personas trabajando en el momento de realizarlas. En todos los casos se reportan más auditorías realizadas que las que han programado en cada periodo.

La implantación del SSPA ha contribuido en la disminución de los índices de frecuencia de accidentes y de emisiones de SOx del Organismo, pasando el primero de 1.16 en 2005 a 0.25 en los tres primeros meses de 2010 y el segundo, de 5.9 ton/mton de proceso de crudo a 3.74 ton/mton en ese mismo período.

Asimismo, cabe señalar que la refinería de Salamanca incrementó su recuperación de azufre al poner en servicio su planta de tratamiento de gases de cola, TGTU. En el presente año se tiene programados los siguientes trabajos:

- Rehabilitación en Madero: plantas de azufre U-200, U-400 y puesta en operación de la U-600 y optimización;

- Minatitlán: adquisición compresor GB-601 y optimización del proceso planta de azufre y sistemas de filtración;

- Salina Cruz; Azufre II Tren 1 y 2 (rehabilitación);

- Tula: azufre 3 tren A, Azufre 5 tren 3 (rehabilitación);

22. Automatización y control de procesos

En febrero de 2009 se formalizó el contrato con la compañía TELVENT Energía, S.A. para el Integrador del SCADA para 7 poliductos.

El avance físico del contrato de integrador para la Automatización de 129 sitios (179 instalaciones) asociadas a 7 Poliductos de la Red de Distribución de Pemex Refinación es del 41% y un avance financiero de 27%.

A la fecha se tienen retrasos en el contrato de integrador por causas imputables al Contratista y a Pemex Refinación, derivado de la falta de


suministro eléctrico en instalaciones por parte de CFE y por las desviaciones presentadas en los programas de ejecución de las tomas de proceso en instalaciones del DDV de los sistemas de transporte.

Actualmente se encuentra en proceso la contratación de la construcción del Centro de Control Alternativo en Azcapotzalco, en donde se realizaron ya los trabajos de remediación de suelos y aplanado. Asimismo, se encuentra en proceso el trámite para la contratación de la adecuación del piso 3 de la Torre Ejecutiva para el Centro de Control Principal, para lo cual la filial Instalaciones Inmobiliarias para Industrias S.A. de C.V. se hará cargo de la contratación, supervisión, seguimiento y control de la obra.

Cabe señalar que el inicio del contrato para la adecuación y construcción de Centros de Control se ha retrasado derivado de la insuficiencia de espacios de trabajo para reubicar al personal que actualmente labora en el piso 3 de la Torre Ejecutiva.

El pasado 5 de marzo se adjudicó a la compañía Telvent Canadá Ltd. el contrato de adquisición de Hardware, Software y Servicios de Desarrollo para la Implantación del sistema SCADA de Pemex Refinación a través de la filial Integrated Trade Systems ITS, el proyecto concluirá en el 2º trimestre del 2012.

Con respecto al SCADA 47 ductos, proyecto para automatización de instalaciones asociadas a 10 Oleoductos, 3 Combustóleoductos y 34 Poliductos de la Red Nacional de Ductos de PEMEX Refinación, así como también para implantar aplicaciones avanzadas al sistema; se encuentra en proceso la contratación de personal para la integración del paquete de concurso para la licitación pública Internacional y la posterior supervisión del contrato.

Los avances de los proyectos SCADA 7 poliductos y SCADA 47 ductos al primer trimestre de 2010, son del 42% y 7.9%, respectivamente.

Cabe señalar, que ponderar conforme a número de líneas no sería representativo en este caso, toda vez que hay conceptos (hardware, software, centros de control, entre otros) que son aplicables para ambos proyectos y necesariamente se requieren ejecutar para que SCADA 7 funcione. Por ello, se realizó una ponderación por monto de inversión, con lo que el avance del proyecto SCADA al mes de marzo fue de 25.9%.

En cuanto al proyecto SIMCOT (Sistema de Medición, Control y Operación de Terminales), para el paquete de actualización de 25 sistemas SIMCOT, se solicitaron recursos necesarios mediante movimiento compensado del adecuado I, una vez aprobado se solicitará la actualización de la plurianualidad correspondiente y estar en posibilidad de generar los pedidos para actualización de 7 sistemas de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro mediante contrato preparatorio de tecnologías de información CT-2009001 e inicio de trámites para adquisición de bienes por licitación pública.


Al avance reportado en el proyecto SIMCOT de 22%, se obtuvo de las actividades desarrolladas en gestión administrativa y análisis técnico, principalmente. El programa de trabajo del proyecto está registrado en Project Server y pondera en función del tiempo, dándole a las actividades señaladas un gran impacto en apariencia. Por tal motivo, se encuentra en proceso de revisión, para lo cual se buscará utilizar los ponderadores más representativos.

23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos

En esta acción se pretende incorporar e institucionalizar las mejores prácticas de la industria a los procesos de inversión del organismo a fin de lograr una mejora en el desempeño de los proyectos para reducir retrasos, sobrecostos e incumplimiento de objetivos de calidad, operativos y de negocio. Esto para lograr que en el mediano plazo los proyectos cumplan los objetivos de negocio, operativos y de calidad a un costo y tiempo promedio de la industria, y que en el largo plazo compitan con los de clase mundial.

Avances 2009:

En atención a los acuerdos del Subgrupo de Trabajo de Inversiones de Pemex Refinación (SGTI), las áreas operativas identifican proyectos piloto para iniciar la implantación de mejores prácticas y el Sistema Institucional de Proyectos (SIDP), así como a los responsables para integrar los respectivos equipos de proyecto.

Los primeros proyectos a los que se les aplica el diagnóstico a fin de identificar sus requerimientos para implantar las mejores prácticas de la industria y el SIDP son: nueva refinería de Tula, Conversión de Residuales Salamanca, SCADA 47, planta de Azufre para Minatitlán (Norma 148), SIMCOT, nueva reformadora para Minatitlán, Caldera y turbo para Minatitlán y TAR Tapachula. El proyecto Tuxpan-México desde su inicio funciona como piloto.

Se contrataron plazas temporales que realizaron el mapeo y alineación con FEL II de los procesos que sigue el IMP para la selección de tecnología y el desarrollo de la ingeniería conceptual para la integración del proyecto de Conversión de Residuales en Salamanca y se preparó el plan maestro de fechas clave. En diciembre concluyó la selección de tecnólogos excepto para lubricantes.

Del proyecto Nueva Refinería de Tula se acreditó la etapa FEL I, concluyó la integración del Plan de Ejecución del Proyecto para la etapa de FEL II, la elaboración de las Bases de Usuario, el análisis de riesgos, y se desarrolló el modelo de FEL para ductos.

El proyecto Tuxpan – México ya cuenta con el control de cambios de alcance, costo y programa y se integraron las secciones del plan maestro y estrategia de control del Plan de Ejecución de Proyecto para la fase de construcción del


poliducto Cima de Togo–Venta de Carpio. Se prepara para el almacenamiento y posteriormente para la Estación Beristain.

Se hizo una propuesta para adecuar la relación de Pemex Refinación con la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos a fin de que ambas partes puedan desempeñar el papel que les corresponde como responsable del negocio y administrador del proyecto respectivamente de una manera más equitativa respecto de sus responsabilidades administrativas, así como lo que establecen las mejores prácticas de la industria. Esta propuesta se adecuará una vez que se transfieran las funciones de la DCIDP a la DCO y a los Organismos Subsidiarios.

Se concluyó el plan y programa maestro para traducir la estrategia para “Fortalecer el desarrollo y ejecución de proyectos” a términos operativos, alinear la estructura a la misma, aterrizarla al trabajo cotidiano de todos y su institucionalización.

La propuesta de estructura de organización que soporte la estrategia antes mencionada se revisará para considerar la transferencia de funciones de la DCIDP a la DCO y Organismos Subsidiarios.

Estado al primer trimestre 2010:

Se revisó el programa de implantación de la estrategia para “Fortalecer el desarrollo y ejecución de proyectos” a fin de que en el horizonte de 2010 - 2015 se enfoque a las siguientes acciones:

a. Justificar la necesidad de cambio y establecer compromiso con toda la organización para implantar la estrategia para mejorar el desempeño de los proyectos empleando mejores prácticas de la industria.

b. Acordar con las áreas involucradas los modelos de definición de proyectos

(FEL) y mejores prácticas, así como de los planes, proyectos, metas anuales y responsables de su implementación tanto en el Subgrupo de Trabajo de Inversiones como en los equipos de proyecto.

c. Alinear los procesos de justificación y presupuesto con los de FEL,

reestructurar la organización y desarrollar competencias para cubrir las cargas de trabajo, roles y perfiles de los equipos de proyecto, áreas de planeación de inversiones e ingeniería requeridos por la estrategia.

d. Aplicar la estrategia a proyectos seleccionados en planes anuales.


e. Desarrollar planes de recursos humanos y tecnologías de información alineados a la estrategia; seguir y hacer ajustes a la implantación y resultados de la estrategia.

Los principales logros en cada una de esas acciones en el primer trimestre de 2010 se resumen a continuación:

a. Se inició la difusión de la justificación del cambio considerando que ya no es posible aceptar problemas crónicos de proyectos con sobrecostos, retrasos e incumplimiento de objetivos de calidad, alcance, operativos y de negocio. Se acordó con las áreas operativas el programa de proyectos por acreditar en las diferentes compuertas de FEL ante el SGTI durante 2010.

b. Se definieron los modelos de FEL para plantas industriales, ductos y modernizaciones con áreas usuarias, queda pendiente acordarlos con el Grupo de Liderazgo del SIDP para su integración en dicho sistema.

c. Se trabaja en la alineación de los procesos de justificación y presupuesto con el de acreditación. Se impartió taller de inducción de FEL y al Manual del SIDP en el que se definieron los requerimientos, procesos, roles y responsabilidades para acreditación de proyectos de refinerías en 2010.

d. Se da seguimiento y asesoría “coaching” para incorporar mejores prácticas que simplifiquen la integración de los paquetes de acreditación a los proyectos: Conversión de Residuales de Salamanca; Planta de Azufre NOM 148, Reformadora, Caldera y Turbocompresor para Minatitlán; SCADA 47, y Aguas Amargas para Madero. Se propuso un plan de acción para incorporar mejores prácticas y se apoyó la integración de los entregables del paquete de acreditación, las líneas base de alcance y costo, y el control de cambios para la Conversión de Residuales de Salamanca. Se integró una propuesta de simplificación del SIDP para reducir el número de entregables del paquete de acreditación e integrarlos empleando una herramienta que mantenga la alineación con los objetivos de negocio y las prioridades del proyecto.

e. Se acordó con Recursos Humanos un programa de capacitación emergente para apoyar el cumplimiento de los programas de acreditación de proyectos en 2010. La Alta Dirección da seguimiento a la implantación y resultados de la estrategia con el Balanced Scorecard.



Es muy importante resaltar que los indicadores Solomon son preliminares, ya que los que consideramos como definitivos corresponden a los que resultan de los estudios bianuales realizados formalmente por la compañía HSB Solomon Associates, quien es la que tiene los derechos registrados de su metodología.

Periodo: Enero-Marzo 2010 **

1 95%

2 21%

3 38%

4 5%

1 95%

2 21% mín 64 67

3 38% máx 69 68

4 5%

20 12%

7 35%

8 91%

9 40% na (1) 0.1611 na 6.9% Sobresaliente

12 9%

14 33%

15 22%

18 10%

19 10%

16 16% 15 19

20 12% 18 21

16 16.0% 8 20

20 12.0% 25 26

Utilización de la capacidad de coquización

% 17 2 21% 85.8 na 85.8 na 0.0 Aceptable

Índice 5 21 56% 0 0

1 0.24

5 25%

6 10%

Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% 18 13 10% 76.4 76.3 80.0 0.1 -3.6

7 35%

8 91%

9 40%

10 25%

12 9%

Ductos % ductos 20 61.5 >=59 >=59 2.5 2.5 Sobresaliente

Buquetanque % B/T 20 29.6 >=33 >=33 -3.4 -3.4 Insuficiente

Autotanque % A/T 20 6.9 <=7 <=7 0.1 0.1 Aceptable

Carrotanque % C/T 20 1.9 >=1 >=1 0.9 0.9 Aceptable

Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

Días 20 10 25% 2.8 na 2.2 na 27.3% Sobresaliente

Días de autonomía de Pemex Premium en terminales


Días de autonomía de diesel en terminales


Días de autonomía de crudo en refinerías

Días 20 11 19% 5.6 7.0 7.0 -20.0% -20.0% Insuficiente

Modernización de la flotilla de reparto local

% 20 8 91% 91 100 91 -9.0 0.0 Aceptable

Avance en modernización de Sistemas de medición a/

% 21 22 20% na 28.0 na na na

SIMCOT 22.0 - 12.0 na 10 Sobresaliente

SCADA 25.9 - 26.0 na -0.1 Insuficiente

Emisiones de SOx t/Mt 5 21 56% 3.7 3.7 4.20 -1.1% 11.0% Sobresaliente

NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo** Cifras preliminares.(a) En proceso de revisiónLa desviación respecto a la meta que se muestra en los indicadores cuyas unidades son porcentajes, es absoluta.Con base en las metas establecidas por la SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera Sobresaliente.(1) Cambió la medodología de cálculo


Pemex Refinación

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas

% de Avance de cada

acción (a)

Valor del indicador

(1)

Meta Original

PEO Anual (2)

Meta Autorizada

PEO ene-mar (3)

Desviación(*)

(1) vs (2)Desviación(*)

(1) vs (3)

Proceso de crudo Mbd 1 y 6 1,259.4

mín 1,295

-11.4% -5.2% Insuficiente

máx 1,422 1,328

1,380

Insuficiente

Costo de transporte $/t-km 2 0.1500

Rendimientos de destilados del crudo ( gasolina, diesel y turbosina)

% 1, 6 y 17 63.6 -5.4 -4.4

Productividad laboral en refinerías

PE/100KEDC 3 222.8 221.9

Gasolina UBA producida /gasolina total producida

% 4 21.4 3.4

-2.8

208.0 -0.4% -7.1% Insuficiente

0.4 Sobresaliente

-3.8 Aceptable

Índice de Intensidad Energética

Índice 18 129.6 126

Índice de frecuencia de accidentes

0.25 75.0% -4.2% Insuficiente

Diesel UBA producido/diesel total producido

% 4 22.2

Participación de los diferentes medios de transporte

20

126 -2.9% -2.9% Insuficiente

Insuficiente


Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Índice de intensidad energética

Causas de desviación:

Inestabilidades operativas de plantas (paros no programados).

Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales, así como por cumplimiento al programa de reparación y rehabilitación de calderas y turbogeneradores.

Crudo Maya fuera de especificación (alto contenido de sal y metales pesados), que causa inestabilidad en los procesos y afecta la confiabilidad de los equipos, rendimientos de productos de mayor valor agregado y programas de producción. Daña y aumenta el consumo de catalizadores, disminuye la transferencia de calor en los equipos, entre otros aspectos.

Acciones correctivas o de mejora (5. Uso eficiente de energía): Con la estabilización de las plantas en el SNR, incremento en la confiabilidad del área de Fuerza y Servicios Principales, soportados en Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR), y con la conclusión de proyectos de ahorro de energía durante el año, lo cual depende de suficiencia presupuestal asignada, mejorará el indicador.

Utilización de la capacidad de destilación equivalente.


Inestabilidades operativas de plantas (paros no programados).

A continuación se citan los principales paros no programados que se tuvieron en el SNR durante el período de evaluación:

Cadereyta: Catalítica FCC-1, Reformadora de Naftas U-500-1 e Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-1. Madero: planta Combinada # 3 BA, Coquizadora y Primaria #5. Salamanca: Hidrodesulfuradora de Residuales U-10, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios #2 U-8, Hidrodesulfuradora de Gasolina HDS-2 y Reformadora RR2.


Salina Cruz: Primaria 1, Planta Catalítica FCC-1, Reductora de Viscosidad e Hidrodesulfuradora de Gasolina U-400-1. Tula: Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Gasóleos # 2 (Ex HDR) y afectaciones por fallas de suministro de energía eléctrica.

Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales, así como por cumplimiento al programa de reparación y rehabilitación de calderas y turbogeneradores.

Crudo Maya fuera de especificación (alto contenido de sal y metales pesados), que causa inestabilidad en los procesos y afecta la confiabilidad de los equipos, rendimientos de productos de mayor valor agregado y programas de producción. Daña y aumenta el consumo de catalizadores, disminuye la transferencia de calor en los equipos, entre otros aspectos.

Acciones correctivas o de mejora (13. Mantenimiento de refinerías):

Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) del cual deriva, entre otros, la minimización de los cuellos de botella de diseño, mejoramiento de la operación de las instalaciones, el cumplimiento a los programas de rehabilitaciones y adquisición de refaccionamiento; lo anterior para incrementar la confiabilidad de las instalaciones del SNR.

Asegurar los recursos presupuestales plurianuales con apoyo de la Subdirección de Planeación y la SUFA, para disponer de los mismos con suficiencia y oportunidad para llevar a cabo los programas anuales y atender rezagos de años anteriores y poder realizar las reparaciones de las instalaciones distribuidas a lo largo de todo el año.

Productividad laboral en refinerías.

Causas de desviación y acciones correctivas de mejora: iguales a las de utilización de la capacidad de destilación equivalente

Rendimiento de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina).


Baja calidad del crudo suministrado al SNR.

Inestabilidades operativas de plantas (paros no programados) y fallas de

servicios auxiliares.


Baja utilización de la coquizadora de Madero.

Cabe señalar que la incorporación de crudo pesado del Activo Ku-

Maloob-Zaap (13° API) al crudo Maya ha ocasionado el incremento de la

densidad (reducción de densidad °API) y viscosidad del crudo que se

entrega a Pemex Refinación.

La viscosidad promedio del crudo maya recibido por Pemex Refinación

se ha incrementado de 363 SSU registrados en 2007 a 442 SSU durante

el primer bimestre de 2010 (PMI indica una viscosidad máxima de 321

SSU para el crudo Maya de exportación).

Acciones correctivas o de mejora (Optimización de la dieta de crudo del SNR):

Continuar con las gestiones correspondientes para que se cumpla con la calidad del crudo de acuerdo al contrato con PEP, en cantidad, calidad y oportunidad. Asimismo, considerar la incorporación de crudos de importación a la dieta del SNR.

