PEO 2T 2011 1

v.final

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

sus Organismos Subsidiarios al Segundo Trimestre de 2011

JULIO DE 2011

PEO 2T 2011 2

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. Indicadores y metas 5. Relación de acciones del Programa Anexo.- Acrónimos y abreviaturas Anexo.- Indicadores y metas cierre 2010, de Pemex Exploración y

Producción

PEO 2T 2011 3

1. Antecedentes

El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (PEO) 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 segundo trimestre de 2011, 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 junio de 2011, de conformidad con lo establecido en los capítulos III y IV de los Lineamientos.

PEO 2T 2011 4

2. Resumen ejecutivo

En apego a los lineamientos y criterios establecidos por la Secretaría de Energía (SENER), el presente informe refiere el avance al primer semestre de 2011 en la ejecución de las acciones contenidas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (PEO) en Petróleos Mexicanos.

En Pemex Exploración y Producción (PEP), durante el periodo que se reporta, se llevaron a cabo acciones orientadas a incrementar las reservas de hidrocarburos, a estabilizar los niveles de producción de petróleo crudo y gas natural, a su manejo y distribución, a mejorar el aprovechamiento de gas hidrocarburo producido, y a la implementación de las etapas del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental.

En este informe del primer semestre de 2011 se incluye el avance de 12 acciones. El resultado global, medido a través de indicadores determinados para el Programa fue el siguiente: el total de índices a reportar es de 25, de los cuales 9 de ellos se informan al cierre del año. De los 16 indicadores restantes en los que se reporta su avance, 2 resultaron con calificación “Insuficiente”, 4 “Aceptable” y 10 “Sobresaliente”.

De acuerdo con estos resultados, al primer semestre de 2011, se mantuvo el cumplimiento de las metas volumétricas de producción y de los compromisos de entrega para la comercialización de los hidrocarburos producidos; con lo que se contribuyó directamente a mantener los indicadores de costo por debajo de su límite mínimo programado, apoyados también por una disminución en los gastos en servicios generales, materiales e indirectos de administración.

En Pemex Refinación (PR), en el período enero-junio de 2011, 9 indicadores resultaron aceptables o sobresalientes y 12 indicadores insuficientes. En particular, el costo de transporte, días de autonomía en terminales de gasolina Premium y emisiones de SOx alcanzaron resultados sobresalientes. En contraste, el proceso de crudo, productividad laboral en refinerías, gasolina UBA producida/ gasolina total producida, utilización de la capacidad de coquización, índice de intensidad energética, utilización de la capacidad de destilación equivalente, entre otros, registraron resultados insuficientes.

Las acciones de Pemex Refinación se enfocan en incrementar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, mejorar la confiabilidad operacional de sus instalaciones 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.

En Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), de las 21 acciones consideradas originalmente en el programa, 10 continúan vigentes en 2011, 10 fueron concluidas y una referida a incrementar la producción de líquidos en la planta

PEO 2T 2011 5

criogénica y a la instalación de la sección de fraccionamiento en CPG Arenque, se pospuso para el año 2013, como se señaló en los informes precedentes.

Para 2011 SENER autorizó a Pemex Gas, en función de su relevancia para medir la eficiencia del Organismo, evaluar 21 indicadores con una meta asociada y reportar 10 indicadores volumétricos asociados a la oferta de materia prima sin reporte de metas.

En este período 16 de los 21 indicadores que se reportan para PGPB calificaron como aceptables o sobresalientes, 3 calificaron como insuficientes (dos relacionados con la calidad del gas natural y uno con el índice de frecuencia de accidentes) y 2 restantes que no se evaluaron dado que dependen del inicio de la operación de la nueva planta Criogénica en Poza Rica.

En Pemex Petroquímica (PPQ), durante el periodo enero-junio de 2011, de los 15 indicadores evaluados 10 resultaron aceptables y 5 insuficientes. Entre los indicadores que tuvieron calificación de aceptable se encuentran: ahorro en el uso de materia prima y energía vs. estándares tecnológicos internos de PPQ, índice de consumo de energía, gastos de operación, índice de frecuencia de accidentes, entre otros; y, los indicadores calificados como insuficientes son: índice de productividad laboral, factor de insumo gas natural-amoniaco, factor de insumo nafta-gasolinas, producción de petroquímicos y producto en especificación/producto entregado.

Con el fin de incrementar la rentabilidad de las cadenas productivas, Pemex Petroquímica sigue orientando sus acciones a mejorar la eficiencia operativa de las plantas, el uso de la metodología de estándares de consumo de materia prima y energéticos le han permitido mantener un control estricto, por planta, del consumo óptimo de materia prima y de energía necesarias para producir una tonelada de producto; dicho control ha hecho posible detectar áreas de oportunidad, que al ser atendidas, han permitido mejorar el desempeño operativo de las plantas así como el de sus márgenes de operación.