Buscar mejorar la confiabilidad operativa de los procesos complementarios corrientes abajo para mejorar rendimientos de destilados. Incrementar los rendimientos de las plantas reparadas.

Proceso de crudo


- Paros no programados:

Cadereyta: Catalítica FCC-1, Reformadora de Naftas U-500-1 e Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-1. Madero: planta Combinada # 3 BA, Coquizadora y Primaria #5. Salamanca: Hidrodesulfuradora de Residuales U-10, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios #2 U-8, Hidrodesulfuradora de Gasolina HDS-2 y Reformadora RR2. Salina Cruz: Primaria 1, Planta Catalítica FCC-1, Reductora de Viscosidad e Hidrodesulfuradora de Gasolina U-400-1.


Tula: Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Gasóleos # 2 (Ex HDR) y afectaciones por fallas de suministro de energía eléctrica.

- Crudo Maya fuera de especificación (alto contenido de sal y metales pesados), que causa inestabilidad en los procesos y afecta la confiabilidad de los equipos, rendimientos de productos de mayor valor agregado y programas de producción. Daña y aumenta el consumo de catalizadores, disminuye la transferencia de calor en los equipos, entre otros aspectos.

- Retraso en la entrada en las plantas de la reconfiguración de la refinería de Minatitlán.

Acciones correctivas o de mejora (1. Reconfiguración de refinerías, 13. Mantenimiento de refinerías):

Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) del cual deriva, entre otros, la minimización de los cuellos de botella de diseño, mejoramiento de la operación de las instalaciones, el cumplimiento a los programas de rehabilitaciones y adquisición de refaccionamiento; lo anterior para incrementar la confiabilidad de las instalaciones del SNR.

Asimismo, reforzar las actividades de la reconfiguración de Minatitlán.

Días de autonomía de crudo en refinerías.


El recibo de crudo en el SNR respecto al proceso, solo fue superior en

0.86%

Acciones correctivas o de mejora (11. Almacenamiento de petróleo crudo):

Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) centrado en confiabilidad de tanques de almacenamiento a efecto de incrementar la capacidad de almacenamiento de crudo.

Utilización por medio de transporte (Buquetanque)

Causas de desviación: La desviación en 3.4 puntos porcentuales del transporte por buque realizado respecto a la meta establecida, es debido a:

Mantenimiento de plantas en la refinería de Salina Cruz Baja disponibilidad de productos terminados en la refinería de Madero


Mantenimiento programado y fuera de programa a embarcaciones. Flete muerto en el litoral del Pacífico por baja disponibilidad de

productos terminados en la refinería. Condiciones meteorológicas adversas Reducción en el requerimiento de trasporte de diluente y gasóleo de

vacío en el litoral del Golfo.

Acciones correctivas o de mejora: Se estableció un programa de mantenimiento a buques centrado en la confiabilidad y se da continuidad al Programa de Modernización del transporte marítimo, a fin de mejorar la confiabilidad y disponibilidad de la flota petrolera.

Pemex Refinación busca maximizar el movimiento de productos por los medios de transporte más económicos, sin embargo la logística se ve afectada en ocasiones por factores externos como el mal tiempo, precios y la demanda de productos.

Avance en modernización de sistemas de medición (SCADA)


Retraso del contrato para el “integrador del SCADA para 7 poliductos”, derivado de la falta de suministro eléctrico en instalaciones por parte de CFE y por las desviaciones presentadas en los programas de ejecución de las tomas de proceso en instalaciones del derecho de vía de los sistemas de transporte.

Retraso del contrato para la adecuación y construcción de Centros de Control (SCADA 7 poliductos), derivado de la insuficiencia de espacios de trabajo para reubicar al personal que actualmente labora en el piso 3 de la Torre Ejecutiva.

Acciones correctivas o de mejora (22 Automatización y control de procesos, SCADA)

Reforzar las acciones de seguimiento y control del SCADA 7, dirigido a subsanar las causas del retraso.

Índice de frecuencia de accidentes


A partir de 2005 el indicador de accidentabilidad, ha descendido y se mantiene a niveles internacionales, tal como se observa en las gráficas siguientes:


Al mes de marzo de 2010 el índice de frecuencia fue de 0.25, con 7 lesiones

incapacitantes (4 en la Subdirección Producción, 2 en la Subdirección de Distribución y 1 en la de Almacenamiento y Reparto).

Acciones correctivas o de mejora (21 Implantación del Sistema Pemex SSPA)

Los Centros de Trabajo se encuentran en proceso de elaboración de los Análisis Causa Raíz correspondientes y deberán realizar su difusión a las áreas de seguridad para evitar su recurrencia.


Margen variable de refinación

Causas de desviación: n/a

Acciones correctivas o de mejora: n/a Durante el primer trimestre de 2010, el Sistema Nacional de Refinación registró un margen variable de -1.01 dólares por barril, 4.57 dólares inferior al obtenido en igual periodo de 2009, lo anterior derivado por un lado de la caída de los márgenes internacionales, que significó -3.45 dólares por barril entre ambos periodos de comparación, y por otro a problemas operacionales ocurridos en el SNR durante los tres primeros meses de 2010 y que representaron una contribución negativa por volumen de 1.12 dólares por unidad de crudo procesado en relación al año anterior.


3.C Pemex Gas y Petroquímica Básica


2. Desarrollar el proyecto de ampliación y confiabilidad operativa del CPG Poza Rica

Ampliación operativa

Las actividades para la construcción de la planta criogénica de 200 MMpcd, se describen a continuación: El proyecto de construcción de la planta criogénica acusa un avance físico de 21.9%, en base a las siguientes actividades relevantes:

El desarrollo de la ingeniería básica y de detalle registraron avances del 99% y 37%, respectivamente. El 1% restante de la ingeniería básica corresponde a la integración de los libros de proyecto, actividad que actualmente se lleva a cabo.

En la fase de procura, se recibieron en instalaciones del fabricante los materiales para la fabricación de módulos.

En la fase de construcción se realizan las siguientes actividades:

Las plataformas de operación registran un avance del 60%. La construcción de pilas y fabricación de marcos para el rack principal,

cimentaciones de la subestación 15 y desmantelamiento de tuberías que están fuera de operación y que interfieren en la construcción de la subestación 13.

Confiabilidad operativa

Respecto a la confiabilidad operativa del CPG Poza Rica, el proyecto contempla la modernización de las instalaciones actuales, incorporando nuevas tecnologías a las plantas existentes: endulzadora de gas, recuperación de licuables, servicios auxiliares, infraestructura complementaria y fraccionamiento.

Sistema de contraincendio

El proyecto para la modernización del sistema contraincendio, se encuentra programado a realizarse a partir del año 2011. Se continúa con la revisión y actualización de las bases técnicas.

Sistema eléctrico


Se realizó la reubicación de la trayectoria de la línea 63060 de 69KV de alimentación de energía eléctrica a la central de almacenamiento y bombeo de PEP y Refinación debido a la construcción de la nueva planta criogénica; esta actividad se encuentra al 100%

Calderas y turbogeneradores

a) Rehabilitación y Repotenciación de la caldera BW-4. La caldera esta en operación desde agosto del 2009, quedando concluida esta actividad de la iniciativa.

b) Rehabilitación y Repotenciación de las calderas BW-1.- Se iniciaron los trabajos de rehabilitación en noviembre de 2009. Se observa un avance físico al primer trimestre del 2010 de 50% para esta actividad.

c) Rehabilitación del turbogenerador TG-6.- Los trabajos de rehabilitación iniciaron en junio del 2009. Al primer trimestre se observa un avance físico del 95% para esta actividad. Durante este periodo se realizaron pruebas preliminares para la recepción y puesta en marcha del equipo.

d) Equipo de bombeo: Se suministraron nueve equipos los cuales fueron inspeccionados y recibidos, actualmente se encuentran operando. Esta actividad se da por concluida.

Gestión para la adquisición de nuevos equipos:

a) Sistemas de transferencia de custodia.- Se cuenta con las bases técnicas y se gestionarán recursos para esta actividad. Derivado de ajustes presupuestales a los renglones de inversión, esta actividad será considerada en otro proyecto de inversión para el CPG Poza Rica.

b) Sistemas de detección de humo, gas y fuego.- Se cuenta con las bases técnicas y se gestionará suficiencia presupuestal para el desarrollo de este proyecto.

La iniciativa que comprende a los sistemas de transferencia de custodia mencionado anteriormente, será desarrollada mediante futuros proyectos de inversión, por lo que han quedando actualmente fuera del alcance del proyecto de Confiabilidad para el CPG Poza Rica.

El avance al primer trimestre de 2010 es de 21%.


3. Incrementar la producción de líquidos en planta criogénica e instalar sección de fraccionamiento en el CPG Arenque

Esta acción consiste en ampliar la capacidad de procesamiento de la sección de fraccionamiento en 5 Mbd. Originalmente esta acción estaba prevista para iniciar en 2009 y terminar en 2011. Sin embargo de acuerdo al escenario 10.308 de oferta de hidrocarburos de PEP, Pemex Gas ha considerado nuevas fechas para los incrementos de capacidad de las plantas actuales. Por lo anterior, PGPB propone a la SENER suspender los reportes de avance de esta iniciativa, hasta que se reinicien las actividades del proyecto de ampliación del CPG Arenque, lo cual se estima para 2013.

4. Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex Este proyecto considera la construcción de una planta de cogeneración de energía eléctrica de 300 MW en el CPG Nuevo Pemex y tiene fecha estimada de término en octubre 2012. La construcción de la planta considera un plazo de 36 meses a partir de la firma del contrato para el desarrollo de las instalaciones y el sistema de transmisión. La duración del contrato de servicios es por 20 años a partir de la entrada en operación. Dentro de las actividades realizadas destacan:

Los trabajos en sitio registran los avances siguientes al 31 de marzo de 2010:

Despalme predio central…..………………………………………….. 100%

Levantamiento topográfico de la Central……………………………. 100%

Estudios geotécnicos de la Central………………………………….. 100%

Levantamiento topográfico del camino de acceso…………………. 100%

Estudios geotécnicos del camino de acceso……………………….. 100%

Despalme camino de acceso……………………………………… 80%

Actividades de cimentación con pilas del Recuperador de Calor y Chimenea U1 y U2 en el área de Tren de Fuerza…………………

8.22%

Se han desalojado 38,878 m3 de materiales producto del desmonte y despalme del terreno y 8,818 m3 del camino de acceso.


Al primer trimestre de 2010 se tiene un avance del 13.3%. De este, 12% corresponde a los trabajos de la elaboración de la licitación pública y la gestión de asignación de contrato y 1.3% a la construcción.

El avance al primer trimestre de 2010 es de 13%

5. Integrar nuevas estaciones de compresión al Sistema Nacional de Gasoductos: Chávez, y Cabrito y repotenciación de Santa Catarina

La Estación de Compresión Chávez presenta un avance de 96%, por lo que se iniciaron las pruebas de arranque. Para el caso de los proyectos de Santa Catarina y El Cabrito debido a que CFE retrasó la entrada en operación de la central de ciclo combinado Norte II, de 2012 al 2013. Estos, reiniciarán la etapa de concurso en 2011 y se estima que concluyan en 2013. La Estación de Compresión El Cabrito, concluyó en 2008 las bases de concurso de Ingeniería Proyecto y Construcción (IPC). En 2009, se elaboró la documentación técnica para definir el área de construcción y para 2010 se cuenta con recursos para realizar únicamente la ingeniería. El avance de 10% se mantiene sin cambio desde el 2009. El proyecto de la Estación Santa Catarina mantiene un avance de 1%.


Integrar nuevas estaciones de compresión al Sistema Nacional de Gasoductos: Emiliano Zapata, Chávez, y Cabrito y repotenciación de Santa Catarina

Avance real %

Construcción de la estación de compresión Emiliano Zapata 100.0

Construcción de la estación de compresión Chávez 96.0

Construcción de la estación de compresión Cabrito 10.0

Repotenciación de Santa Catarina 1.0

Avance Global=(Sumatoria de % proyectos(i)*100/400 51.8

El avance al primer trimestre de 2010 es de 52%

6. Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y El Durazno (Guanajuato)

El libramiento de Jalapa cuenta con tubería en sitio y con 99% de las aprobaciones para el uso de los derechos de vía. Actualmente se está formalizando el convenio de ampliación de tiempo (D3), por suspensión de acceso al derecho de vías por parte de propietarios. El avance a marzo de 2010 es de 45.4%. La construcción del libramiento de Morelia tiene un avance de 92%, sin embargo, la obra la va a concluir un nuevo proveedor debido a que se rescindió el contrato al contratista original. Durante el segundo trimestre de 2009, se integraron las bases técnicas para realizar una nueva licitación para la conclusión del libramiento. Se inició el proceso de licitación y el fallo está programado para el 30 de abril de 2010.

Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y El Durazno (Guanajuato)

Avance real %

Construcción Libramiento de Jalapa (proyecto integral) 87

Construcción Libramiento Morelia 92.0

Construcción Libramiento el Durazno 100.0

Avance Global % avance=(279/300)*100=93 93



7. Mantenimiento integral al gasoducto 24” Reynosa –Chihuahua

Al 31 de diciembre se terminaron las corridas de inspección con el diablo instrumentado; de un total de 352 km, correspondientes a la fase II; misma que presenta un avance del 100%. Se realizó el cierre administrativo del contrato. El avance global de las tres fases, al primer trimestre de 2010, es de un 53%; mismo que se mantendrá hasta que inicien los trabajos del contrato correspondiente a la fase III. La fase III, que corresponde a la corrección de anomalías detectadas en las corridas de diablo instrumentados. Se estima iniciar en el último trimestre de 2010; para lo cual se gestiona la plurianualidad correspondiente, por lo que se modifica el tiempo de ejecución. Este proyecto, inició en enero de 2008 y tiene fecha estimada de término diciembre de 2012. El avance al primer trimestre de 2010 es de 53%.

10. Desarrollar el esquema comercial de gas LP ante el nuevo entorno regulatorio

Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano El 27 de febrero de 2009 se entregó a la CRE una nueva versión de Lineamientos Operativos sobre Condiciones Financieras y Suspensión de Entregas (LOCSFE), documento que describe las condiciones relativas a pagos, garantías, líneas de crédito que se otorgarán a los clientes y que forman parte integral de los TYCVPM. Aún no se han recibido comentarios sobre los mismos. La CRE en diciembre de 2009 solicitó un documento con las justificaciones de los plazos, ajustes comerciales y tolerancias operativas establecidas en la propuesta de TYCVPM, lo anterior para ser integrado en la Manifestación de Impacto Regulatorio para la COFEMER. El 26 de marzo de 2010, la CRE entregó a la COFEMER el proyecto de los Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano (TYCVPM), dando inicio al plazo de consulta pública. Directiva de Precios La CRE notificó la RES/001/2009 estableciendo que la Directiva quedaba sin efectos a partir del 9 de enero de 2009 y hasta el 31 de diciembre del mismo año. A través del oficio SE/UPE/870/2009 de fecha 27 de abril de 2009 y en respuesta a la consulta realizada por Pemex Gas, la CRE manifestó que subsistían


obligaciones de entrega de información. El 27 de mayo de 2009 mediante oficio OAG/GJGPB/736/2009 se envío a la CRE un programa de cumplimiento a las obligaciones pendientes. La dependencia ha informado su intención de responder la solicitud en los primeros meses de 2010. El 22 de septiembre de 2009 se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el nuevo Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; en éste se modifica el concepto de venta de primera mano, por lo que la CRE deberá emitir modificaciones a la Directiva de Precios suspendida, que incluya producto de importación. Se elaboró la propuesta de modelos de tarifas de terminales de Gas Licuado formalizando la entrega de la misma a la CRE mediante oficio OAG/GJGPB/730/2009 de fecha 26 de mayo 2009; está pendiente recibir una respuesta por parte de la Comisión. Sin embargo, el 17 de noviembre la CRE publicó en Diario Oficial de la Federación la RES/250/2009, la cual establece un nuevo plazo y requerimientos adicionales para la entrega de los modelos tarifarios; así como de Condiciones Generales de Servicio de Plantas de Suministro. Como lo señala la última resolución RES/081/2010 emitida por la CRE el 31 de marzo de 2010, la Directiva para el cálculo de precios continua sin efectos. Por lo que no se presentan avances en el periodo de análisis. El avance al primer trimestre de 2010 es de 76%.

11. Diversificar el portafolio comercial de importación/exportación de gas natural

Esta acción se dirige a ampliar la cartera de clientes y proveedores de Pemex Gas en los Estados Unidos y así como lograr una mayor flexibilidad en las operaciones de comercio exterior.

Con la Comisión Federal de Electricidad se cerraron contratos de largo plazo para el invierno (enero – marzo 2010), con descuentos de 0.1530 US$/MM Btu sobre los índices mensuales de Permian y Tennessee.

Para las importaciones logísticas, se cerraron contratos de largo plazo para el invierno (enero – marzo 2010), con un descuento ponderado de 0.2875 US$/MM Btu sobre los índices mensuales de Permian y Tennessee.

El proyecto de optimización con Total Gas & Power North America (Total) tiene como principal objetivo optimizar la capacidad de transporte y de almacenamiento, que MGI tiene contratada en EUA, al reducir los costos fijos relativos a la reserva de capacidad. En forma adicional se pretende tener un entrenamiento comercial de dos funcionarios de PGPB, en las oficinas de Total en Houston, TX. por un periodo de dos años.


Se firmó un nuevo contrato de almacenamiento con Total que con el nombre de “Natural Gas Storage Services Agreement” con fecha de vigencia del 1 de diciembre de 2009 al 31 de marzo de 2011, donde MGI no participa en ninguna pérdida o ganancia. De esta manera, se evita establecer residencia por parte de MGI en EUA y estar sujeto a impuestos sobre las operaciones comerciales.

Se presenta a continuación el estatus de los documentos relacionados al proyecto con Total:

1. Contrato de Optimización. La optimización de la capacidad en los

gasoductos intraestatales (dentro de un solo estado) se realizará a través del contrato de compra-venta North American Energy Standard Board (NAESB). Para el caso de los gasoductos interestatales (cruza más de un estado), se negocia un Asset Management Agreement.

2. Contrato de Colaboración. Establece los términos, condiciones y obligaciones bajo los cuales se llevará a cabo el entrenamiento del personal comisionado de PGPB en Houston. El contrato se encuentra en revisión en el departamento jurídico de PGPB.

3. Visas. El 25 de noviembre de 2009, Total inició el trámite de visas tipo H3 (Professional Training Program) y el 15 de febrero llegaron los documentos con la visa pre-aprobada. El siguiente paso es tener una entrevista en la Embajada de EUA para obtener las visas en forma definitiva.

El objetivo es que el personal de PGPB inicie el entrenamiento en Houston en junio de 2010. Se acordó, que Total visite nuestras oficinas para iniciar el proyecto durante el mes de abril de 2010. La capacidad contratada de almacenamiento le ha brindado a PGPB mayor flexibilidad para enfrentar las operaciones no programadas. En diciembre de 2009, se envió una nueva propuesta, con el fin de tener un nuevo contrato de swap con una estructura de precios, que le permite a PGPB manejar el servicio en las bases firmes tanto en Bidweek como en Aftermarket1.


13. Mejorar las aplicaciones de Tecnologías de Información para la comercialización de gas natural y gas LP

A continuación se informa el avance de las actividades relacionadas:

1 Aftermarket.-Es la negociación de compra-venta de gas posterior al cierre de mercado.


VIN 003/2006 Registro financiero de las penalizaciones económicas a contratistas: Esta iniciativa continúa pendiente ya que el área de egresos está revisando la factibilidad y priorización de pendientes antes de continuar con ésta dados los cambios estructurales en la organización, las modificaciones a la normatividad y la estabilización de la recepción de factura electrónica. No se registran avances en el periodo. El periodo de estabilización del proyecto de recepción de factura electrónica se amplía al primer trimestre del 2010. Se retomará el inicio de actividades el segundo trimestre del 2010.

Visualización e integración de procesos, para el seguimiento a la operación logística y de distribución de gases licuados y petroquímicos básicos: En el mes de febrero reiniciaron las actividades para mapeo de información operativa que reside en los sistemas de producción. Se tiene un avance al primer trimestre de 2010 del 50%.

Implementación del módulo Profitability Casting Management (PCM)

para obtener un costeo de los procesos en SAP, con el propósito de realizar análisis de rentabilidad. De acuerdo al programa de trabajo, este modulo se encuentra actualmente en la fase de realización, con un avance del 100% al primer trimestre de 2010.

Ventas de Primera Mano de gas natural, para el cumplimiento al marco regulatorio de ventas de gas natural: Se reiniciaron los desarrollos que estaban pendientes durante el mes de febrero de 2010. Avance al primer trimestre de 2010: 80%.

Icono F – Pago centralizado y tesorería, para la incorporación de controles operativos financieros: Avance 100% terminado y operando a partir del 1° de junio de 2009.


14. Modernizar redes contra incendio en los CPG Nuevo Pemex y Cd. Pemex

La red contra incendio de Nuevo Pemex presenta un avance físico al primer trimestre de 2010 de 83.0 %, con el siguiente desglose de actividades relevantes efectuadas:

El montaje de tuberías por áreas registraron los siguientes avances:

Cabezales principales: 84%.

Sistemas de aspersión en la planta de líquidos 3: 99%.

Patines de medición: 65%.


Tratamiento de efluentes: 95%.

Esferas de almacenamiento TE 1406 y 1401: 90% y 75%, respectivamente.

La red contra incendio de Ciudad Pemex muestra un avance físico al primer trimestre de 2010 de 75.1 %, con el siguiente desglose de actividades relevantes efectuadas:

En los cabezales principales se registró un avance del 56%.

Los avances registrados en el área de la planta criogénica 1 y servicios auxiliares 2, son de 87% y 77%, respectivamente.

Se continúan los trabajos de aplicación de soldadura en juntas horizontales del segundo y tercer anillo lado exterior del tanque de almacenamiento de agua.

Por su parte, la construcción de la subestación de servicios auxiliares 1 y de la que se localiza en la bocatoma “El Bayo”, tienen avances del 90% y 32%, respectivamente.

Estos proyectos iniciaron en enero de 2008 y se estima concluyan en diciembre de 2010.


15. Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex Con respecto a los sistemas de desfogue del CPG Ciudad Pemex, se tiene un avance físico al primer trimestre de 2010 del proyecto de 40.6 %, con el siguiente desglose de actividades relevantes realizadas:

Se terminó el tendido y compactación de arcilla para la formación de terraplén en área de equipos y mochetas para el quemador L-303.

Se efectúo montaje de 11 de 48 marcos del rack de tuberías norte al quemador L-301.

Asimismo, se registró un avance del 80% en las cimentaciones para soportes de tuberías y equipos del quemador TC-3101 y quemador temporal.

Este proyecto inició en enero de 2008 y se estima concluirlo en diciembre de 2010.



16. Realizar el proyecto de seguridad física en las instalaciones de los centros procesadores de gas

Durante los meses de enero y febrero de 2010 se integraron propuestas de mejora, para la operación de los convenios de colaboración en materia de seguridad física que celebra PEMEX con la Secretaría de la Defensa Nacional y la Secretaría de Marina Armada de México, con vigencia para el año 2010.

Durante los meses de febrero y marzo de 2010, se efectuó el desarrollo de material didáctico y preparó la logística para la campaña “manejo defensivo” dirigida a todo el personal de la Subdirección de Producción, a difundirse durante los meses de mayo y junio del 2010.

Se tienen autorizados y programados para el año 2010, cuatro cursos de formación capacitación para homologar los conocimientos del personal de vigilancia adscrito a los nueve CPG’s del organismo, estos iniciarán en el mes de mayo.

Este proyecto, inició en enero de 2008 y tiene fecha estimada de término diciembre 2010.


18. Consolidar el uso de la metodología Front End Loading (FEL) para proyectos de inversión.

El 24 de febrero de 2009, el Grupo Directivo del Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP), autorizó la versión “0” (cero) del manual del sistema y en junio 18 de ese mismo año la primera revisión o versión 1. Dicho manual constituye el modelo y la estructura de gobernabilidad requerida que permitió instrumentar de manera formal el uso de la metodología FEL en el proceso de maduración de los proyectos de inversión de Petróleos Mexicanos. En este contexto, todos aquellos proyectos orientados a incrementar la capacidad de proceso y transporte del Organismo, así como a mejorar estas operaciones, deberán de ajustarse cabalmente a lo establecido en el citado manual. Para lo anterior, la Subdirección de Planeación de Pemex Gas está asesorando a las líneas de negocio, para que estos proyectos cumplan con las disposiciones y los entregables establecidos en el manual del SIDP durante el proceso de acreditación de cada una de las etapas FEL. No obstante, en el 2009 el Grupo de Trabajo de Inversión acreditó dos proyectos y para el 2010 se tiene previsto que ocho proyectos se analicen y acrediten, en alguna de las etapas FEL, bajo esta metodología.



19. Reducir costos de suministro de bienes y servicios

Sistematización de los procedimientos de contratación

Respecto al “Módulo de Condiciones Generales de Contratación”, establecido en el Sistema Integral de Información de Adquisiciones y Obras Públicas, al primer trimestre del año el avance de esta acción se mantiene en 40%, por lo que continúa en fase de prueba y su entrada en operación se encuentra pendiente. Asimismo, se cuenta con un escenario que permite contratar o adquirir directamente con el fabricante, dueño de la tecnología o quién posea los derechos exclusivos de los bienes o servicios requeridos por Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Al 31 de marzo de 2010 se tienen 89 convenios de habilitación para contar con los catálogos electrónicos pactados de estos proveedores (denominados primarios).

El avance global de esta acción al primer trimestre 2010 continua en 80%.

Adicionalmente, y con objeto de implementar un mecanismo de colaboración y relación con los clientes internos, se consideraron las siguientes actividades para el año 2010:

Capacitación Bajo Demanda en materia de Contratación. Para 2010 se prevé llevar a cabo un nuevo esquema de capacitación a través del sistema de “Módulos de Capacitación Bajo Demanda en materia de Contratación”, el cual contempla 4 módulos sobre aspectos básicos en la materia: I) “MRR y CGC’s”, II) “Cursos técnicos”, III) “Talleres” y IV) “Programas anuales e Informes técnicos”, destinados a los niveles de Especialistas y Expertos.

Esta nueva estrategia proporcionará a las Líneas de Negocio capacitación eficiente y oportuna en materia de contratación, mediante un esquema de coparticipación en el que se brinden los servicios sobre demanda, con ello se pretende fortalecer áreas y conocimientos específicos, en tiempos, y formatos elegidos por los requirentes. El nuevo proceso de capacitación está previsto desarrollarse entre los meses de marzo y septiembre del presente año. Al primer trimestre de 2010 el avance se sitúa en 15%.

Evaluación de los Convenios de Colaboración. Como se previó en los propios Convenios de Colaboración, establecidos con las principales líneas de negocio del Organismo (recientemente revisados), durante el mes de


marzo se prepararon las evaluaciones correspondientes a 2009 en una versión especial anual que se les remitirá en el mes de abril. Esta versión del ejercicio 2009 contempla resultados en materia de contratación tanto en lo referente a adquisiciones, como a obra pública, para lo cual se cuenta con información detallada y de calidad para la toma de decisiones, lo que permitirá mejorar el nivel de colaboración entre las partes convenidas. El modelo de evaluación de los convenios de colaboración tiene un avance del 15% al primer trimestre del año.

El modelo de evaluación de los convenios de colaboración utiliza parámetros de operación de los procesos de contratación, de requerimientos de información y de la atención de nuevos requerimientos que involucran a ambas partes, en términos de resultados y de operación.


20. Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO).

En la primera sesión del Comité de Control y Auditoría, celebrada el 25 de febrero del 2010, se informó del Proyecto de Plan de Trabajo que se presentó a la SFP, al cierre de 2009, en materia de Programa Cero Observaciones (PCO), con la aplicación de la metodología análisis causa-raíz, que se ha definido como la herramienta para estudiar la recurrencia de las observaciones de alto riesgo, sin costos adicionales para el organismo. En el Comité se acordó que se actualizaría el Plan con los datos definitivos de cierre del año y lo más importante, que el seguimiento de las acciones que se realicen en el año en materia de PCO, se informarán en cada sesión del Comité, incluyendo los rubros identificados como de mayor recurrencia, así como el comportamiento del indicador establecido por la Secretaría de la Función Pública, para las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal. Por lo anterior y toda vez que el PCO se integra como una acción permanente en la operación del Organismo, se considera atendida su implementación al 100%, y se informará de sus avances en el seno del Comité de Control y Auditoría.


21. Implementar el programa del ciclo de vida laboral.

Esta iniciativa se orienta a lograr que los trabajadores de confianza que ocupan puestos clave (niveles tabulares 39 y superiores), cuenten con conocimientos, habilidades y actitudes acordes al perfil de su puesto.

1. La fase I comprende contar con reportes comparativos puesto – trabajador (registrado en SAP) de los 512 trabajadores que ocupan puestos clave. A la fecha, se han evaluado 469 trabajadores cuyo promedio de grado de


cobertura del perfil de puesto es de 83%, el cual se encuentra alineado con la meta para este año que es de 80%.

2. Actualmente, se considera concluida la fase I con un avance del 100%, ya que mediante documento número ESRH-GPB-405-2009, de fecha 31 de diciembre de 2009, se entregaron los resultados de la fase I de la implantación del Ciclo de Vida Laboral, en la Subdirección de Producción de PGPB, la cual se encontraba pendiente.

Adicionalmente para el año 2010 se consideraron las siguientes actividades:

Como parte de la fase II de la iniciativa, se inició la planeación del proyecto para elaborar los cuadros de reemplazo por retiros inminentes, para trabajadores que ocupan puestos críticos en procesos sustantivos, identificando los trabajadores que tienen más de 29 años de antigüedad y más de 55 años de edad correspondientes a la Subdirecciones de Producción, Ductos y de Gas Licuado y Petroquímicos Básicos. La implementación de esta fase se tiene programada para 2010.

Durante los siguientes reportes trimestrales se considerará sólo el avance de la fase II.

En 2008, los departamentos de recursos humanos se integraron a la Dirección Corporativa de Administración, por lo que el avance de la iniciativa es corresponsabilidad de la Dirección Corporativa de Administración, como prestadora de servicios de Recursos Humanos y de Pemex Gas, como receptora de los servicios y patrocinador de la iniciativa.




Periodo: enero-marzo 2010

1 100% 99.9 min ---- 95 ------ -0.1%

2 21% max 100 Aceptable

19 80% 390 min 384 375 -4% 1%

20 100% max 408 384 Sobresaliente

21 100%

7 53%

8 100% 0.0 max 1 0.10 -1.0 0.0 Aceptable

9 100%

14 79%

16 50%

4 13% 14.0 min 17.2 11.7 -25% 9% Sobresaliente

10 76% max 18.7 12.9

11 98%

1 100%

2 21% 2.9 min 2.3 2.8 -4% -9% Aceptable

3 9% max 2.8 3.2

4 13%

19 80%

1 100%

2 21% 97.3 min 95.1 95.8 0.7% 0.7% Sobresaliente

3 9% max 96.6 96.6

5 52%

6 87%

7 53% 0.09 min 0.13 0.14 -0.36 -0.44 Sobresaliente

8 100% max 0.14 0.16

9 100%

13 90%

25 10 76% 3.33 min 2.08 3.20 42% -13% Aceptable

13 90% max 2.34 3.82

14 79%

Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames

MM$/mes 15 46% 0 max 0.1 0.0 -100% 0% Aceptable

4 13%

14 79% 5.4 min 5.0 5.0 -8% -5% Aceptable

max 5.9 5.7

5 52%

6 87% 83.0 min 85.1 81.0 -13% -3% Aceptable

7 53% max 94.9 85.9

8 100%

9 100%

13 90%

5 52%

6 87%

7 53% 462,160 515,160 462,160 -10% 0% Aceptable

8 100%

9 100%

13 90%

1 100%

2 21% 5,800 5,800 5,800 0% 0% Aceptable

3 9%

1 100% 85.4 min 87.2 77.0 0.0 0.1 Sobresaliente

2 21% max 88.1 77.7

3 9%

1 100%

2 21% ---- min 84 96 ------ ----- -----

max 88 98

19 80% 2.10 min 2.62 2.62 -24% -24% Sobresaliente

20 100% max 2.76 2.76

21 100%

4 13% 1,988 min 2,192 1,850 -13% -1% Aceptable

10 76% max 2,279 2,000

11 98%

1 100%

2 21% 31.2 Max 34 39 -8% -20% Aceptable

3 9%

1 100%

2 21% 0.84 min 0.8 0.8 -7% -7% Aceptable

3 9% max 0.9 0.9

4 13%

19 80%

1 100%

2 21% 42 min 40 40 -2% -2% Aceptable

3 9% max 43 43

4 13%

19 80%

1 100%

2 21% 36.7 min 32 33 8% 2% Sobresaliente

3 9% max 34 36

4 13%

19 80%

1 100%

2 21% 17.6 min 16 16 4% 4% Sobresaliente

3 9% max 17 17

4 13%

19 80%

1 100% ---- min 100 100 ---- ---- ----

2 21% max 120 104

3 9%

Inyección de gas natural de CPGs fuera

de norma en nitrógeno al SNG6 % 24 13 90% 32 Max 0 #DIV/0! Insuficiente

Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al

SNG6

% 24 13 90% 56 Max 0 #DIV/0! Insuficiente

* En base a las metas establecidas por SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso

que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por arriba del

meta máxima se considera sobresaliente

Comentarios:

Se señala que las metas de los indicadores presentan desviaciónes con respecto a los valores reales, debido

a la incertidumbre de los escenarios de la oferta en gas y condensados. Por lo anterior, las metas se deberán actualizar cada año.

Se señala que el porciento de avance de algunas iniciativas no presentará variaciones significativas en los periodos de evaluación trimestral,

ya que estan basados en proyectos de largo plazo a 10 años.

El porciento de avance en las acciones se actualizó a marzo de 2010.

Notas:

1.-A solicitud de SENER se sustituye el indicador capacidad criogénica utilizada por eficiencia en procesamiento de gas húmedo:Gas húmedo procesado/gas húmedo entregado

2.-El indicador relativo al costo de transporte diario de gas natural y gas LP corresponde al período enero-febrero, evaluados con la medologia autorizada por SENER en 2009

de acuerdo al oficio DGA500.015/2009. Esta metodológia considera la incorporación de tres nuevas cuentas de autoconsumo: una corresponde al gas combustible utilizado en

compresión, bombeo y mermás desfogues y venteos.

3.-Para el cálculo del indicador autoconsumo de gas en %, se utilizó la metodología autorizada en el Consejo de Adminastración de Pemex Gas

del 23 de marzo sesión 124. En la nueva metodología, se considera la energía consumida para el proceso del gas y condensado,

a diferencia de la anterior la cual consideraba otros consumos no relacionados con el proceso (consumo en planta NRU, consumos

en porteo de energía electrica y compresión de nitrógeno) .

4.-Estos indicadores se encuentran asociado a los proyectos de construcción de plantas criogénicas, se reportará con la entrada en operación de la nueva planta criogénica en el CPG Poza Rica

5.- El cálculo de este indicador considera la nueva metodología autorizada por el Consejo de Administración en la sesión 131 ordinaria del pasado 29 de marzo de 2010.