PEO 2T 2011 6

3. Avance en el cumplimiento del Programa

3.A 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 – junio de 2011 se adquirieron 1,766 kilómetros de sísmica 2D, distribuidos de la siguiente manera:

1,257 kilómetros cuadrados en la Cuenca de Sabinas.

509 kilómetros en la Cuenca de Veracruz.

Y en relación a la sísmica 3D, se levantaron 20,050 kilómetros cuadrados, en las siguientes cuencas:

Golfo de México Profundo 17,563 kilómetros cuadrados.

Cuencas del Sureste 1,300 kilómetros cuadrados.

Veracruz 711 kilómetros cuadrados.

Tampico-Misantla 476 kilómetros cuadrados, para apoyar el desarrollo de campos.

En cuanto a la perforación exploratoria, se terminaron 22 pozos de acuerdo a la siguiente distribución, incluyendo delimitadores.

11 en la Cuenca de Burgos-Sabinas.

1 en la Cuenca de Veracruz.

9 en las Cuencas del Sureste.

1 en la Cuenca del Golfo de México Profundo.

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

Datos de aforo

Activo Pozo Aceite (bpd)

Gas (mmpcd)

Condensado (bpd)

Resultado

Activo Integral Burgos

Maizal-1 Improductivo invadido de agua salada

Emergente-1 2.864 Productor de gas seco

PEO 2T 2011 7

Pichichil-1 Improductivo invadido de agua salada

Atacama-1 Improductivo invadido de agua salada

Lindero-1 2.027 59 Productor de gas y condensado

Sauteña-1 Productor no comercial de gas seco

Pujal-1 Improductivo seco

Siroco-1 2.053 47 Productor de gas y condensado

Croto-1 Productor no comercial de gas y condensado

Bragado-1 1.605 41 Productor de gas y condensado

Jornalero-1 Productor no comercial de gas seco

Activo Integral Veracruz

Chancarro-1 6.147 Productor de gas seco

Activo de Exploración Sur

Ogarrio-1001 84 0.108 Productor de aceite y gas

Cacho López-1001 Improductivo seco

Pareto-1 3703 8.044 Productor de aceite y gas

Naguín-1 Pendiente Productor de aceite y gas

Nayani-1 Improductivo invadido de agua salada

Activo de Exploración Plataforma Continental

Sur

Tsimin-1DL 3,846 16.94 Productor de aceite y gas

Baxale-1 Productor no comercial de aceite y gas

Kab-301 Productor no comercial de aceite y gas

Xanab-101 3,786 2.55 - Productor de aceite y gas

Activo Integral Holok-Temoa

Piklis-1 18.2 90.2 Productor de gas húmedo

PEO 2T 2011 8

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

Pozos exploratorios terminados, primer trimestre 2011

 

Maizal-1

Emergente-1

Piklis-1

Lindero-1

Jornalero-1

Croto-1

Tsimin-1DL

11 Productores en certificación

5 Productores no incorporan reservas

6 Improductivos

Pozos

S iroco-1

Kab-301

Pareto-1

Sauteña-1

Atacama-1

Nayani-1 Cacho López-1001

Baxale-1

Gas no asociado

Aceite y gas asociado

Cuencas

SABINAS

TAMPICO-M ISANTLA

GOLFOPROFUNDO

CUEN CASDEL SURESTE

Bragado-1

Pujal-1 Pichichil-1

Chancarro-1

Naguín-1

VERACR UZOgarrio-1001

Xanab-101

BURGOS

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 durante el primer semestre del año se levantaron 20,050 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, distribuidos de la siguiente manera:

En la Región Marina Suroeste, se levantaron 5,697 kilómetros cuadrados, de los cuales el 95% corresponde a aguas profundas con los cubos Yoka Butub 3D (2,431 kilómetros cuadrados) e Ixic-3D (2,980 kilómetros cuadrados) cuyo objetivo es el de confirmar la continuidad de los trends estructurales, tanto del Terciario como del Mesozoico del proyecto Golfo de México “B”. El 5% restante corresponde al proyecto Crudo Ligero Marino con 286 kilómetros cuadrados en el estudio Tsimin-Tojual 3D transicional, que permitirá integrar la información sísmica tierra-mar y la generación de locaciones exploratorias.

PEO 2T 2011 9

En la Región Sur, con el objetivo principal de identificar oportunidades en rocas del Mesozoico en Cuencas del Sureste se levantaron 1,014 kilómetros cuadrados distribuidos en los cubos Tepetate NW - Los Soldados con 379 kilómetros cuadrados y Cobo 3D ampliación con 635 kilómetros cuadrados.

En la Región Norte, en aguas profundas se observaron, con objetivos sub salinos 7,763 kilómetros cuadrados en el estudio Centauro 3D; con la finalidad de confirmar los sistemas canalizados del Terciario en los límites surorientales se observaron 2,023 kilómetros cuadrados en el estudio Ixic 3D y con la finalidad de calibrar y correlacionar los niveles estratigráficos, Terciario y Mesozoico, y obtener modelos geológicos en la porción occidental del proyecto Golfo de México Sur que den soporte a la identificación y confirmación de estructuras con posibilidades de contener hidrocarburos, se levantaron 2,366 kilómetros cuadrados en el estudio Tzumat 3D; mientras que en el Activo Veracruz se levantaron 711 kilómetros cuadrados en el estudio Mata Verde; en apoyo a estudios de desarrollo de campos se adquirieron 476 kilómetros cuadrados en el estudio Furbero-Presidente Alemán-Remolino.

En lo que se refiere a la sísmica 2D, se levantaron 1,766 kilómetros, de los cuales 31 kilómetros corresponden al estudio Perla 2D, 1,226 kilómetros se adquirieron en el levantamiento de Piedras Negras, ambos bajo la jurisdicción del Activo Integral Burgos, y 509 kilómetros corresponden al estudio Ixcatlán-Loma Bonita del Activo Veracruz.

Se informa a continuación de las actividades relevantes respecto al Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción referentes a la Iniciativa 2 “Incrementar inventario de reservas por nuevos descubrimientos y reclasificación”.

2A. Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en aguas someras y áreas terrestres

Se resaltan resultados para el primer semestre de 2011:

En el periodo de evaluación se programó levantar 1,424 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, de los cuales se obtuvieron 1,301 kilómetros cuadrados, para un cumplimiento de 91%. La desviación obedece a las dificultades sociales que se presentaron en la Región Sur.

Asimismo, en el semestre se terminaron 9 pozos exploratorios de 7 programados, con lo que se alcanzó un cumplimiento 29% por arriba de lo esperado; de los pozos terminados, 5 se clasificaron como productores; 2 como productores no comerciales y 2 como improductivos. Preliminarmente se tiene un éxito de 55%, sin embargo, los resultados definitivos en cuanto el éxito y volumen incorporado se darán a conocer una vez concluidos los procesos de certificación en todos los pozos al cierre del año.

PEO 2T 2011 10

2B. Acelerar la evaluación del potencial del Golfo de México Profundo

Los principales resultados para el primer semestre de 2011:

De enero a junio se programaron 18,629 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y se lograron observar 17,563 kilómetros cuadrados para un cumplimiento del 94%, la diferencia fue ocasionada por condiciones meteorológicas adversas provocadas por la tormenta tropical Arlene.

En relación a los pozos exploratorios, su cumplió con el 100% en el periodo, al terminar el pozo Piklis-1, mismo que resultó productor de gas húmedo en rocas del Mioceno. El volumen de reservas incorporadas se encuentra en proceso de certificación.

2C. Ampliar el portafolio de oportunidades exploratorias en áreas de gas no asociado

En este aspecto se resaltan los resultados en el primer semestre de 2011:

En el periodo se programó la observación de 716 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y se levantaron, mediante el estudio Mata Verde, 711 kilómetros cuadrados, cumpliendo prácticamente con el 100%.

De enero a junio se programó la terminación de 10 pozos exploratorios y se realizaron 12, cumpliendo con el 110%; de los pozos terminados, 5 se clasificaron como productores, 3 como productores no comerciales y 4 como improductivos. Preliminarmente se tiene un éxito de 42%, sin embargo, los resultados definitivos en cuanto el éxito y volumen incorporado se darán a conocer una vez concluidos los procesos de certificación en todos los pozos.

2D. Intensificar la actividad en delimitación para acelerar el desarrollo de reservas probadas

Los resultados obtenidos durante el periodo enero-junio de 2011 son:

Se programó la terminación de dos pozos de delimitación y se realizó uno, con la terminación del pozo Tsimin-1DL, que resultó productor en rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano y Cretácico Superior-Medio. La variación fue resultado del retrasó en la etapa de perforación del pozo Terra-1DL, por dificultades en la operación.

PEO 2T 2011 11

3. Definir e implementar el mapa tecnológico de exploración

5A. Definir el mapa tecnológico de exploración

Se concluyó el programa al 100%, definiéndose el Mapa Tecnológico de Exploración y su continuidad será reflejada en el programa de Implementación del Mapa Tecnológico de Exploración.

Se cumplió al 100% con el programa establecido para este primer semestre con relación a:

Actualización de la detección de necesidades, Mapa de oportunidades y tecnologías requeridas en función de los retos técnicos de los proyectos prioritarios.