6.- Por acuerdo con SENER, se sustiruye el indicador de Inyecciones de gas fuera de norma por Inyecciones de gas natural de CPGs fuera de norma en Nitrógeno

al SNG y días de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en Nitrógeno al SNG

Autoconsumos de gas3 %

26

26

UpTime Sistema Nacional de Gasoductos

% 25

Producción de gasolinas por unidad procesada

Bd/MMpcd de carga

22

Costos de operación por CPG$/MMpc

producidos7

Emisiones de SO2 a la atmósferaKg de S02/Tn de

S° procesado


Pemex Gas y Petroquímica Básica



relacionadas

% de Avance de cada acción

Valor del indicador

(1)

Meta Original

PEO Anual (2)

Meta Autorizad

a PEO ene-mar

Desviación(*) (1) vs (2)

Desviación(*)

(1) vs (3)

Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en centros procesadores de

gas de PGPGB ( CPGs)1

%1

Productividad laboralMMBtue/plaza

ocupada3

Índice de frecuencia de accidentes Número 5

Margen por unidad de energía

comercializada5 $/MMBtue 7

Gastos de operación por energía producida

$/MMBtue 22

Recuperación de propano en CPG % 23

Índice de personal$/MMBtue

producidos3

Capacidad instalada de compresión HP 25

Capacidad instalada de recuperación de licuables

MMpcd 23

UpTime criogénicas % 23

Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en

proyectos de inversión4

% 1

Producción de gas seco por unidad procesada

MMpcd/MMpcd de carga

22

Producción de gas licuado por unidad procesada

Bdd/MMpcd de carga

22

Producción de etano por unidad procesada

Bd/MMpcd de carga

22

Costo promedio diario de transporte de gas seco2

23

Costo promedio diario de transporte de gas LP2

25

Costo real/Costo estimado de

proyectos4 % 2


Indicadores que dependen directamente del gas que entrega PEP

POT I 2010

1 100%

2 17% 78.7

3 9%

1 100%

MMpcd 23 2 17% 4,398

3 9%

1 100%

2 17% 3683

3 9%

1 100%

Producción de gas licuado 2 17% 185

3 9%

1 100%

2 17% 124

Producción de etano 3 9%

1 100%

Producción de gasolinas (naftas) 2 17% 77

3 9%

Capacidad criogénica Utilizada % 23



relacionadas

% de Avance de

cada acción (b)

Valor del indicador

Mbd 23

Mbd 23

Mbd 23

Producción de gas seco MMpcd 23

Gas húmedo procesado en Plantas Criogénicas


Causas de las desviaciones y acciones correctivas En esta sección se incluyen algunos detalles de indicadores que explican los resultados logrados: Indicadores Insuficientes. Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG

y días de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG

Estos indicadores calificaron como insuficientes, con respecto a la meta establecida por SENER de 0 %.

Para reducir el contenido de nitrógeno en el gas, PEP y PGGB en coordinación con la Dirección Corporativa de Operaciones han integrado un equipo de trabajo multidisciplinario. Dentro de las actividades relevantes destacan:

Acciones Responsable Descripción de avance

Procedimiento operativo para el control de la concentración del nitrógeno en el gas a proceso

PEP-PGPB/DCO

Este procedimiento permitirá controlar la variabilidad del gas entregado a ductos, acotando los límites máximos de composición del gas amargo entregado por las Regiones Marinas y la Región Sur a plantas. En octubre de 2009 se firmó el procedimiento y se encuentra operativo desde este año

Segregación de corrientes de gas amargo en el centro de distribución de gas marino (Atasta)

PEP

La segregación consiste en enviar el gas amargo con mayor contenido de nitrógeno al CPG Cd. Pemex maximizando el uso de la planta recuperadora de nitrógeno (NRU).La corriente con menor contenido de nitrógeno se enviará al CPG Nuevo Pemex que inyecta el gas al SNG. Fecha estimada de término en Agosto de 2010

Modificación a planta criogénica II Cd. Pemex y Regulación y mezclado de gas en Cactus PGPB

La modificación en la planta criogénica II del CPG Cd. Pemex,permitirá aprovechar al máximo la capacidad instalada de la NRU del CPG Cd. Pemex. Permitirá aprovechar al máximo la capacidad instalada de la NRU del CPG Cd. Pemex.La fase I que implica la rehabilitación de tres bypasses; permitirá incrementar el recibo del nitrógeno en el gas amargo del 12% vol al 14% vol; concluye en el IV trimestre 2010.

Re-inyección de gas amargo en la Región Sur (campo Jujo)

PEP

La inyección a pozos de 60 MMpcd de gas amargo (con mayor contenido de nitrógeno) permitirá controlar y mejorar la calidad del gas entregado a plantas de la Región Sur. En abril entró a operar un separador en, que forma parte de la reinyección, mismo que permite separar parcialmente el N2

Construcción de dos plantas recuperadoras de nitrógeno en la Región Sur (campos Cunduacán y Jujo)

PEP

Planta de Cunduacán lleva siete juntas de aclaraciones y para la planta de Jujo, se emiten bases técnicas en octubre 2009.


Fuente de información: Documento AOG/GJGPB/031/2010 de fecha 19 de enero, entregado a la CRE por medio de la oficina del Abogado General.

A continuación, se incluyen algunos detalles de indicadores que explican los resultados logrados a solicitud de la SENER: Costo promedio diario de transporte de gas LP

En el primer trimestre de 2010 el valor alcanzado por el indicador es 3.33$/Mb-Km, calificando como aceptable. En la evaluación se utilizó la metodología autorizada por SENER de acuerdo al oficio 500-DGA.015/2009, el cambio en las cifras se deriva de que en 2008, en el Estado de Resultados de la Subdirección de Ductos, dentro del rubro “Costo de Ventas”, se incorporaron tres cuentas específicas relacionadas con el registro contable de los autoconsumos de gas, esto permitió una mejor asociación de los costos que impactan directamente al transporte por ducto de gas natural y gas LP. Gasto de operación por energía producida

Causa de desviación. Para el periodo de análisis este indicador se ubico en 2.9 $/MMbtue, ligeramente por abajo del límite superior de la meta. Acción Correctiva o de mejora. Este indicador se vio afectado por la disminución de la oferta de condesados amargos de PEP, al cumplirse el 84 % del programa, por lo que PGPB continuará realizando mejoras en la programación operativa de corto plazo con PEP. Margen por unidad de energía equivalente

En la sesión 131 ordinaria del Consejo de Administración de Pemex Gas del 29 de marzo de 2010, se autorizó modificar la metodología de cálculo de este indicador. El cambio consiste en sustituir el denominador de energía equivalente producida por el de energía equivalente comercializada. La ficha técnica de este indicador se entregará en el siguiente reporte trimestral. Con esto, la meta anual de 2010 quedaría en un rango de 11.7-12.9, que corresponden al valor observado en 2009 y el POT I 2010. Para el primer trimestre de 2010, de acuerdo a la nueva metodología, el valor del indicador fue de 14.0.


Costo promedio diario de transporte de gas seco Este indicador varía en función del volumen transportado y del costo de ventas y costos de operación. Las variaciones observadas con respecto a su meta se explican a continuación:

Al mes de febrero de 2010, el costo de transporte diario de gas natural fue de 0.09 $/MMpcd, inferior en 25% respecto al costo de 0.12 $/MMpcd estimado con base en el POT 1.1 2010. Esta desviación se explica principalmente por el comportamiento del costo virtual de variación de inventarios y del gasto por servicios de telecomunicaciones y servicios médicos. El valor de cierre definitivo 2009 fue 0.18. Por esta razón, el rango máximo de la meta para 2010 se solicitó que sea 0.18, quedando autorizada por SENER en un rango de 0.14 a 0.16, como una propuesta de mayor reto. Nota: El análisis incluye los valores del indicador para enero y febrero de 2010, toda vez que los estados financieros y cifras operativas correspondientes a marzo, aún se encuentran en revisión. El valor definitivo se informará en el siguiente reporte trimestral al contarse con el cierre contable, a finales de mayo 2010.

Recuperación de propano en CPG

Este indicador se ubicó en el primer trimestre 2010, en un nivel de cumplimiento aceptable de 97.3%, por encima del valor máximo de la meta. No obstante, para incrementar la eficiencia en la recuperación de propano observada en 2009, PGPB continúa llevando a cabo el proyecto de modificación de la planta Criogénica II del CPG Cd. Pemex, para procesar gas húmedo dulce con alto contenido de N2, dado que se han visto afectadas sus condiciones operativas por el incremento del contenido de nitrógeno en el gas húmedo Marino. Autoconsumos de gas

El valor de autoconsumo reportado para el primer trimestre 2010 cerró en 5.4 de acuerdo al cambio de metodología de 2009, en la que se eliminan los consumos que no corresponden al proceso de gas:

a).Consumo de gas en planta NRU en Cd. Pemex

b).Consumo en generación eléctrica de porteo

c).Compresión de nitrógeno.


Al separar los consumos de gas combustible no asociado al proceso de gas y condensados, permitió que el indicador reflejara el consumo real, los otros consumos corresponden a los procesos de compresión de nitrógeno y porteo de energía eléctrica.

Volúmenes de autoconsumo enero-marzo 2010:

Producción de gas licuado

Referente a este indicador, cabe señalar que en el primer trimestre de 2010 se ubicó en 185 Mbd, 2% por abajo de la meta máxima. Al cumplirse la oferta programada de gas húmedo.

Porcentaje de desviación: Programa POT I contra Real Programa Real Variación

absoluta Variación

relativa (%) Gas Húmedo (MMpcd) 4,436 4,573 137 3 Adicionalmente, la entrada en operación de las plantas criogénicas 5 y 6 del CPG Burgos permitió que Pemex Gas, en 2009, suspendiera definitivamente la operación la planta de absorción (recuperadora de licuables) del CPG Reynosa que tenía una menor eficiencia que las plantas criogénicas. La variable que influye directamente en la producción de gas licuado es el recibo de condensados amargos en el sureste del país. En 2009, se procesaron 51.3 Mbd y en el primer trimestre de este año fueron 46.1 Mbd, esta disminución de 10 por ciento se compensa en parte con el incremento de la producción de gas licuado en el CPG Burgos. Producción de gas seco por unidad procesada

Este indicador está influido por la variación en el contenido de nitrógeno en el gas húmedo que se procesa en los complejos procesadores de gas (CPGs) del sureste del país. Esta variación se ha acentuado durante los últimos tres años. Para este indicador no existe un estándar Internacional, toda vez que depende de la calidad del gas a procesar.

ConsumosAutoconsumos de gas

( MMBtud)Proceso 229,697.2

Porteo de Energía 9,407.9

Compresión de nitrógeno 3,577.4

Total 242,682.5


Producción de gasolinas por unidad procesada

Las principales acciones que ayudaron a cumplir la meta fueron el incremento de la capacidad de recuperación de licuables, tales como la entrada en operación de las plantas criogénicas 5 y 6 de Burgos, no obstante que en el primer trimestre de 2010, se proceso un menor volumen de condensados amargos, que tienen mayor rendimiento de gasolina natural respecto a los condensados dulces. En el periodo de reporte el volumen de condensados totales fue de 46.1 Mbd, 1,327 barriles menos de la oferta programada.


3.D. Pemex Petroquímica (PPQ)


1. Implantación de la metodología FEL de IPA para la evaluación de proyectos estratégicos.

Dentro de la cartera de inversión de PPQ se tienen en ejecución los proyectos estratégicos “Ampliación de la capacidad de producción a 280 MTA de la planta de óxido de etileno (1ª etapa) en el Complejo Petroquímico Morelos y Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos I, en el CPQ Cangrejera”. La variación presupuestal que en conjunto presentan estos dos proyectos corresponde a la variación del indicador; al primer trimestre de 2010 este indicador presenta el 40% de variación, colocándose dentro del nivel insuficiente. La ampliación de la capacidad de producción a 280 MTA de la planta de óxido de etileno (1ª etapa), se encuentra actualmente operando de manera satisfactoria; sin embargo aún están pendientes de entrega equipos para dar por concluido este proyecto. Con respecto a la Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos I, en junio de 2009 se formalizó la firma del contrato para el desarrollo de la ingeniería, procura, construcción y puesta en operación del paquete I con la compañía CCR Plattforming. La variación en el presupuesto erogado se debe principalmente por retrasos en el levantamiento de datos en campo, elaboración de requisiciones de equipos críticos y desarrollo de ingeniería de detalle. El Organismo se encuentra en etapa de incorporación al Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP) que es la herramienta para instrumentar en Petróleos Mexicanos un proceso institucional de proyectos de inversión. El 21 de agosto de 2009 se instauró el Subgrupo de Trabajo de Inversión de Pemex Petroquímica (SGTI-PPQ), que tiene como objetivo revisar y en su caso acreditar que los proyectos de inversión sometidos al Grupo de Trabajo de Inversión de PEMEX (GTI) cumplan con las disposiciones y los entregables establecidos en el manual del SIDP previo a su ejecución. A principios del 2010 se presentó la propuesta del calendario de sesiones a los representantes del subgrupo y se espera presentar cuatro casos a nivel FEL I de proyectos estratégicos durante el año y, en el GTI, se tiene programado presentar tres proyectos estratégicos durante el año.

2. Productividad del personal Se continúa con el proceso de negociación con el STPRM para la formalización de los convenios administrativos sindicales para la definición del trato laboral al personal adscrito a plantas fuera de operación y la correspondiente cancelación de


plazas. Por otro lado, se establece un proyecto con Pemex Refinación para el almacenamiento y transporte de Diesel UBA, el cual generará ingresos adicionales para Pemex Petroquímica, aún cuando implica la utilización de plazas vacantes.

3. Mejora tecnológica La metodología de Estándares de Consumo de Materia Prima y Energéticos que se emplea en cada una de las plantas de proceso de Pemex Petroquímica, desde el año 2003, permite analizar el desempeño y la eficiencia operativa en función del consumo de materias primas y energía por cada tonelada de producto elaborada. En este sentido, estos indicadores miden y comparan por cada tonelada de producto elaborada, el consumo óptimo de todas las materias primas y cada uno de los energéticos que requiere cada planta de proceso, denominado “estándar”, contra el consumo real de materias primas y energía que se emplearon para producir una tonelada. Se expresan en pesos por tonelada para poder dimensionar y comparar el beneficio que se obtiene en las diferentes plantas de proceso al aplicar diversas estrategias como son la disciplina operativa, control y ajustes al proceso de producción para disminuir la variabilidad, que conlleven a una menor utilización de materias primas y energía por cada tonelada producida. Por ser indicadores de eficiencia operativa, se orientan a determinar el impacto de las variaciones en consumos, y con esa información es posible identificar las mayores diferencias en consumos en una misma planta de proceso, con lo cual se pueden detectar áreas de oportunidad para mejorar el desempeño de dicha instalación. El uso de los Estándares de Consumo de Materia Prima y Energía, ha permitido mantener un estricto control operativo, lo cual propicia que las operaciones se orienten hacia la mejor práctica alcanzada por la propia operación de cada planta de proceso, de forma que se logren desempeños competitivos; derivado de esto, la eficiencia operativa de las plantas observa una tendencia ligeramente superior a lo pactado durante el año 2009, lo que generó un ahorro en los costos de producción contra los estándares establecidos equivalente a 1,815 MM$, principalmente en las plantas de aromáticos debido a un proyecto de mejora en el cual se dejó de emplear un equipo denominado “caja fría” en la unidad 90, en el que se generaba una corriente de gas combustible, la cual era enviada a desfogues y, en las plantas de polímeros las cuales mostraron continuidad operativa durante el periodo y consumieron una menor cantidad de servicios auxiliares, así como en la operación de la ampliación de la planta de óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos en el último trimestre de 2009. Por otra parte, se llevaron a cabo modificaciones tecnológicas en la planta de oxígeno del Complejo Petroquímico Morelos para incrementar la capacidad de producción de nitrógeno en 100 mil toneladas anuales, lo cual representa un


aumento de 167 por ciento. Esto ha permitido disminuir el consumo de nitrógeno adquirido a terceros, lo que representa un beneficio superior a 1.5 millones de dólares para Pemex Petroquímica.

4. Cadena de valor En el período enero-marzo de 2010, se alcanzó una producción total de 2 millones 243 mil toneladas (incluye petrolíferos), cifra menor en 173 mil toneladas (7%) con respecto a la meta programada en el POA_2010.

Derivados del Metano

La producción de derivados del metano resultó inferior en 3 por ciento con respecto al POA, debido a la salida de operación de la planta VI de amoniaco entre febrero y marzo por cambio de catalizador y limpieza de un cambiador de calor.

Derivados del Etano

La cadena del etano resultó deficitaria en 8 por ciento con relación al POA, debido principalmente a que en las plantas de etileno se recibió etano (materia prima) con baja pureza y alto contenido de CO2 en el mes de enero, por otra parte, la planta de polietileno de baja densidad requirió de un paro parcial para la eliminación de fugas y revisión del motor del agitador.

Aromáticos y Derivados

En este período, el volumen producido de aromáticos resultó 17 por ciento inferior con respecto a lo programado en el POA, debido a la variabilidad en la composición de la nafta importada, afectando los rendimientos y la calidad de los productos terminados. Es importante señalar que a partir de diciembre de 2009, la despuntadora de crudo del C.P. Cangrejera salió de operación para operar el tren de aromáticos bajo el esquema de nafta importada. Con base en la “Guía para la elaboración del dictamen técnico de factibilidad de operación o de improductividad de las plantas de procesos fuera de uso en PPQ”, se deberá observar la normatividad establecida en relación al tiempo contemplado para iniciar los trámites para una instalación fuera de uso.

5. Gestión Operativa

En México, los indicadores económicos de los dos primeros meses del año muestran que, en términos de demanda, son las exportaciones las que avanzan más rápidamente, principalmente por el sector automotriz, mientras que el consumo interno se recupera de forma moderada. En términos de producción sobresale la manufactura, mientras que la industria de la vivienda aún se encuentra deprimida.


Un factor que ha influido y que anima el comportamiento positivo del mercado interno es el fortalecimiento del peso frente al dólar, que soporta el desaliento que se vive en sectores como la agricultura y el inmobiliario. La demanda y los precios de los productos petroquímicos responden a la recuperación económica que se está dando, en especial, sobresalen las ventas de polietileno de alta densidad, oxido de etileno, cloruro de vinilo, y el impacto positivo del acrilonitrilo que se comercializa desde el pasado mes de noviembre. La cadena del etano continúa con un sólido desempeño en concordancia con la recuperación de la economía que se inició en el segundo semestre de 2009 y con expectativas de extender su crecimiento. En el corto plazo, el horizonte es alentador con el desarrollo del sector de la vivienda que depende de la liberación de créditos inmobiliarios y familiares. Los precios del amoniaco muestran el efecto de la temporada de alta demanda nacional e internacional tanto para la producción de fertilizantes como para su uso de aplicación directa a la tierra y también la dificultad para disponer de este petroquímico en el mercado. En promedio, los precios se han elevado 9 por ciento respecto del último mes del 2009 y 22 por ciento respecto al mismo periodo del año previo. Durante el segundo semestre del año 2008 se inició el deterioro de la demanda de los aromáticos y sus derivados, crisis que se prolongó durante todo el año 2009. Esta situación obligó a PPQ a realizar ajustes en sus esquemas operativos. En línea con el proyecto, y una vez realizados y concluidos los trabajos en planta, (habilitar y rehabilitar infraestructura para el recibo, almacenamiento y manejo de productos entre los diferentes centros de distribución) y de gestionar los contratos para la importación y el manejo de nafta, se logró, el 12 de enero de este año, iniciar la operación del complejo de aromáticos con nafta importada, es decir, se dejó de consumir crudo Istmo con la salida de operación de la despuntadora de crudo. Con esta estrategia y la recuperación de precios, se ha logrado el cometido de mejorar la economía de la cadena, logrando recuperar y superar las expectativas económicas en lo que va del periodo.

7. Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica

Al mes de marzo de 2010, los índices de frecuencia y gravedad del Organismo se ubicaron en 0.37 y 20 respectivamente, lo anterior como resultado de 3 accidentes incapacitantes ocurridos en el mes de enero. Es importante resaltar que en los meses de febrero y marzo no se registraron accidentes, lográndose con ello la meta de cero accidentes.


Los avances reportados al primer trimestre de 2010 en la implantación del sistema SSPA son los siguientes: Desempeño en las 12 mejores prácticas de SSPA: Se encuentran en el nivel 3 de implantación, y dentro de las actividades a realizar están, la difusión de la nueva versión del manual y la realización de auditorías efectivas cruzadas entre los Organismos de Pemex. Desempeño en Seguridad de los Procesos (ASP): El proceso de implantación se encuentra en el nivel 2, teniendo como meta cumplir con la NOM-028 (organización del trabajo de seguridad en los procesos de sustancias químicas), e integrar los elementos de confiabilidad operacional (ventanas operativas y planes de producción), al elemento (procedimientos de operación y prácticas seguras). Desempeño en administración de la salud en el trabajo (SAST): Se encuentra en el nivel de implantación 1, teniendo como acciones en proceso la especialización de administradores de los servicios multidisciplinarios de salud en el trabajo y la formación de nuevos administradores de ST. Desempeño en Administración Ambiental (SAA): Al primer trimestre de 2010 se encuentra en el nivel 2 de implantación, teniendo en ejecución la promoción de proyectos de ecoeficiencia y producción más limpia a través de mejores prácticas del SAA, el análisis de las tendencias del IASA para tomar acciones de mejora, la operación del parque ecológico Jaguaroundi y las auditorías internas de seguimiento para el cumplimiento del nivel 3 del SAA.



Periodo: Enero- Marzo 2010

NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo(1): Para el ejercicio 2010 se cambia la metodología de calculo al incluir la planta Swing. La meta para este indicador fue determinada por la SENER.(2): Incluye las plantas de etileno de Cangrejera, Morelos y Pajaritos(3): El indicador sustituye al anterior para se congruente con el esquema actual de operación del tren de aromáticos.(4): Este indicador se incorpora a solicitud de SENER

Valor del indicador

(1)

Meta Original

PEO Anual (2)

Desviación(*)

(1)vs(2)Calificación

(1) vs (3)

Pemex Petroquímica



relacionadas


Meta Autorizada

PEO ene - mar (3)

Diferencia entre costo observado en proyectosestratégicos nuevos / Costo aprobado enproyectos estratégicos nuevos

% 1, 2 y 7 1 n/a

Producción programada en proyectos estratégicosnuevos vs observada durante los primeros dosaños de inicio del proyecto

% 1, 2 y 7 1 n/a

40% <20% 20% Insuficiente

<18% -26% Aceptable-8% <18%

4%

Aceptable

1,041 -84% Insuficiente171

Eficiencia en el uso de materias primas y energíavs estándares tecnológicos

% 4, 7 y 27 3 n/a

Índice de productividad laboralt/plaza

ocupada3 y 7 2 n/a 192

Insuficiente

1.02 -1% Aceptable1.006

Factor de insumo etano - etileno (2) t/t 4, 7 y 27 3 n/a

Factor de insumo etileno - polietilenos (1) t/t 4, 7 y 27 3 n/a

Aceptable

23.00 6% Insuficiente24.48

Factor de insumo nafta - aromáticos + gasolinas (3) Bls/t 4, 7 y 27 3 n/a

Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 4, 7 y 27 3 n/a

14.20 4.00 255%

22.97

14.70

Aceptable

Insuficiente

<6% -1% Aceptable5%

Gasto de operación $/t 6, 7 y 27 5 n/a

Desviación en volumen al cumplimiento de losprogramas de operación (POT)

% 6, 7 y 27 4 n/a

833 530 57%

Aceptable

15,100 -85% Insuficiente2,243

Consumo de Energía (4) GJ/ton 4, 7 y 27 3 n/a

Producción de petroquímicos Mt 6, 7 y 27 3 n/a

12.81 N/A

Producto en especificación / producto entregado % 27 y 28 6 n/a 95.00 5%

AceptableEmisiones de SOX t/Mt 5 7 n/a 0.026

0.37 1.00 -63% Aceptable

0.013 99%

7 n/a

99.97

Índice de frecuencia de accidentes índice 5

1.32 1.30 2%

100 100 0%100

1.006

1.31

6%

831

2,415

14.61

99.90

0 - .43

0.060

Desviación(*)

(1)vs(3)

-26%

36%

-11%

0%

0%

1%

7%

-3%

-1%

0%

-7%

-12%

0%

-14%

-57%

N/A


Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas Costo observado vs. aprobado en proyectos estratégicos nuevos. Causas de desviación: Variación del 40% en el periodo enero-marzo con respecto a la inversión programada en flujo de efectivo en el mismo periodo, esto se origina por atrasos en el desarrollo de la ingeniería en la mayoría de las especialidades; en los trabajos de conformación del terreno y actividades para el hincado de pilotes; en la procura de algunos equipos principales y en el inicio de la procuración de los equipos menores por parte de la compañía CCR PLATFORMING. Por otra parte, en lo que respecta al finiquito del proyecto de ampliación de la planta de óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos, la desviación se debe a que la contratista no ha presentado la totalidad de los equipos (válvulas de corte) de la sección 400 de la planta. Acciones correctivas o de mejora: Dentro de las acciones encaminadas para revertir las desviaciones se encuentran: la emisión del plano de localización general en revisión “0” y los planos de cimentaciones profundas de la subestación 13; revisión de dibujos de los reactores, hornos e intercambiador de alimentación packinox; la colocación de la orden de compra del intercambiador 10-E-3 y el arribo a sitio del equipo de perforación para cimentaciones profundas programado para el 5 de abril de 2010. Se prevé realizar, en los primeros días de abril, las excavaciones para alcanzar el nivel de desplante para la subestación 13. En lo que respecta al proyecto de ampliación de óxido de etileno, la compañía contratista informó que suministrará las válvulas de corte para el 18 de junio de 2010 y presentó un programa para terminar los trabajos de puesta en marcha del área 400 nueva para el 6 de julio de 2010, siempre y cuando el CPQ Morelos autorice el paro de la sección 400 existente para colocación de cuatro válvulas de seccionamiento que están pendientes. La fecha de terminación del plazo del contrato es el 25 de octubre de 2010. Índice de Productividad Laboral

Causas de la desviación: Al cierre del primer trimestre de 2010, se observa un incremento en las plazas ocupadas con respecto a las contabilizadas al cierre de 2009, derivado básicamente del Proyecto Diesel UBA, en el cual se ocupan plazas definitivas sindicalizadas vacantes para atender dicho proyecto. Acciones correctivas o de mejora: Al cierre del primer trimestre sigue sin concretarse la cancelación de plazas definitivas asignadas a plantas fuera de operación; sin embargo, se continúan las negociaciones con el STPRM para la concertación de los convenios administrativos sindicales que le permitan a la Entidad optimizar su plantilla laboral. Factor de insumo etano-etileno


Causas de desviación: La desviación del 1%, se debió principalmente a que la materia prima (etano), recibida en la planta de etileno del Complejo Petroquímico Cangrejera contenía alta concentración de CO2 y la planta de etileno del Complejo Petroquímico Pajaritos recibió etano con baja pureza. Acciones correctivas o de mejora: Se solicitó a Pemex Gas y Petroquímica Básica que mantenga un control de calidad más estricto en la corriente de etano (materia prima) que suministra a Pemex Petroquímica. Además, con el fin de mantener continuidad operativa en todas las plantas productivas siguen aplicándose algunos controles operativos. Factor de insumo gas natural – amoniaco

Causas de desviación: El resultado del indicador al primer trimestre del año resultó superior en 7 por ciento, debido a que la planta de amoniaco VI salió de operación para cambio de catalizador.

ENERO FEBRERO MARZO ACUMULADO

Mensual 1.29 1.28Materia Prima 57,404 57,468

Producción 44,460 44,980

Acum 1.29 1.32Materia Prima 57,404 165,183










Etileno Cangrejera

Etileno Morelos

Etileno Pajaritos

1.34 1.3635,385 54,12926,463 39,671

1.34 1.3616,042 54,12911,977 39,671

1.31 1.31119,184 179,798

91,012 136,945

1.31 1.3155,764 179,79842,615 136,945

1.34 1.32107,715 165,183

80,487 125,467

1.40 1.3250,311 165,18336,027 125,467

ENERO FEBRERO MARZO ACUMULADO

Mensual 24.80 26.15M. Prima 935,095 784,620


Acum 24.80 26.88Materia Prima 935,095 2,270,043


Mensual 22.77 22.82M. Prima 997,701 1,012,500


Acum 22.77 23.06Materia Prima 997,701 2,918,894


Amoniaco VI

Amoniaco VII

23.20 23.061,906,394 2,918,894

82,180 126,556

23.69 23.06908,693 2,918,894

38,362 126,556

27.29 26.881,485,423 2,270,043

54,437 84,445

32.91 26.88550,329 2,270,043

16,724 84,445


Acciones correctivas o de mejora: Para incrementar la eficiencia de las plantas de amoniaco, se adelantó la fecha establecida para llevar a cabo el cambió de catalizador de la planta VI, el programa original consideraba el cambio para el mes de mayo y fue realizado en el mes de febrero, la mejoría en el desempeño de la planta se puede observar en la gráfica. Asimismo, está programado el cambio de catalizador de la planta, amoniaco VII, para el mes de julio.

Producción de petroquímicos Causas de desviación: se alcanzó una producción total de 2 millones 243 mil toneladas (incluye petrolíferos), cifra menor en 173 mil toneladas (7%) con respecto a la meta programada. La producción de la cadena del metano fue menor debido a la salida de operación de la planta amoniaco VI para cambio de catalizador. La cadena del etano se vio afectada con el suministro de materia prima (etano) de baja pureza y alto contenido de CO2, y por último, la producción de la cadena de aromáticos se afectó con la variabilidad de la composición de la nafta importada (materia prima) y con el rechazo del primer embarque de nafta importada que retrasó el arranque del tren de aromáticos por 9 días.

20

21

22

23

24

25

26

27

28

1/1/00

3/1/00

5/1/00

7/1/00

9/1/00

11/1/00

13/1/00

15/1/00

17/1/00

19/1/00

21/1/00

23/1/00

25/1/00

27/1/00

29/1/00

31/1/00

2/2/00

4/2/00

6/2/00

8/2/00

10/2/00

12/2/00

14/2/00

16/2/00

18/2/00

20/2/00

22/2/00

24/2/00

26/2/00

28/2/00

1/3/00

3/3/00

5/3/00

7/3/00

9/3/00

11/3/00

13/3/00

15/3/00

17/3/00

19/3/00

21/3/00

23/3/00

25/3/00

27/3/00

29/3/00

31/3/00

2/4/00

4/4/00

6/4/00

8/4/00

10/4/00

12/4/00

14/4/00

16/4/00

18/4/00

20/4/00

Mmbtu/ton

Consumo de gas en planta Amoniaco VI (Mmbtu/ton)

CAMBIO DECATALIZADOR


Acciones correctivas o de mejora: Se ha solicitado a los proveedores de materia prima que suministren a Pemex Petroquímica productos de alta calidad. Adicionalmente, se mantienen los controles operativos para mantener una continuidad operativa en todas las plantas productivas.

Gasto de operación

Causas de desviación: La variación del 0.2% con relación a la meta se originó por una menor producción con relación a la programada, por las razones que han sido explicadas en el presente informe. El gasto registrado en el primer trimestre fue inferior en 139.5 millones de pesos en comparación al mismo periodo de la meta establecida. Causas de desviación: La variación del 0.2% con relación a la meta se originó por una menor producción con relación a la programada, por la salida de operación de la planta amoniaco VI para cambio de catalizador. La cadena del etano se vio afectada con el suministro de materia prima (etano) de baja pureza y alto contenido de CO2, y por último, la producción de la cadena de aromáticos se afectó con la variabilidad de la composición de la nafta importada (materia prima) y con el rechazo del primer embarque de nafta importada que retrasó el arranque del tren de aromáticos por 14 días. El gasto registrado en el primer trimestre fue inferior en 139.5 millones de pesos en comparación al mismo periodo de la meta establecida principalmente en el renglón de conservación y mantenimiento con un ejercicio inferior de 245.5 millones de pesos ya que en el 2009 se pago el contrato por el servicio de manejo en sitio, disposición y tratamiento de residuos peligrosos y en este año únicamente se pagaron contratos de mantenimiento diverso. Acciones correctivas o de mejora: En razón de que la variable principal de este indicador es el gasto, el cual resultó menor a lo programado, no se establecen acciones correctivas, sin embargo, se mantienen los controles en el gasto de operación para incrementar los ahorros.

Volumen %

Total 2,415 2,243 -173 -7%

Cadena del metano 558 541 -17 -3%Cadena del etano 845 779 -66 -8%Cadena de aromáticos 314 262 -53 -17%Cadena de propileno 24 21 -3 -12%Otros productos 525 510 -16 -3%Petroliferos 149 131 -18 -12%

VariaciónProducto Meta 2010

Elaboración de productos por cadena. (miles de toneladas)


Emisiones de SOx


3. E Petróleos Mexicanos Avance en la ejecución de las acciones del PEO

Petróleos Mexicanos desarrolla las actividades de soporte que les permite a los Organismos Subsidiarios operar y perseguir sus objetivos estratégicos. Algunas de estas actividades tienen carácter normativo en el sentido que su finalidad es establecer lineamientos para la operación de los Organismos, otras tienen carácter de coordinación, y algunas más son operaciones orientadas a brindar servicios a los Organismos. En el contexto de la eficiencia operativa, Petróleos Mexicanos puede tomar acciones que promuevan la eficiencia en los Organismos Subsidiarios, como mejorar los instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación, o bien acciones que contribuyan a incrementar la eficiencia con la que realiza sus propias operaciones, como la gestión de servicios médicos y la administración de pasivos. Estas acciones tendrán un impacto en los resultados de Pemex, directo o indirecto dependiendo del aspecto (normatividad, coordinación u operación) del trabajo corporativo que estén abordando.

Instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación

Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos

Se trabaja en la integración al documento de las Bases de las disposiciones en materia de Planeación Estratégica contenidas en las leyes que conforman la Reforma Energética y el Reglamento de la Ley de Pemex. Asimismo, se continúa con el análisis de los ajustes necesarios derivados de las definiciones en materia de planeación estratégica que han sido autorizadas por la Comisión Asesora, para incorporarlos al mismo documento. Avance: 95.7%.

Mejorar la planeación y programación de corto plazo Se modifico la metodología de programación de corto plazo al modificar el horizonte de programación. Anteriormente los programas operativos trimestrales (POT´s) tenían un horizonte fijo de un año mensualizado, el cual al ir avanzando en el tiempo se veía reducido hasta tener en el último trimestre del año una visión de solo tres meses, se modifico y adecuó el proceso para tener siempre


un horizonte móvil de 12 meses con lo cual se logra tener una mejor planeación de las operaciones.

Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de inversión en Petróleos Mexicanos

Avances del SIDP

Concluyó el desarrollo, la documentación e inicio de aplicación de la Fase de Diseño y Acreditación (etapas FEL) del SIDP. Se espera que la aplicación práctica produzca iniciativas de mejora continua promovidas por las áreas de proyectos y los Organismos Subsidiarios.

El Sistema se encuentra en la etapa de difusión que ha excedido la meta inicial establecida, destacando por su nivel de asistentes las sesiones de difusión realizadas en el Distrito Federal, en Coatzacoalcos, Veracruz, así como en Villahermosa, Tabasco. Se planea continuar con el desarrollo del Sistema mediante la definición del alcance de la segunda etapa de implementación del SIDP.

Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

En lo que se refiere a esta actividad, se ha continuado con los trabajos a fin de integrar la estrategia de implementación. Lo anterior, tomando en consideración las líneas de acción implementadas por el Gobierno Federal en esta materia. Se someterá a consideración de la nueva administración de Pemex durante el primer semestre del presente año (2010).

Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

El 5 de febrero de 2010, Petróleos Mexicanos emitió bonos por US$1.0 miles de millones con vencimiento en 2020 y cupón semestral de 6.0%.

El 8 de febrero de 2010, Petróleos Mexicanos emitió Certificados Bursátiles por aproximadamente Ps. 15 miles de millones distribuidos en tres tramos: o aproximadamente Ps. 8 miles de millones con vencimiento en 2015 y

cupón TIIE-28 más setenta puntos base; o Ps. 5 miles de millones con vencimiento en 2020 y cupón semestral de

9.1%; y o aproximadamente Ps. 2 miles de millones (equivalentes a

465,235,800.00 UDIS) con vencimiento en 2020 y cupón semestral de 4.2%.

El 26 de febrero de 2010, Petróleos Mexicanos emitió bonos por CHF 150 millones con vencimiento en 2014 y cupón anual de 3.5%. Es importante señalar que esta emisión es una reapertura.

Al 31 de marzo de 2010, la línea de crédito sindicada revolvente por US$2.5 miles de millones se encontraba disponible en su totalidad.