Actualizar los principales retos asociados a los elementos del sistema petrolero, las intervenciones y las tecnologías requeridas.

2E. Implementar el mapa tecnológico de exploración

Las actividades a desarrollar durante el presente año tienen un avance del 50%, de acuerdo al programa, estas son:

Flujo de trabajo para diseño de adquisición y procesado sísmico 3D.

Modelo de evolución de la sal y su influencia en los plays del área Coatzacoalcos–Holok–Cequi.

Prueba tecnológica caracterización de fracturas con información azimutal de la sísmica en Yachipa 3D Región Sur.

Flujo de trabajo para física de rocas.

Licencias de software especializado para física de roca Power Log (Jason).

Flujo de trabajo para conversión a profundidad / PSDM.

Flujo de Trabajo para AVO e Inversión.

Flujo de trabajo para interpretación estructural compleja.

Obtención de datos de energías de activación.

Flujo de trabajo para caracterización de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados.

Prueba tecnológica para procesado sísmico para yacimientos carbonatados naturalmente fracturados.

PEO 2T 2011 12

Acceso a software especializado de inversión sísmica plataforma Jason (Jason Geosystems).

Acceso a software especializado de AVO de la plataforma Hampson & Russell (CGG-Veritas).

Procedencia de roca almacén en la porción norte del Golfo de México (IMP-BP).

Análisis de Plays Carbonatados no convencionales en la Sonda de Campeche (PEP-Repsol).

Actualizar los principales retos asociados a los elementos del sistema petrolero, las intervenciones y las tecnologías requeridas.

4. Revertir disminución en producción

1A. Introducir mejores prácticas para administrar la declinación de campos

Análisis del proceso de la producción declinada, de acuerdo al programa, al final del segundo trimestre se tiene un avance del 100%.

Implementación del proceso mejorado, se tiene programado para el segundo semestre del año.

Implementación de Estrategia Nacional de Productividad, el programa contempla un avance del 10% en cada trimestre iniciando en el segundo para lograr el 30% al final de 2011, se reporta un avance del 10% de acuerdo a lo programado.

1B. Proyectos de Recuperación Secundaria y Mejorada

Se inició la ejecución de pruebas piloto de Recuperación Mejorada, en el periodo se ha cumplido con las dos pruebas programadas, los resultados y estado actual es como se indica en la siguiente tabla:

Prueba Resultado Estado actual

Inyección de vapor en Samaria Terciario

La prueba fue exitosa pasando de una producción en frio de 450 bpd de aceite a 1400 bpd en caliente

Actualmente se está analizando llevar las pruebas a escala de campo

Inyección continua e intermitente de CO2 en ATG

La inyección continua no fue exitosa

La inyección discontinua resultó positiva

Se está aún en proceso de evaluación, y se están diseñando más pruebas

PEO 2T 2011 13

Se ha logrado un avance de 71% en cierre de brechas, esto es en lo relacionado a competencias del personal en Recuperación Secundaria y Mejorada, con tres maestrías y dos doctorados.

Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:

Es necesario mantener los equipos de Recuperación Secundaria y Mejorada en las cuatro áreas regionales del Organismo, asignación de recursos económicos y continuar la formación de especialistas en esas disciplinas.

En los Activos Regionales mantener los equipos y líderes de cada proyecto, continuar el compromiso de asignación de recursos económicos por parte de los Activos e identificación de nuevos requerimientos para cierre de brechas en los equipos de Recuperación Secundaria y Mejorada.

Continuar con la documentación de cada opción de Recuperación Secundaria y Mejorada en los proyectos de explotación.

1C. Implementar el mapa tecnológico de desarrollo y exploración

En cuanto al desarrollo de pruebas tecnológicas piloto, de acuerdo al programa, se llevaron a cabo dos pruebas, al final del año se tiene programado un total de seis.

Transferir y difundir tecnologías, el programa contempla esta actividad a partir de tercer trimestre del año.

Masificación de tecnologías, se concluyó una de dos actividades programadas para 2011.

Lineamientos y procedimientos para las pruebas piloto de acuerdo al programa con un 50% de avance.

Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:

Implantar los resultados de los proyectos CIIS y Fondo Sener-Conacyt.

Contar con los recursos económicos para realizar estudios de análisis de riesgo e incertidumbre, asociados a la jerarquización de pruebas piloto.

Implantar los resultados de los proyectos CIIS y Fondo Sener-Conacyt.

Jerarquizar las pruebas tecnológicas a realizar.

PEO 2T 2011 14

1E. Desarrollar e implementar la estrategia de explotación de crudos extra pesados

Referente al avance en la estrategia integral de explotación de crudos extra pesados, se logró el 50% de acuerdo a lo programado para el primer semestre.