Acción Objetivos relacionados

% de Avance

1.Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos

29 95.7 %

2.Mejorar la planeación y programación de corto plazo

29 100 %

3.Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de inversión en Petróleos Mexicanos

29

100 % De la primera etapa de

implementación

4.Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

30 0 %

5.Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

30 Actividad continua

Gestión de Servicios Médicos

Con relación al seguimiento, de los resultados observados en los indicadores de la atención médica asistencial, contenidos en el Programa de Eficiencia Operativa, se observa lo siguiente, durante el primer trimestre de 2010: Esperanza de vida.- La Esperanza de Vida al Nacer es un indicador que expresa, el grado de éxito y es el resultado de todas las acciones para conservar la salud, restaurarla cuando ésta se pierde y/o retrasar la muerte como un hecho irremediable e inevitable. Los actos médicos preventivos como la vacunación, la promoción y educación para la salud, el fomento de estilos de vida saludable, la detección temprana de enfermedades, la preservación de un medio ambiente sano así como los actos médicos curativo-asistenciales como la consulta, la hospitalización y la rehabilitación, contribuyen a que la sociedad alcance mayor esperanza de vida al nacer, es decir, que tengan una mayor expectativa de vida y calidad de la misma. Para el caso de los trabajadores y derechohabientes de Petróleos Mexicanos, se ha alcanzado que la Esperanza de Vida al nacer sea de 80 años, superando en 4 años el promedio de la población mexicana que se ubica en los 76 años. El valor alcanzado para este indicador es ya comparable con el logrado por países desarrollados como Francia, España y Alemania. El valor de este indicador para el universo de responsabilidad de los Servicios de Salud, para el año 2010, es de 80.11años en virtud de que por un lado la condición socioeconómica y de desarrollo general del país ha crecido muy discretamente y no alcanza a modificar las principales variables que conforman este indicador, lo que se refleja también a nivel institucional, por otra parte el nivel alcanzado se ha constituido en una especie de “tope” que hace complicado elevar


aunque sea en una decima de punto el valor del indicador, incluso en países desarrollados alcanzar valores mayores puede tomar años. Tiempo de espera en primer nivel.- De acuerdo a la meta establecida para el este periodo, se mantiene un promedio de 15 minutos, dentro del rango establecido. Esto nos permite considerar que el personal de salud, continúa llevando a cabo de manera óptima sus procesos de atención médica en la Consulta Externa de Medicina General. Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos.- Se observa un incremento de este indicador, durante el primer trimestre del 2010, en comparación al cierre de 2009, derivado principalmente de la Disponibilidad de los Contratos de Medicamentos; del flujo de efectivo para este rubro y de las acciones para mejorar la prescripción y evitar el dispendio. Porcentaje de Satisfacción del Cliente.- No se cuenta con información disponible, debido a que la Encuesta que permite medir este indicador, se programó de manera semestral, realizando su aplicación en el mes de junio Mortalidad Materna Directa.- Por su trascendencia en la salud de la mujer trabajadora y derechohabiente, la Mortalidad Materna Directa tiene importancia estratégica ya que se encuentra íntimamente vinculada con la calidad de la atención al proceso embarazo-parto-puerperio de una forma integral como una prioridad dentro de la responsabilidad de los servicios de salud. La salud de la mujer es una preocupación prioritaria para los Servicios de Salud de Petróleos Mexicanos, que integra una serie de acciones médico-preventivas tendientes a disminuir las muertes maternas al mínimo posible y mantener el indicador por debajo de la media nacional. Hasta este primer trimestre, gracias al reforzamiento de las medidas preventivas, no se ha presentado ninguna muerte materna, por lo que el indicador se mantiene en CERO.


Gestión de Servicios Médicos

PEMEX CORPORATIVO (Subdirección de Servicios de Salud)

Periodo: Enero - Marzo 2010

min 80.12max

mín 14

7 25% máx 13 16

mín 97.2

8 25% máx 97.3 97.4

mín 919 ND máx 92 92

min 0.01 nota b)

max

NOTAS:

nota b)

Acciones relacionadas


Valor del indicador

(1)

Meta Autorizada PEO ene-mar (3)

Desviación(*)

(1)vs(2)Desviación(*)

(1)vs(3)



RelacionadosMeta Original PEO

Anual (2)

Minutos 31 15 15%

nota b) 0%

-3% Aceptable

1. Esperanza de Vida años

ND ND ND

3. Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos *

Porcentaje 31

31 6 25% nota b) Aceptable

2. Tiempo de Espera del Primer Nivel

4. Porcentaje de Satisfacción al Cliente

Porcentaje 31 ND

98.0

ND Información No Disponible, ver detalle en el Informe de Avances de los Indicadores

Las metas establecidas para Esperanza de Vida sera: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Deficiente”. En caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Sobresaliente”. En el caso de Mortalidad Materna Directa será: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Sobresaliente”. En el caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Deficiente”.

NOTA b): Los indicadores (Nos. 1 y 5) son para evaluación anual. La meta anual 2010 para el indicador Esperanza de vida es: 80.11. Para el caso del indicador Mortalidad materna, la meta anual 2010 es 0.04. Respecto a No. 1.- Esperanza de Vida, se registra en años. En el caso del No. 5.- Mortalidad Materna Directa, se debe considerar que para el reporte de resultados 2010 y el cálculo de las metas 2010-2012, la unidad de medida es con base a 100 nacidos vivos. Por lo anterior, las Metas y el Avance Anual expresan el número de casos (Muertes Maternas Directas) con relación porcentual a los nacimientos.

nota b) 0.0%

0.6% Sobresaliente

31 10 25%

0.7%

nota b) Aceptable

En el caso de los indicadores Nos. 2, 3 y 4, la meta anual no es un resultado "acumulado"

5. Mortalidad Materna Directa en 100 nacidos

vivos


4. Respuesta a algunas observaciones específicas de la SENER

PEMEX REFINACIÓN

Resumen de los cambios a los indicadores y metas para 2010 Pemex Refinación propuso cambios a indicadores y a las metas 2010 del Programa, de los cuales los siguientes fueron autorizados por la SENER: Se eliminaron los indicadores de “ventas de gasolina UBA/ ventas de

gasolinas totales” y “ventas de diesel UBA/ ventas totales de diesel”, debido a que no corresponden a indicadores de eficiencia operativa.

Para los indicadores que se citan en seguida se ajustaron metas:

Indicador Meta Original

Meta anual autorizada por SENER

Comentario

Costo de transporte, $/ t-km na 0.1668 Se ajustó la metodología, para reflejar mejor el desempeño de las operaciones de transporte.

Gasolina UBA producida / gasolina total producida, %

15 - 18 19 – 21 Se ajustó en función del Programa de Operación Vigente 2010.

Diesel UBA producido / diesel total producido, %

8 -25 20 - 26 Se ajustó en función del Programa de Operación Vigente 2010.

Utilización de la capacidad de coquización, %

na 85.8 Meta que aun cuando es inferior a lo realizado durante 2009, es superior a la referencia de 83.1% que es el promedio de Estados Unidos de América. Los mantenimientos programados de la planta u otras corrientes arriba del proceso inciden en el nivel de utilización sostenible.

Avance en modernización de Sistemas de Medición, %

- SIMCOT

- SCADA

28

na

na

na

12

40

Se separa en los proyectos que lo componen, a fin de tener más claro y preciso el avance de los mismos.

Emisiones de SOx, t/ Mt 3.7 4.2 Se reprogramó la puesta en operación de dos plantas de azufre (Minatitlán y Salamanca) para 2011 en adelante.


Asimismo, las metas de los indicadores de proceso de crudo, rendimiento de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina) productividad laboral en refinerías, índice de frecuencia de accidentes, utilización de la capacidad de destilación equivalente y días de autonomía de diesel fueron definidos por la SENER. Se basaron principalmente en criterios históricos 2009 (cifras preliminares) y no consideraron criterios como benchmarking internacional, calidad del crudo y aspectos presupuestales, etc. Para el resto de los indicadores se mantienen las metas originales del PEO. Con respecto a los indicadores nuevos solicitados por la SENER “Aprovechamiento de la capacidad de trasporte por ducto” y Volumen total transportado” se emiten los siguientes comentarios: 1) Aprovechamiento de la capacidad de trasporte por ducto En nuestra opinión este indicador se duplica con el indicador del PEO actual “Participación del transporte por ducto”, es decir, enviaría la misma señal, cuando el comportamiento sea deficiente ambos estarían en semáforo rojo y las acciones correctivas serías comunes. Compromiso: reportar el valor de este indicador a partir del próximo informe del PEO, en el apartado donde se explique el desempeño de la “participación del transporte por ducto”. 2) Volumen total transportado El volumen transportado de crudo y productos se considera en el actual indicador del PEO “Costo de transporte, $/ t-km” y su comportamiento se refleja en el mismo. Prácticamente también se duplica. Compromiso: reportar el valor de este indicador a partir del próximo informe del PEO, en el apartado donde se explique el “costo de transporte”. En al caso de que los indicadores del PEO “Participación del transporte por ducto” y “costo del transporte” tengan un desempeño sobresaliente, de todas maneras se propone informar el comportamiento de los indicadores que asignó la SENER al final del reporte. PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

1. Costos de operación por CPG.

Este indicador está mal evaluado por el organismo, en el informe se presenta como aceptable. Sin embargo su resultado es insuficiente debido a que el costo


reportado (2,121 $/ MMpcd12), está por arriba de la cota máxima establecida (1,850 a 2,000 $/MMpcd) en la meta 2010. Se solicita al organismo que se informe las causas que han afectado este indicador, así como las acciones que le permitirán mejorar el desempeño operativo del mismo. Respuesta PGPB. Pemex Gas solicita a la SENER la corrección en el cálculo de este indicador, se informó un valor de 2,121 $/ MMpcd, siendo el dato correcto 1,988 $/MMpcd. La modificación se debe a que se utilizó para el gas seco un poder calorífico de 1000 MMBtu/MMpc estándar en lugar de 937.5 MMBtu/MMpc que es real.

PEMEX PETROQUÍMICA Como resultado de las reuniones de trabajo entre la DCO. PPQ y SENER para las metas 2010 del PEO se obtuvieron los siguientes resultados:

Para la meta 2010 del factor de insumo etano-etileno, se incluye para el calculo la planta de etileno del Complejo Petroquímico Pajaritos, quedando el indicador para 2010 en 1.31 t/t.

Para el indicador de diferencia entre el costo observado en proyectos estratégicos nuevos entre el costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos, se ajusta la meta 2010, de acuerdo a la establecida por la SENER para quedar en menor o igual al cuatro por ciento.

Para el factor de insumo de gas natural-amoniaco, se ajusta la meta para hacerla consistente con la que se reporta en Consejo de PPQ, mostrando dos dígitos 22.97 Mmbtu/t.

Se sustituye temporalmente el indicador de nafta-aromáticos en lo que se terminan las obras del proyecto de construcción de la planta CCR y en su lugar se presenta el indicador nafta-aromáticos mas gasolinas, quedando la meta anual para el 2010 en 14.70 bls/t.

Se ajusta la meta de producción de petroquímicos de acuerdo al POA 2010, reconociendo que a partir de este año se opera el tren de aromáticos bajo el esquema de nafta importada, dejando de operar la despuntadora de crudo y por consiguiente dejando de producir residuo largo, quedando la meta para el 2010 en 9,192 Mton.

La meta al indicador de índice de frecuencia queda en un rango de 0 a 0.43.

El indicador de productividad laboral contempla en su numerador, la producción total ajustada de acuerdo al POA 2010 y en su denominador el

1 Pesos por millón de pié cúbico producido


número de plazas estimadas al cierre de 2010; la meta anual en toneladas por plaza ocupada queda en 732 t/plaza.

Para el indicador de gasto de operación, el nivel de gasto corresponde al mismo del cierre de 2009 y la producción ajustada será de acuerdo al POA 2010 (producción total); la meta anual en pesos por tonelada queda en 884 $/t.

Se incluye el nuevo indicador para consumo energético de la CONUEE, medido en Gj/t, estableciendo se la meta para 2010 en 14.61 Gj/t.

La SENER elimina su propuesta original de incluir un nuevo indicador de indice de pérdidas y mermas en las plantas de polietileno de alta densidad.

A solicitud de la SENER se elimina el indicador de índice de atención a clientes por no ser un indicador de mejora en la eficiencia operativa del Organismo.

Se aumenta la meta 2010 del indicador de Producto en especificación entre producto entregado, del propuesto por PPQ de 96% al establecido por la SENER de 99.90%.

Para el indicador de emisiones de SOx, se acepta la propuesta de PPQ para ajustar la meta 2010 a < 0.063 t / Mt


14.61

1.30 1.31

100 100

Emisiones de SOX t/Mt

1.00 0 - .43

0.013 0.063

Índice de frecuencia de accidentes índice

Producto en especificación / producto entregado % 96.00 99.90

15,100 9,192

Consumo de Eenrgía GJ/ton

Producción de petroquímicos Mt

N/A

<6% 6%

Gasto de operación $/t

Desviación en volumen al cumplimiento de los programas de operación(POT)

%

530 884

23.00 22.97

Factor de insumo nafta - aromáticos + gasolinas Bls/t

Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t

4.00 14.70

1.02 1.01

Factor de insumo etano - etileno t/t

Factor de insumo etileno - polietilenos t/t

1,041 732

Eficiencia en el uso de materias primas y energía vs estándarestecnológicos

%

Índice de productividad laboral t/plaza ocupada

<20% 4%

<18% <18%

Diferencia entre costo observado en proyectos estratégicos nuevos /Costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos

%

Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs observadadurante los primeros dos años de inicio del proyecto

%

Meta Original PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO 2010 (3)

Pemex Petroquímica

Indicador Unidades


5. Indicadores y metas Pemex Exploración y Producción

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáx

Mín

Máx

MínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMín

Máx

1/ A partir de 2009 en atención al requerimiento de la Secretaría de Energía, se reporta el volumen de gas producido sin considerar el volumen de nitrógeno2/ A partir de 2009 el cálculo de lo alcanzado en el índice, considera las plazas ocupadas al mes de diciembre de 2009, sin incluir las áreas de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Servicios Marinos, Distribución y Comercialización, Ingenieria y Desarrollo de Obras Estratégicas y Órgano Interno de Control, debido a que en la práctica internacional son áreas constituidas por terceros.3/ A partir de 2009 la metodología de cálculo de éste Indicador ha sido modificada, en ese sentido se ajustan sus metas en relación a las previamente autorizadas

2,792

2,754

6,919

5,640

11.80

6.16

0.74

7.4

39.1

1.6

87.7

37

0.45

2.18

6

71.8

102.0

15, 16 Índice de mermas y pérdidas % 0.40 0.40 0.42 0.42

31 3414 Proporción de crudo ligero en la producción total % 28 27 28

0.44

42

0.52

13 Aprovechamiento de gas /3 % 94.4 96.7 96.2 94.9 92.3 90.1

23.7 24.4 25.0

12 Productividad por pozo MMbpce / pozo 1.4 1.8 2.1 2.2 2.2

49.0 36.032.0

1.4

% 25.5 22.7 26.4

11 Éxito exploratorio comercial % 47.0 35.0 49.0 41.0

25.1 25.6 26.526.110 Factor de recuperación actual %

8 Tasa de restitución de reservas 3P % 44.7 56.9 59.2 59.7 65.7 128.7

77.18 Tasa de restitución de reservas probada 41.0 50.3

6Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL

Número 3 6 29

0.30

5 Indice de frecuencia perforación Núm./(h-h) 2.90 4.00 3.40 2.60 3.30

0.30 0.100.11

2.08

% 9.5 10.1 9.7

5 Indice de frecuencia exploración y producción Núm./(h-h) 0.70 0.60 0.40

3 Productividad laboral /2 MMbpce / plaza 45.0 46.1 44.8 44.6 44.0 51.2

7.52 Autoconsumo de gas 8.6 8.0

0.662, 15 Costo de transporte US$@2008/bpce N/D N/D 0.40 0.50

4.37 4.85 4.552, 9 Costo de producción US$@2008/bpce 3.78 3.92

5,786

4.62

0.67

2, 9 Costo de descubrimiento y desarrollo US$@2008/bpce 8.56 14.56 10.64 9.28 9.94 11.12

1 Producción de gas entregada a ventas MMpcd 4,590 4,776 4,924 5,342 5,622

6,058 6,5341 Producción de gas total /1 MMpcd 4,498 4,573 4,818 5,356

1 Producción de crudo entregada a ventas Mbd 3,358 3,366 3,309

3,333 3,256 3,076 2,601

2,594

Objetivo relacionado

Indicador UnidadesHistórico

1 Producción de crudo total Mbd 3,371 3,383

3,244 3,048


ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IV T

Mín 2,493 2,493 2,480 2,461 2,877

Máx 2,592 2,567 2,551 2,526 3,002

Mín 2,459 2,456 2,440 2,420 2,873

Máx 2,536 2,542 2,523 2,496 2,999

Mín 6,116 6,034 5,965 5,873 6,729

Máx 6,474 6,398 6,349 6,285 6,836

Mín 5,539 5,500 5,462 5,405 6,244

Máx 5,942 5,924 5,915 5,869 6,343

Mín 11.77 13.20

Máx 13.79 14.90

Mín 4.82 4.82 4.82 4.82 5.22

Máx 5.33 5.33 5.33 5.33 5.45

Mín 0.67 0.67 0.67 0.67 0.73

Máx 0.74 0.74 0.74 0.74 0.75

Mín 7.9 7.9 7.9 8.0 9.0

Máx 9.5 9.6 9.7 9.9 9.1

Mín 49.8 49.3 48.7 47.7 40.2

Máx 50.2 50.2 50.0 49.6 41.8

Mín 0.05 0.00

Máx 0.10 0.27

Mín 1.00 0.00

Máx 2.08 2.35

Mín 31 31

Máx 44 44

Mín 64.2 75.4

Máx 79.0 86.2

Mín 68.0 63.8

Máx 94.0 74.4

Mín 27.1 27.3

Máx 27.6 28.3

Mín 31 30.2

Máx 45 40.4

Mín 0.78 0.78

Máx 0.87 0.87

Mín 93.2 94.2 94.8 94.7 96.4

Máx 96.9 97.5 98.0 98.0 98.0

Mín 44.4 44.7 44.9 45.2 43.2

Máx 44.9 45.2 45.4 45.8 43.9

Mín 15.0 30.0 45.0 78.0 N.D.

Máx 30.0 65.0 90.0 118.0 N.D.

Notas:a No incluye inyección de gas al yacimiento ni el consumo de CNCb El cálculo del índice considera un factor de conversión de crudo equivalente preliminar

c Indicador anual

Bench-mark


Indicador UnidadesMetas 2010

2010 PEO original

1 Producción de crudo total Mbd

1 Producción de crudo entregada a ventas Mbd

1 Producción de gas total MMpcd

1 Producción de gas entregada a ventas MMpcd

2, 9 Costo de descubrimiento y desarrollo c Usdls / bpce

2, 9 Costo de producción Usdls / bpce

3 Productividad laboral b Mbpce / plaza

2, 15 Costo de transporte Usdls / bpce

2 Autoconsumo de gas a %

5 Indice de frecuencia perforación Núm/h-h

6Procesos de dictámen y sanción técnica

de proyectos con metodología FEL c Número

5Indice de frecuencia exploración y producción

Núm/h-h

8 Tasa de restitución de reservas 3P c %

10 Factor de recuperación actual c %

Tasa de restitución de reservas

probadas c8 %

11 Éxito exploratorio comercial c %

12 Productividad por pozo c MMbpce / pozo

13 Aprovechamiento de gas %

14Proporción de crudo ligero en la producción total

%

15, 16 Fugas de hidrocarburos Número


Pemex Refinación

Indicador Unidades 2003* 2004* 2005* 2006* 2007* 2008* 2009**

1 Proceso de Crudo Mbd 1,285.9 1,303.4 1,284.4 1,284.2 1,269.8 1,261.0 1,294.9

2Rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta

% 62.5 64.3 63.9 65.0 66.5 66.9 65.5

3 Costo de transporte 1/ $ / t-km 0.078 0.085 0.103 0.124 0.150 0.179 0.188

4 Productividad laboral en refineríasPE/100KED

CND 221.9 ND 222.6 N.D. 235.7 208.6

5Gasolina UBA producida /gasolina total producida

% 0 0 0 1.1 5.9 7.0 17.9

6 Diesel UBA producido / diesel total producido % 0 0 0 0 0 0.07 13.20

7 Utilización de la capacidad de coquización %Nuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador93.6

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.63 1.23 1.16 0.59 0.27 0.24 0.32

9 Índice de Intensidad Energética % ND 133.5 ND 134.5 ND 134.6 128.9

10Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% ND 77.7 ND 76.9 ND 76.9 79.6

11 Utilización de ductos % ductos 61 62 57 58 60 63 62

12 Utilización de buquetanque % B/T 35 34 38 37 33 30 30

13 Utilización de autotanque % A/T 3 3 4 5 6 6 6

14 Utilización carrotanque % C/T 0 1 1 1 1 1 1

15Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador2.0

16Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador7.6

17 Días de autonomía de diesel en terminales DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador3.1

18 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 3.7 4.5 4.6 4.7 4.5 4.9 6.7

19 Modernización de la flotilla de reparto local % NA 2 6 10 35 62 91

20 Emisiones de SOx t / Mt 6.03 6.09 5.89 5.61 4.42 4.52 4.4

1/ Sin siniestros y a pesos corrientes

** Cifras preliminares

Histórico

* Cifras revisadas o validadas por las áreas del Organismo a solicitud de la SENER, para lo cual se realizaron las justificaciones correspondientes ( julio y agosto de 2009).


Pemex Refinación

No. indicador

Indicador Unidades2010

original2010 1t 2t 3t 4t


1 Proceso de crudo Mbd1,422 1,380

13281295

13281295

13281295

13281295

13281295

1 y 6

2Rendimientos de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina)

% 69 646867

6867

6867

6867

6867

1, 6 Y 17

3 Costo de transporte 1/ $/ t-km na 0.1668 0.1611 0.1630 0.1649 0.1668 2

4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC < 221.9 < 208.0 < 208.0 < 208.0 < 208.0 < 208.0 3

5Gasolina UBA producida/gasolina total producida

% 15 a 182119

2119

2119

2119

2119

4

6 Diesel UBA producido/diesel total producido % 8 a 252620

2620

2620

2620

2620

4

7 Utilización de la capacidad de coquización 3/ % na 85.8 85.8 85.8 85.8 85.8 17

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0 - 1 0 - 0.24 0 - 0.24 0 - 0.24 0 - 0.24 0 - 0.24 5

9 Índice de Intensidad Energética % 126 126 126 126 126 126 18

10Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente 4/

% 76.3 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 18

Participación de los diferentes medios de transporte

20

11 Ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 20

12 Buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 20

13 Autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 20

14 Carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 20

15Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

Días na 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 20

16Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

Días na 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 20

17 Días de autonomía en terminales de diesel Días na 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 20

18 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 7 7 7 7 7 7 20

19 Modernización de la flotilla de reparto local % 100 100% 91% 91% 91% 100% 20

20 Emisiones de SOx t/ Mt 3.7 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 5

1/ Se cambió la metodología de cálculo.2/ Se consideran un total de 25 terminales: 7 en el centro, 1 en el golfo, 12 en la zona norte y 5 en el pacífico3/ Se consideran 7 + 47 ductosNota: Se eliminaron los indicadores de ventas de productos UBA relativos a las ventas totales respectivas por no corresponder a indicadores de Eficiencia Operativa.


Pemex-Gas y Petroquímica Básica

# Objetivo Indicador 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

1

Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en

centros procesadores de gas de PGPGB ( CPGs)1 % 99.8 99.2 99.2 99.9 99.6 99.5

2Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 361.3 377.0 373.8 407.2 410.4 388.8 375.2

3Índice de frecuencia de accidentes Número 0.9 0.4 0.3 0.1 0.1 0.5 0.1

4Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue ND ND 17.4 17.4 16.9 19.3 17.8

5Gastos de operación por energía producida $/MMBtue ND ND 2.3 2.4 2.5 2.9 3.2

6Recuperación de propano en CPG % 93.2 95.2 96.2 96.4 94.7 96.3 95.8

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco3 $/MMpc-km ND 0.11 0.14 0.13 0.13 0.18 0.18

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP3 $/Mb-km ND ND 1.80 1.73 2.00 3.54 3.22

9Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames MM$/mes 0 0 0 0 136 0 0

10Autoconsumos de gas % 5.7 5.6 5.7 5.7 5.5 5.5 5.5

11UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 75.0 71.7 70.8 78.4 86.0 80.5 80.7

12Capacidad instalada de compresión HP ND ND 431,360 431,360 433,610 465,460 469,090

13Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd 5,146 5,342 5,342 5,742 5,742 5,600 5,800

14UpTime criogénicas % 69.4 66.0 74.1 77.4 78.8 78.5 77.8

15

Diferencias porcentuales entre la producciónobservada y estimada en proyectos de inversión

% ND ND ND ND ND 87 96

16Índice de personal $/MMBtue 3.1 3.0 3.0 3.1 3.2 1.7 1.85

17Costos de operación por CPG $/MMpc 1,705 1,955 2,195 2,375 2,396 1,714 1,851

18Emisiones de SO2 a la atmósfera g de S02/Tn de S° procesad 33.3 37.3 37.0 32.3 33.6 41.4 39.4

19Producción de gas seco por unidad procesada2 MMpcd/MMpcd carga 0.82 0.83 0.85 0.86 0.86 0.85 0.84

20Producción de gas licuado por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 61.2 60.9 60.0 55.1 48.7 44.4 42.6

21Producción de etano por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 36.1 35.9 36.0 32.4 29.2 28.5 36.9

22Producción de gasolinas por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 25.0 24.3 24.5 23.4 20.7 18.1 17.9

23Costo real/Costo estimado de proyectos % ND ND ND ND ND 103.7 ----

24

Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma

en nitrógeno al SNG4 % ---- ---- ---- ---- ---- 18 18

25

Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de

norma en nitrógeno al SNG4 % ---- ---- ---- ---- ---- 40.4 34.8

26Capacidad Criogénica Utilizada

1 % 74.7 75.2 71.9 74.6 75.7 76.5 76.0

27

Gas húmedo dulce procesado en Plantas

Criogénicas1 MMpcd 3,334 3,577 3,489 3,790 3,951 3,968 4,241

28Producción de gas seco MMpcd 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572

29Producción de gas licuado Mbd 212.1 224.9 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6

30Producción de etano Mbd 125.2 132.5 129.0 126.7 119.4 117.1 120.7

31Producción de gasolinas (naftas) Mbd 86.5 89.8 87.9 91.5 84.6 74.3 75.7

Notas Comentarios entregados en la validación ante SENER1.- Por acuerdo con SENER en 2009 el indicador de capacidad criogénica utilizada se sustituye por eficiencia en el procesamiento de Gas húmedo en Centros Procesado se adicionan el indicador capacidad criogénica utilizada y el Gas Húmedo dulce procesado en plantas criogénicas y se reportaran sin evaluación2.-El indicador producción de gas seco por unidad procesada, no considera el reprocesamiento de gas seco en Pajaritos3.-Valor de cierre del indicador a diciembre de 2009 fue de 3.22 $/Mb-km. El año 2008 y 2009 se evaluaron con la metodología autorizada de acuerdo al oficio 500-DGA-015 Esta metodológia incorpora tres nuevas cuentas de autoconsumo: una corresponde al gas combustible utilizado en compresión, bombeo y mermás desfogues y venteos.4.- Por acuerdo con SENER, se adicionan dos nuevos indicadores para medir al calidad del gas natural , y sustituyen al indicador Inyecciones de gas natural al SNG fuera d

Históricos

Indicadores que dependen del gas que entrega PEP



Pemex Gas y Petroquímica Básica

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IV T

1Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en

centros procesadores de gas de PGPGB ( CPGs)5 % 95 - 100 95 - 100 95 - 100 95 - 100 -----

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 375 - 384 375 - 384 375 - 384 375 - 384 384 - 408

3 Índice de frecuencia de accidentes4 Número 0.1 0.1 0.1 0.1 <1 <0.1

4 Margen por unidad de energía equivalente6,1 $/MMBtue 11.7 - 12.9 11.7 - 12.9 11.7 - 12.9 11.7 - 12.9 17.2- 18.7

5 Gastos de operación por energía producida3,1 $/MMBtue 2.8 - 3.2 2.8 - 3.2 2.8 - 3.2 2.8 - 3.2 2.3 - 2.8

6 Recuperación de propano en CPG % 95.8 - 96.6 95.8 - 96.6 95.8 - 96.6 95.8 - 96.6 95.1 - 96.6 95

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco1,8 $/MMpc-km 0.14 - 0.16 0.14 - 0.16 0.14 - 0.16 0.14 - 0.16 0.13 - 0.14

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP1

,8 $/Mb-km 3.2-3.82 3.2-3.82 3.2-3.82 3.2-3.82 2.08-2.34

9 Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames MM$/mes 0.1 0.1 0.1 0.1 <0.1 0

10 Autoconsumos de gas % 5.0-5.7 5.0-5.7 5.0-5.7 5.0-5.7 5.0 - 5.9 6

11 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos1 % 81-85.91 81-85.91 81-85.91 81-85.91 85.1-94.9

12 Capacidad instalada de compresión HP 462,160 462,160 469,270 469,270 515,160

13 Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd 5,800 5,800 5,800 5,800 5,800

14 UpTime criogénicas % 77.0-77.7 77.0-77.7 77.0-77.7 77.0-77.7 87.2 - 88.1

15Diferencias porcentuales entre la producción

observada y estimada en proyectos de inversión7 % 96-98 96-98 96-98 96-98 84-88

16 Índice de personal3 $/MMBtue 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76

17 Costos de operación por CPG3 $/MMpc 1,850-2,000 1,850-2,000 1,850-2,000 1,850-2,000 2,192 - 2,279

18 Emisiones de SO2 a la atmósfera2 Kg de S02/Tn de S° procesado <39 <39 <39 <39 <34 <51

19 Producción de gas seco por unidad procesada1 MMpcd/MMpcd carga 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9

20 Producción de gas licuado por unidad procesada1 Bpd/MMpcd carga 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43

21 Producción de etano por unidad procesada1 Bpd/MMpcd carga 33-36 33-36 33-36 33-36 32 - 34

22 Producción de gasolinas por unidad procesada1 Bpd/MMpcd carga 16 - 17 16 - 17 16 - 17 16 - 17 16 - 17

23 Costo real/Costo estimado de proyectos7 % 100-104 100-104 100-104 100-104 100-120

24Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en

it ó l SNG9

% 0 0 0 0

25Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de

norma en nitrógeno al SNG9 % 0 0 0 0

Notas:

1.-Las metas 2010, se evaluaron con el POT I

2.-SENER modifica la meta de este indicador a una que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003

3.-Los indicadores de costo de producción e indice de personal estan basados en el presupuesto minimo requerido 2010

4.- SENER determina modificar la meta del indice de frecuencia de <1 a 0.1 para el periodo 2010

5.- Por acuerdo con SENER se sustituye el indicador capacidad criogénica utilizada por eficiencia en procesamiento de gas húmedo en centros procesadores de gas de PGPB(CPGs)

El indicador capacidad criogénica utilizada y gas húmedo dulce procesado en plantas criogénicas se reportarán sólo como informativo sin evaluación

6.- El cálculo de este indicador considera la nueva metodología por autorizada por el Consejo de Administración en la sesión 131 ordinaria del pasado 29 de marzo de 2010.

7.- El cálculo de este indicador, aplica solo a nuevos proyectos de plantas criogénicas, en ausencia de estos se reportará el avance financiero en el segundo reporte trimestral

8.- El cálculo de este indicador se realizó con la metodología autorizada por SENER de acuerdo al oficio 500-DGA-015/2009, que considera la incorporación de tres nuevas cuentas

de autoconsumo: una corresponde al gas combustible utilizado en compresión, gas combustible usado en bombeo y mermas,desfogues y venteos.

9.‐ Por acuerdo con SENER, se sustiruye el indicador de Inyecciones de gas fuera de norma por Inyecciones de gas natural de CPGs fuera de norma en Nitrógeno

Bench mark

# Indicador UnidadesMetas 2010

2010 PEO original


Pemex Petroquímica

Objetivo Indicador Unidades

1 Producción programada en proyectos estratégicosnuevos vs observada durante los primeros dos añosde inicio del proyecto

% NA NA NA NA 47% 23% 16%

2 Diferencia entre costo observado en proyectosestratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectosestratégicos nuevos

% NA NA NA NA NA 1% 4%

3 Índice de productividad laboral (a) t / plaza ocupada 416 463 464 486 562 592 578

4 Eficiencia en el uso de materias primas y energía vsestándares tecnológicos

% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

5 Factor de insumo etileno - polietilenos t / t 1.04 1.05 1.05 1.04 1.01 1.01 1.01

6 Factor de insumo etano - etileno (b) t / t 1.34 1.03 1.30 1.33 1.32 1.32 1.31

7 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu / t 25.22 23.74 23.88 23.28 24.02 23.78 24.58

8 Factor de insumo nafta - aromáticos + gasolinas (c) Bls / t NA NA NA NA NA 14.74 14.75

9 Desviación en volumen al cumplimiento de losprogramas de operación (POT)

% 10 11 11 8 15 7 14

10 Gasto de operación (d) $ / t 858 786 909 951 841 884 1,071

11 Producción de petroquímicos Mt 5,672 6,223 6,219 6,572 12,562 13,164 11,486

12 Consumo de energía (e) Gj / t NA NA NA NA 18.90 17.27 16.27

13 Producto en especificación / producto entregado % 99.14 99.00 99.60 99.60 99.47 99.85 98.76

14 Índice de frecuencia de accidentes

Accidentes por millón de horas laboradas con exposición al

riesgo

1.16 2.00 1.13 0.70 0.48 0.80 0.45

15 Emisiones de SOX t / Mt 0.541 0.581 1.635 0.181 0.030 0.088 0.063

(a): Considera la producción total sin Residuo Largo

(b): Incluye las tres plantas de etileno (Cangrejera, Morelos y Pajaritos)

(c): Nueva parametrización acorde al esquema actual de producción de la planta de aromáticos

(d): Considera la producción total sin Residuo Largo

(e): Indicador adicionado a partir del 2010. Utiliza el criterio de cálculo establecido por la CONUEE

2009

Histórico

2003 2004 2005 2006 2007 2008


Pemex Petroquímica

NOTAS: (*) La desviación mostrada es contra el valor máximo (1): Para el ejercicio 2010 se cambia la metodología de cálculo al incluir la planta Swing.

(2): Incluye las plantas de etileno de Cangrejera, Morelos y Pajaritos

(3): El indicador sustituye al anterior para ser congruente con el esquema actual de operación del tren de aromáticos.