Se concluyó el documento de visualización (DSD-V).

El documento de conceptualización (DSD-C) se estima concluirlos a finales del presente año.

1F. Acelerar la entrada a producción de campos nuevos y reactivación de campos

Se concluyó el pre-dictamen y dictamen del FEL-D del Proyecto Cactus Sitio Grande (campo nuevo: Teotleco).

Se ha concluido diagnostico modelo estático de los campos Bricol, Madrefil y Teotleco.

Evaluación técnica de campos marginales para nuevos modelos de ejecución. Data room Región Sur con tres áreas: Santuario, Magallanes y Carrizo. Data room de la Región Norte de 7 áreas: Altamira, Ébano, Panuco, Tierra Blanca, San Andrés, Arenque y Atún.

Se identifican los siguientes riesgos:

Retraso en los programas de trabajo de la fase FEL-D de los proyectos Costero Terrestre (campos nuevos: Ribereño y Altamonti) y Delta del Grijalva (campos nuevos: Palapa, Pachira, Huaycura, Enebro y Kanemi).

Para lo cual se llevan a cabo las siguientes acciones preventivas:

Asegurar la asignación de recursos.

Dar seguimiento mensual al cumplimiento de los programas de trabajo correspondientes y al aseguramiento de los recursos requeridos.

Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:

Seguimiento de los estudios de caracterización inicial de campos nuevos para el diseño de sus planes de explotación: Bricol, Madrefil y Teotleco.

Asegurar la asignación de recursos humanos internos y externos para concluir el diseño de los proyectos bajo metodología FEL de los proyectos Costero y Delta del Grijalva.

PEO 2T 2011 15

5B. Definir el mapa tecnológico de desarrollo y explotación

Se han elaborado siete mapas por necesidad tecnológica uno más de los considerados en el programa para el periodo.

Los lineamientos de operación de redes de expertos llevan un 55% de avance.

Para el resto del año de espera contar con 14 mapas por necesidad tecnológica, tres de rutas tecnológicas, el 40% del plan de administración de tecnología y el 80%de los lineamientos de operación de redes de expertos.

5. Optimizar las operaciones de producción, distribución y comercialización

9C. Mejorar flexibilidad en el sistema de distribución a través de nueva infraestructura en zonas críticas

Derivado del Balance Nacional de Crudo 2011, en este reporte se reprogramaron las obras de acuerdo a sus fechas pronósticos de termino presentadas en la reunión de avances de obras, por lo anterior se creó la nueva línea base para el Plan Integral de Transporte y Acondicionamiento de Hidrocarburos 2011.

La siguiente tabla muestra los avances programados y realizados en el periodo de evaluación

Obra Entrega Enero-junio

Prog. Real Terminación del tanque TV-5013 jul-11 99.2 96.4

Mantenimiento al TV-5002 jul-11 30 30Construcción de un tanque de 500 MB para almacenamiento de petróleo crudo Maya en TMP (TV-5001)

jul-11 100 98.5

Sustitución de 4 equipos de bombeo por bombas de tornillo en la plataforma Rebombeo

ago-12 10.5 10.5

Central de Rebombeo en “El Misterio I” sep-12 8.7 8.7

Ampliación de la CB-4T en la TMDB nov-12 8.5 8.5

Oleoducto de 30” x 15 Km. Palomas-Tuzandepétl feb-13 1.5 1.5

Avance total del programa 24.6 24.3

TMDB – Terminal marítima Dos Bocas, Tabasco

PEO 2T 2011 16

Así mismo, otras obras consideradas son:

Obra Entrega

Mantenimiento al TV-5001 feb-12

Mantenimiento al TV-5016 jun-12

Mantenimiento al TV-5014 jul-12

Adecuación de cabezales en Domos Salinos Tuzandepétl ene-13

Salinoducto de 20”x 28 Km. de Tuzandepétl - Rabón Grande ene-13

Oleoducto 36" x 62.5 Km. TMDB-Área de Trampas El Misterio abr-13

9D. Incrementar el valor y calidad de hidrocarburos a través de segregación y mezclado de corrientes

Al igual que la iniciativa anterior, derivado del Balance Nacional de Crudo 2011, en este reporte se reprogramaron las obras de acuerdo a sus fechas pronósticos de termino presentadas en la reunión de avances de obras, por lo anterior se creó la nueva línea base para el Plan Integral de Transporte y Acondicionamiento de Hidrocarburos 2011.

La siguiente tabla muestra los avances programados y los reales alcanzados en el periodo:

Obra Entrega Avance enero-junio

Prog. Real

Planta de tratamiento de aguas congénitas para 100 MBPD de Cantarell en TMDB

jun-11 99.90% 99.30%

Adecuación tecnológica de la Planta criogénica II en CPG Cd. Pemex

ene-12 6.70% 6.20%

Conversión a Gun Barrel TV-5006 mar-12 11.00% 10.80%

Construcción de un cabezal de distribución interna de 36" de diámetro de casa de bombas 5E hasta tanques de almacenamiento lado sur dentro de la TMDB

jun-12 13.70% 11.00%

Patines de mezclado y control de calidad en la TMDB jul-12 10.10% 8.40%

Oleoducto 36” x 16 Km Ku A – Akal J ago-12 6.50% 5.30%

Deshidratación y desalado en Akal J1 (200 Mbd) ago-12 18.40% 11.60%

Sistema de calentamiento de crudo pesado de KMZ oct-12 11.00% 10.80%

Conversión a Gun Barrel TV-5008 nov-12 11.00% 10.80%

Construcción del incremento de capacidad de 100 a 150 MBPD de la Planta de tratamiento de aguas congénitas (PTAC)

dic-12 6.80% 6.30%

Cambio de internos del TV-2005 y TV-2006 dic-12 0.00% 0.00%

Complementación/cambio de equipos de bombeo CB-5E feb-13 8.50% 8.40%

Sistema de lavado, calentamiento y desalado de crudo de Abk-A

mar-13 7.30% 7.10%

PEO 2T 2011 17

Obra Entrega Avance enero-junio

Prog. Real Planta de tratamiento de aguas congénitas para 100 MBD de KuMaZa en la TMDB

jun-13 3.50% 3.50%

Planta NRU en Cunduacán de 125 MMpcd, del AISL abr-14 10.50% 10.50%

Planta NRU en Jujo de 150 MMpcd, del AIBJ mar-15 8.50% 8.50%

Planta de mejoramiento de crudo pesado de 17°-19° API jul-16 0.60% 0.60%

Avance total del programa 12.10% 11.10%

6. Continuar con la implantación del Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO)

El programa de esta acción para el presente año contempla implantar el Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO) en 42 instalaciones tipo “A”.

La siguiente tabla muestra el avance programado y el logrado en el periodo de evaluación:

Elemento Enero-junio

Programa Realizado

Organización 65 69

Confiabilidad humana 45 37

Confiabilidad de procesos 67 75

Confiabilidad de diseño 68 68

Confiabilidad de equipos y ductos 63 67

Proceso de mantenimiento 65 74

Elemento PM-SAP 86 86

En lo que respecta al avance del SCO se reporta 68% en la implantación en los 7 elementos y 23 subelementos para las 42 instalaciones tipo "A", valor de acuerdo a lo programado.

El incumplimiento en el elemento Confiabilidad Humana, se debe al atraso en la elaboración y validación de Mapas de Gestión de Procesos de Operación y Mantenimiento AS-IS, que sirven de insumo para determinar los perfiles de los puestos de trabajo y planes de capacitación, por lo que para corregir la desviación se aplicará el Manual y Guías del Sistema de Confiabilidad Operacional, se continuará con las revisiones de control y se llevará a cabo un Taller de Mapeo de Procesos.

Para lograr lo anterior se han llevado a cabo las siguientes actividades:

Gestionar la asignación oportuna de Recursos Humanos y Financieros al Proyecto de SCO.

PEO 2T 2011 18

Continuar con la rendición de cuentas de los subdirectores referente al avance de la implantación del SCO.

Contar con los asesores Internos a tiempo completo en las instalaciones.

Involucramiento del área operativa.

Ejecutar el contrato de asistencia técnica especializada para la implantación del SCO.

7. Redefinir y revisar el alcance de la metodología FEL para proyectos de exploración y de explotación

8B. Redefinir y revisar el alcance de la metodología FEL para proyectos de exploración

Se cumplió al 100% con el programa establecido para este primer semestre con relación a:

Se realizó el diagnóstico VCDpy de los proyectos Campeche Oriente y Comalcalco, cumpliendo al 100% el programa.

En el semestre se elaboraron 7 documentos de soporte de decisión (DSD), correspondiendo 3 al proyecto Campeche Oriente, 3 al proyecto Comalcalco y uno al proyecto Pámpano.

En el periodo se emitió el dictamen técnico de los proyectos: Campeche Oriente, Comalcalco y Pámpano.

8C. Redefinir y revisar el alcance de la metodología FEL para proyectos de explotación

Durante el periodo de evaluación del informe, se tuvieron los siguientes avances:

En la elaboración y difusión de la guía de evaluación del desempeño de la aplicación de la metodología FEL, se ha logrado un avance del 25%.