(4): Este indicador se incorpora a solicitud de SENER

22.97

14.70

6%

761

6%

805

Consumo de Energía (4) GJ/ton

6%

884

9,192

14.61

6,838

14.61

4,686

14.61

Emisiones de SOX t/Mt 0.064

Índice de frecuencia de accidentes índice

Producto en especificación / productoentregado % 99.90

0 - .43

22.97

14.70

1.3 1.31

14.61

0.013 0.063

N/A

6%

831

95 99.90 99.90 27 y 28

5

99.90 99.90

0 - .43

50.062

1 0 - .43 0 - .43

0.060

0 - .43

0.063

Desviación en volumen al cumplimiento de losprogramas de operación (POT)

%

6, 7 y 27

<6% 6% 6, 7 y 27

530 884

4, 7 y 27

15100 9,192 6, 7 y 27

Gasto de operación $/t

2,415

14.61

Producción de petroquímicos Mt

Factor de insumo nafta - aromáticos +

gasolinas (3) Bls/t

Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t

4, 7 y 27

23 22.97 4, 7 y 2722.97

14.70 4 14.70

1.006

1.31

22.97

14.70

1.31

1.006

1.31

1.006

Eficiencia en el uso de materias primas yenergía vs estándares tecnológicos

%

Índice de productividad laboralt/plaza

ocupada

4, 7 y 27

1.02 1.006 4, 7 y 27

1.31

100 100 100 100

192 544

100

373

100

Factor de insumo etano - etileno (2) t/t

Factor de insumo etileno - polietilenos (1) t/t

4, 7 y 27

1,041 732 3 y 7732

1.006

<18%

4%

<18%

4% 1, 2 y 7

<18% 1, 2 y 7<18%

4%4%


Indicador Unidades 1t 3t2010

original2010 2t 4t

Producción programada en proyectosestratégicos nuevos vs observada durante losprimeros dos años de inicio del proyecto

%

Diferencia entre costo observado en proyectosestratégicos nuevos / Costo aprobado enproyectos estratégicos nuevos

%

<18% <18%

<20% 4%

4

5

6

7

No. indicador

1

2

3

13

14

15

8

9

10

11

12


Petróleos Mexicanos


Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007 2008

30 Déficit Actuarial Total (Obligaciones devengadas por beneficios proyectados)

Miles de millones de pesos* 312.9 400.5 471.5 580.3 666.7 638.3

30 Déficit Actuarial, componente de gasto del sistema de salud

Miles de millones de pesos** N/A** 61.3 63.4 89.5 96.6 101.1

* Pesos corrientes de cada año

** Inició el cálculo del indicador en 2004

Histórico

31 Esperanza de Vida Años 80.01 80.06 80.08 80.11 80.16 80.10 80.11

31 Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos nd 20.8 14.0 13.0 13.0 15 14

31 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje nd 93.00 99.43 99.0 nd 97.1 97.8

31 Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje nd 82.00 92.44 91.2 nd 90 91

31 Mortalidad materna Directa Tasa por cada 100 Nacidos Vivos nd nd nd nd nd 0.04 0.02

Objetivo relacionado Indicador Unidades 2003 2004 2007 2008

INFORMACIÓN INDICADORES Y METASSUBDIRECCIÓN SERVICIOS DE SALUD

2009

Histórico

2005 2006

ene-mar 2010 abr-jun 2010 jul-sep 2010 oct-dic 2010 Meta 2010

min

max

min 14 14 14 14

max 15.5 15.5 15.5 15.5

min 97.2 97.2 97.2 97.2

max 97.4 97.4 97.4 97.4

min 91 91 91 91

max 92 92 92 92

min

max

En el caso de los indicadores Nos. 2, 3 y 4, la meta anual no es un resultado "acumulado"

* Este indicador se considera "Sobresaliente", por debajo de la meta "mínima"

INFORMACIÓN INDICADORES Y METAS

SUBDIRECCIÓN SERVICIOS DE SALUD

* NOTAS: Los indicadores (No. 1 y 5) son para evaluación anual. Respecto a 1) Esperanza de Vida, se registra en años. En el caso de la 5) Mortalidad Materna Directa, se debe considerar que para el reporte de resultados y el cálculo de las metas 2010, la unidad de medida es en base a 100 nacidos vivos. Las Metas y el Avance Anual expresan el número de casos (Muertes Maternas Directas) con relación a los nacimientos.

15

97.3

91

Tasa por cada 100 Nacidos Vivos

80.11

0.0231

31

31

31

31 80.11

0.02

** Estos indicadores se consideran "Insuficientes" por debajo de la meta "mínima"

Las metas establecidas para Esperanza de Vida será: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Deficiente”. En caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Sobresaliente”. En el caso de Mortalidad Materna Directa será: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Sobresaliente”. En el caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Deficiente”.

1) Esperanza de Vida

2) Tiempo de Espera del Primer Nivel *

3) Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos **

4) Porcentaje de Satisfacción al Cliente **

5) Mortalidad Materna Directa

Metas Actualizadas

Años

Minutos

Porcentaje

Porcentaje

Objetivo relacionado Indicador Unidades


6. Relación de acciones del Programa Pemex-Exploración y Producción

Exploración

Acción Objetivos

relacionados

1. Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en cuencas restantes

8 y 11

2. Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y tamaño promedio de las localizaciones

2, 8, 9 y 11

3. Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios

2, 9 y 11

4. Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo

2, 6, 8, 10 y 11

Desarrollo

Acción Objetivos

relacionados

5. Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas

1, 4, 8, 10

6. Ejecutar la estrategia definida para el manejo y la comercialización de petróleo crudo extra pesado

1, 14

Producción

Acción Objetivos

relacionados

7. Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento 2, 14, 15, 16

8. Elaborar nuevos esquemas de ejecución para mejorar la rentabilidad del desarrollo de campos marginales y maduros

1, 10, 12

Recursos humanos

Acción Objetivos

relacionados

9. Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos 3


Eficiencia operativa

Acción Objetivos

relacionados

10. Fortalecer el diseño de los proyectos de exploración, desarrollo y explotación

6, 13

11. Metodología FEL aplicada al 100 por ciento al mes de noviembre de 2008 en los proyectos Cantarell, Ku-Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y Chicontepec,

6, 13

12. Realizar una transformación operativa de la función de perforación, terminación y reparación de pozos

1, 2, 3, 6, 9

13. Desarrollar mecanismos que permitan aumentar la capacidad de ejecución en proyectos clave

4, 6

14. Fortalecer la relación con proveedores clave 2, 4, 9,

Seguridad y medio ambiente

Acción Objetivos

relacionados

15. Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo

5, 16

16. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera 5, 16

Internacionalización y Tecnologías de información

Acción Objetivos

relacionados

17. Profundizar la evaluación de iniciativas de internacionalización 4

18. Asegurar el soporte tecnológico para el manejo de la información del Organismo

4, 6

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008

Acción Objetivo

relacionado 1.C Continuar con la ejecución de los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y

Aceite Terciario del Golfo así como definir una estrategia de explotación mediante la aplicación de procesos de recuperación mejorada en el campo Akal.

1, 4, 12

2.C Implementar las acciones de mejora para garantizar la producción de los diferentes tipos crudo.

1, 4, 12


Acción Objetivo

relacionado 3.C Implementar mejoras al manejo de gas producido en los pozos cercanos a

la zona de transición en el proyecto Cantarell. 1, 2, 7, 15

4.C Compensar la declinación natural de los yacimientos disminuyendo los gastos de mantenimiento y haciendo más eficiente el uso del gas para BN.

2, 12

5.C Cumplir con la producción de hidrocarburos conservando el nivel de plazas ocupadas.

1, 3, 12

6.C No aplica. Pendiente reporte oficial por parte de la Dirección General del dato de reservas.

8

7.C Asegurar una base de datos robusta (BDOE) y que todos los pozos prioritarios cuentes con su estudio FEL. Además aplicar los lineamientos emitidos por STER y GRPE para los pozos delimitadores.

4, 6

8.C Incrementar la capacidad de inyección a los yacimientos y la de compresión para el manejo de gas a proceso.

6, 7, 13

9.C Incrementar la eficiencia en el manejo, la transportación y la medición de los diferentes tipos de crudo.

1, 16

10.C Incrementar la actividad de perforación de pozos para alcanzar el nivel establecido en el desarrollo del proyecto Burgos.

1, 2, 7, 9

Pemex Refinación

Producción

Acción Objetivo

relacionado 1. Reconfiguración de 4 refinerías:

Minatitlán y las 3 refinarías restantes 1\ 1, 4, 7, 17, 1

2. Implementar mejores prácticas en refinerías 1, 7, 17, 18

3. Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)

1, 4, 7, 17,18

4. Definición de proyectos de ampliación de capacidad 1, 4, 7, 17, 18

1\ Para el desarrollo de estos proyectos es indispensable que el Organismo cuente con mejores herramientas para incrementar la capacidad de ejecución de obras.

Consumo de energía

Acción Objetivo

relacionado 5. Uso eficiente de energía 18

6. Generación eficiente de energía eléctrica 18

Transporte y almacenamiento

Acción Objetivo

relacionado 7. Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan – México 2, 20

8. Reparto local 2, 20


Acción Objetivo

relacionado 9. Modernizar el transporte marítimo 2, 20

10. Almacenamiento de productos 20

11. Almacena-miento de petróleo crudo 20

12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya 20

Mantenimiento

Acción Objetivo

relacionado 13. Mantenimiento de refinerías 7, 18

14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas 2, 20

15. Mantenimiento de terminales terrestres 20

Calidad de combustibles

Acción Objetivo

relacionado 16. Calidad de combustibles 4, 19

Recursos humanos

Acción Objetivo

relacionado 17. Adecuar la plantilla sindicalizada y crear nuevas categorías y reglamentos

de labores del personal sindicalizado de mantenimiento 3

18. Racionalizar estructuras

3

19. Desarrollo de personal

3

Administración de tecnología

Acción Objetivo

relacionado 20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo 4

Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Acción Objetivo

relacionado 21. Implementación del Sistema Pemex SSPA

(Seguridad, Salud y Protección Ambiental) 5, 22

Medición y control

Acción Objetivo relacionado

22. Automatización y control de procesos 7, 21


Ejecución de proyectos

Acción Objetivo

relacionado 23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos 7


Acción Objetivo

relacionado 1.C Cumplir en forma efectiva los programas de Mantenimiento y desalojo

programado de los productos de la refinerías 1, 18, 20

2.C Modernizar el transporte marítimo. 20

3.C Incrementar el margen variable de Refinación 1, 2, 7, 17

4.C Disminuir la diferencia de precios entre las gasolinas Premium y Magna 1, 2, 7

5.C Modernizar el transporte marítimo 18, 20

6.C Fortalecer la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios de gasolina en las terminales de almacenamiento y reparto

1, 18, 20

7.C Fortalecer la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios de diesel en las terminales de almacenamiento y reparto

1, 18, 20

8.C Implantar el Sistema de Seguridad y Protección Ambiental SSPA en la rehabilitación de plantas de azufre

5, 19


Producción

Acción

Objetivos relacionados

1.-Incrementar la capacidad de recuperación de licuables en el CPG Burgos (Criogénicas 5 y 6)

1, 2, 4, 22, 23

2.-Desarrollar el proyecto de ampliación y confiabilidad operativa del CPG Poza Rica.

1, 2, 4, 22, 23

3.-Incrementar la producción de líquidos en planta criogénica e instalar sección de fraccionamiento en CPG Arenque.

2, 22, 23

4.-Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex.

2, 7, 22, 26

Transporte

Acción


5.-Integrar nuevas estaciones de compresión al SNG: Emiliano Zapata, Chávez, y Cabrito y repotenciación de Santa Catarina.

2, 6, 25

6.-Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y el Durazno.

2, 6, 25

7.-Mantenimiento integral al gasoducto 24” Reynosa –Chihuahua.

2, 5, 6, 25

8.-Rehabilitar el gasoducto 24” Valtierrilla -Lázaro Cárdenas.

2, 5, 6, 25

9.-Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango. 2, 5, 6, 25


Comercialización

Acción


10.-Desarrollar el esquema comercial de gas LP ante el nuevo entorno regulatorio.

7

11.-Diversificar el portafolio comercial de importación/exportación de gas natural

7

12.-Recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional.

7

13.-Mejorar las aplicaciones de Tecnología de Información para la comercialización de gas natural y gas LP

6, 24, 25

Seguridad Salud y Protección Ambiental

Acción


14.-Modernizar redes contraincendio en los CPGs Nuevo Pemex y Cd. Pemex.

2, 5, 26

15.-Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex

2, 5

16.-Realizar el proyecto de seguridad física en las instalaciones de los centros procesadores de gas.

2, 5

Planeación

Acción


17.-Mejorar la programación operativa de corto plazo

6

18.-Consolidar el uso de la metodología FEL de IPA para proyectos de inversión.

2, 4

Administración y finanzas

Acción

Objetivos Relacionados

19.-Reducir costos de suministro de bienes y servicios

3, 22

20.-Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO)

3

21.-Implementar el programa del ciclo de vida laboral

3


Acción Objetivo

relacionado 1.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con

relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso 1, 6, 7, 23

2.C Cambiar el cálculo del autoconsumo de gas combustible, excluyendo los consumos de la planta NRU de Cd. Pemex y los utilizados en la generación eléctrica para porteo

2, 7, 23

3.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso

1, 6, 7, 23


Acción Objetivo

relacionado 4.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con

relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso 1, 6, 7, 23


1, 6, 7, 23


1, 6, 7, 23

7.C Ajustar las emisiones de S02 enviados a la atmósfera, a la meta recomendada por la norma oficial NOM-137-SEMARNAT-2003 de <51 kg de SO2/t de azufre

5, 24

8.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso

1, 6, 7, 23

9.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso

1, 6, 7, 23

Pemex Petroquímica

Acción Objetivos

relacionados 1. Implantación de la metodología FEL de IPA para la evaluación de proyectos

estratégicos 1, 2, 7

2. Productividad de Personal 3, 7 3. Mejora tecnológica

4, 7, 27

4. Cadena de valor

6, 7, 27, 28

5. Gestión Operativa

6, 7, 27

6. Satisfacción al cliente

27, 28

7. Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex-Petroquímica

5



1.C Cadena de valor

6, 7, 27

2.C Gestión operativa 2, 7 3.C Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex-

Petroquímica 5, 28

Petróleos Mexicanos

Instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación

Acción


1. Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos

29

2. Mejorar la planeación y programación de corto plazo 29


3. Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de

inversión en Petróleos Mexicanos 29

Administración de pasivos laborales y financieros

Acción


4. Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

30

5. Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

30

Gestión de servicios médicos


6. Mejorar la calidad de atención a la salud

31

7. Mejorar los tiempos de espera de la consulta externa

31

8. Mejora del surtimiento de medicamentos

31

9. Mejora de la calidad en la atención al cliente

31

10. Mantener el indicador mínimo para Mortalidad Materna Directa

31


7. Propuesta de modificación del indicador Margen por unidad de energía equivalente (Pemex Gas y Petroquímica Básica)

18 mayo 2010

Propuesta de modificación del indicadorMargen por unidad de energía equivalente

www. .comgas.pemex 2

Justificación de cambio de metodología

Indicador Metodología anterior2009

Metodología propuesta2010

Margen por unidad de energía equivalente:

Ingresos – Egresos/ Energía equivalente

Pesos/MMBtue Pesos/MMBtue

Ingresos por ventas totales –Egresos de compras totales

Sin cambio

Energía equivalente de productos elaborados en complejos procesadores

Energía equivalente de productos comercializados en PGPB

Pemex Gas solicita a la SENER aprobar la nueva metodología para el cálculo de este indicador, lacual fue autorizada en la sesión 131 ordinaria del Consejo de Administración, del pasado 29 de

marzo de 2010.

La nueva metodología modifica únicamente el denominador y mantiene sin cambio el cálculo delnumerador. El nuevo cálculo del denominador considera la energía equivalente de todos losproductos comercializados en Pemex Gas, en lugar de energía equivalente de productos

elaborados en los complejos procesadores.

Este cambio en el indicador, expresa de manera más amplia la relación de peso ingresado detodas las líneas de negocio de la empresa por unidad de producto comercializado expresado enenergía equivalente. Mientras que el cálculo actual sólo considera la comercialización deproductos elaborados en los Centros Procesadores de Gas (CPGs).



La energía de productos comercializados considera las actividades de comercialización,

transporte, distribución y producción de los productos vendidos por PGPB:

• Ventas de gas natural: mercado nacional, exportaciones y Organismos de Pemex.

• Ventas de gas licuado: mercado nacional, exportaciones y Organismos de Pemex.

• Ventas de etano.

• Ventas de gasolina natural : exportaciones y Organismos de Pemex.

• Ventas de otros productos.

Para este año, la meta propuesta con la nueva metodología es de 11.7 a 12.9 pesos/MMBtue, el

valor inferior fue el observado en 2009, mientras que el superior corresponde al POT I 2010.

El valor real de este indicador para el primer trimestre de 2010 fue de 14.0 pesos/MMBtue.

Justificación de cambio de metodología


Comparación de la metodología del indicador en 2009

Pesos por millón de Btue

2009Indicador

actualIndicador propuesto

Ene 18.7 10.9

Feb 16.6 11.1

Mar 15.9 12.5

Abr 17.8 11.1

May 17.2 11.7

Jun 17.5 11.7

Jul 18.7 10.5

Ago 14.0 8.6

Sep 17.8 11.9

Oct 18.7 14.9

Nov 17.0 11.0

Dic 23.1 14.4

Promedio 17.8 11.7

0

5

10

15

20

25

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

Indicador propuesto (pesos/MMBtue vendido)

Indicador actual (pesos/MMBtue producido en CPG)

2009


Anexo.- Acrónimos y abreviaturas

Anexo.- Acrónimos y abreviaturas °API Medida estándar del Instituto Norteamericano del Petróleo

(American Petroleum Institute), aceptada mundialmente para determinar la densidad de los hidrocarburos líquidos

A/T Autotanque b Barriles bpce Barriles de petróleo crudo equivalente bpd Barriles por día B/T Buquetanque CFE Comisión Federal de Electricidad CNC Compañía de Nitrógeno de Cantarell CPG Complejo Procesador de Gas C/T Carrotanque DCIDP Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos EC Estación de compresión FEL Front End Loading (Metodología para la definición y

planeación de proyectos de inversión) Gas LP Gas licuado de petróleo GLP Gas licuado de petróleo GN Gas natural hp Horsepower ICONO-F Proyecto de Implementación de Controles Operativos y

Financieros IPA Independent Project Analysis (Desarrollador de la metodología

FEL) ISBL Dentro de límites de batería (Inside Battery Limits) KEDC Miles de unidades de capacidad de destilación equivalente

(equivalent distillation capacity) Mb Miles de barriles Mbd Miles de barriles por día MDO Proyectos de mejora del desempeño operativo MGI MGI Supply Ltd. - Empresa filial de Pemex-Gas y

Petroquímica Básica con operaciones en los Estados Unidos de Norteamérica

MMbd Millones de barriles por día MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMBtu Millones de unidades térmicas británicas (Btu) MMBtue Millones de Btu equivalentes (se refiere a la producción

agregada de gas seco y líquidos del gas.) MMMbpce Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMM$ Miles de millones de pesos


MMpc Millones de pies cúbicos MMpcd Millones de pies cúbicos por día MM$ Millones de pesos Mpc Miles de pies cúbicos Mt Miles de toneladas M$ Miles de pesos OSBL Fuera de límites de batería (Outside Battery Limits) PE Personal equivalente POA Programa operativo anual POT Programa operativo trimestral Reserva 3P Reserva que incluye la reserva probada, posible y probable SCADA Sistema de Control y Adquisición de Datos (Supervisory

Control and Data Acquisition) SFP Secretaría de la Función Pública SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público SIDP Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos SIPA Seguridad Industrial y Protección Ambiental Sísmica 3D Estudios de sísmica tridimensional SNG Sistema Nacional de Gasoductos SNR Sistema Nacional de Refinación SOx Óxidos de azufre SSPA Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental t Toneladas TI Tecnologías de información TYCGVPM Términos y Condiciones Generales para las Ventas de

Primera Mano Total Total Gas & Power North America UBA Ultrabajo azufre UPMP Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos US$ Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica $ Pesos de los Estados Unidos Mexicanos

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