En la elaboración o actualización y difusión de las guías:

o Del modelo integral del proyecto de explotación (MIPE),

o Del modelo integral de pozo (MIPO),

o De la herramienta para análisis de campos de explotación (HACE),

o Del modelo de aproximación de pronósticos de producción (MDA),

PEO 2T 2011 19

o De la metodología de identificación del nivel de desarrollo de los modelos estáticos y dinámico de los proyectos de explotación (INDED),

o y de la guía de análisis de post-perforación de pozos y del modelo para la optimización de intervenciones a pozos. (MOIP).

o Se considera un avance del 70%.

En actualizar y difundir la guía de incorporación de los proyectos de explotación bajo FEL en la cartera de inversión, para la asignación de recursos de proyectos nuevos o con cambio de monto y alcance. Se reporta un avance del 20%.

En elaborar y difundir la guía para la incorporación de la componente exploratoria en el Documento Rector. Avance del 10%.

Elaborar y difundir la guía con el alcance de las bases de usuarios e ingenierías de instalaciones y pozos, de las fases de conceptualización y definición de los proyectos de explotación. Se reporta un avance del 20%.

Como acciones de adicionales de mejora se espera:

Definir el alcance de la metodología FEL para cada proyecto de explotación y especificar esquemas alternativos de documentación.

Plantear propuestas para el reforzamiento del diseño de proyecto de explotación y alineación con el ciclo de Planeación.

Continuar con el efectivo apoyo y seguimiento en el proceso de diseño y dictamen de los proyectos de explotación bajo la metodología FEL.

Continuar con la coordinación y comunicación efectiva entre las cuatro regiones de PEP, lo que ha permitido compartir experiencias y mejores prácticas en la planeación de los proyectos.

8. Modernizar la función de perforación y separarla de exploración y explotación

Durante el segundo trimestre de 2011 se concluyó la siguiente acción:

Diseño organizacional a detalle.

Los siguientes pasos estimados a llevar a cabo en el segundo semestre de 2011 son:

Implementación en una región.

Implementación en el resto de las regiones.

PEO 2T 2011 20

Separación de Pemex Perforación y Servicios como compañía filial.

9. Desarrollar modelos de contratos integrales de exploración y/o producción

Durante el segundo trimestre de 2011 se concluyeron las siguientes acciones:

Se realizó la venta de 50 bases de licitación en las áreas contractuales de Magallanes, Santuario y Carrizo.

Se atendieron 7 juntas de aclaraciones.

Se dieron respuesta a 2,357 preguntas en las juntas de aclaraciones.

Se atendieron las visitas a las instalaciones por parte de la Región Sur.

Se impartieron 3 talleres en temas económicos, legales y financieros.

Se realizó la construcción del cuarto de datos para campos maduros de la Región Norte.

10. 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 2011, se programó realizar 823 auditorías de SIPA más 583 seguimientos al cumplimiento de auditorías realizadas para hacer un total de 1,406 auditorías internas en materia de SIPA.

Al segundo trimestre de 2011 se logró un avance de 99% en la realización de las auditorias y un 95% en los seguimientos de lo programado para el periodo referido.

PEMEX Exploración y Producción se adhirió a partir de 1999 al Programa Nacional de Auditorías Ambientales y al mes de junio 2011 ha incorporado un total de 671 instalaciones de proceso y 680 ductos de transporte, ya sea en forma individual o a nivel de subsistemas. De éstos, 235 instalaciones y 447 ductos cuentan con certificado.

El avance registrado al segundo trimestre de 2011 en el proceso de certificación es de 35% para instalaciones y 66% para el caso de ductos.

Para reforzar la administración de la seguridad física en 2011, se tienen programados 126 estudios de análisis de vulnerabilidad de las instalaciones,

PEO 2T 2011 21

al cierre del segundo trimestre de este año se tuvo un avance de 62 estudios realizados contra 70 programados.

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 programados a realizar 306 reportes en el año, realizándose al cierre de junio de 2011 187 de 161 programados, superando la expectativa en un 116%.

Respecto a las actividades de implementación del Sistema PEMEX-SSPA versión 1, tienen los siguientes avances:

A la fecha, los nueve Cuerpos de Gobierno han generado 76 documentos normativos y mecanismos que soportan la implementación del Sistema PEMEX-SSPA en PEP los cuales comprenden criterios técnicos, guías, instructivos, procedimientos, así como algunos sistemas informáticos de control, entre otros.

Derivado de las autoevaluaciones realizadas con la versión 1.0 del Manual Pemex-SSPA emitido por la Dirección General se identificaron los siguientes avances en la Implantación:

Los esfuerzos de la organización en las 12 Mejores Prácticas (12MPI) se reflejan en los avances alcanzados principalmente en:

El involucramiento de toda la organización en el proceso de implementación del Sistema a través de la Organización Estructurada con la participación de personal directivo, gerencial, mandos medios y trabajadores.

La implementación sistemática de un proceso de rendición de cuentas catorcenal en materia de SSPA ante la Dirección General a través de videoconferencias, para dar seguimiento al proceso de implementación con participación de Subdirectores, Gerentes, Personal de línea, Sindicato y Prestadores de servicios.

Elaboración y actualización de documentos normativos y Manuales de Capacitación en materia de SSPA de acuerdo a las necesidades de PEP para las 12 Mejores Prácticas, el Subsistema de Administración de la Seguridad en los Procesos, el Subsistema de Administración Ambiental, Disciplina Operativa y Auditorías Efectivas.

En Disciplina Operativa, se han evaluado 22,702 actividades e identificado 20,488 procedimientos e instructivos de trabajo como necesarios. De los cuales se cuenta actualmente con 17,515 procedimientos e instructivos.

Se desarrollaron y autorizaron 8 procedimientos críticos genéricos para PEP, sustentados en el Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos

PEO 2T 2011 22

Mexicanos, los cuales cancelan y sustituyen a 68 documentos de nivel Subdirección, logrando así un avance sensible en la racionalidad normativa del organismo.

Para apoyar la eficiencia y eficacia de las observaciones durante las auditoría efectivas, se desarrolló una Guía Técnica para el asesoramiento (Coaching) en auditorias efectivas.

En los 14 elementos que conforman el Subsistema de Administración de la Seguridad en los Procesos (SASP), se muestran avances notables en:

El desarrollo de los entregables del Cuerpo de Gobierno e identificación de indicadores del SASP.

La actualización de los paquetes tecnológicos.

El desarrollo de Análisis de Riesgo de los Procesos en las instalaciones.

La capacitación a través del Grupo Especialista en el SASP conformado para apoyar el proceso de implantación de PEP.

Implementación operativa del Subsistema de ASP en los Equipos RIG-3, PM-4039, PM-4048 y PM-317 como prueba piloto con apoyo y asesoría del Grupo Especialista en el SASP.

En relación a los 15 elementos del Subsistema de Administración Ambiental (SAA) destaca la formación de 54 especialistas en la materia y el desarrollo de los documentos normativos y un manual de capacitación por parte del Cuerpo de Gobierno, así como la capacitación de 1664 trabajadores en materia del SAA.

En relación al Subsistema de salud en el Trabajo se designaron los candidatos para formación de especialistas en Higiene Industrial y administradores de los SMST que participarán en los programas corporativos del SAST.

Cabe destacar el desarrollo de prácticas, documentos normativos y sistemas informáticos que por su funcionalidad y eficacia, han sido promovidos por la Dirección Corporativa de Operaciones para uso de otras Subsidiarias, como el Sistema de Disciplina Operativa (SISDO) que fue designado como herramienta institucional en todo Pemex y que actualmente se encuentra en proceso de implementación en Pemex Petroquímica, Refinación, así como Gas y Petroquímica Básica.

En cuanto a la Capacitación en el Sistema PEMEX SSPA, en este periodo se han desarrollado a través de terceros 102 talleres de entrenamiento con 2,045 participantes. Así mismo, inició el desarrollo de entrenamientos para formación de especialistas en los 3 subsistemas (SASP -9 módulos de abril-

PEO 2T 2011 23

septiembre; SAA-5 módulos de mayo-agosto y SAST- 5 módulos de junio a septiembre) en los que se tienen 72 participantes.

Para determinar el grado de involucramiento de la línea de mando y contar con un punto de referencia respecto a la media obtenida de compañías internacionales de clase mundial, se desarrolló una encuesta de percepción durante el mes de marzo, con enfoque en personal directivo, gerencial, mandos medios y supervisores, obteniéndose los resultados que se muestran en la siguiente tabla:

Consolidación del Sistema y Próximos Pasos

Para fortalecer el desarrollo de las iniciativas relacionadas con la implementación del sistema PEMEX-SSPA las estrategias fueron incorporadas en las iniciativas que conforman el Plan de Negocio s de PEP y el Mapa Estratégico de la Subdirección de SIPA.

En el mes de febrero inició un programa para apoyar la implementación y mejora operativa del Sistema PEMEX-SSPA, seleccionando 14 instalaciones, que serán modelo en la Implementación acelerada del Subsistema de Administración de Seguridad en los Procesos (SASP) para su posterior replica masiva.

Subdirección Instalación modelo Área de adscripción Ciudad base

Región Sur Complejo Samaria II AI Samaria Luna Villahermosa

Cárdenas Norte AI Bellota Jujo Villahermosa

Región Norte Estación ERG Papan AI Veracruz Veracruz

Campo 2 AI Poza Rica Altamira Poza Rica

Región Marina Noreste

Zaap C AI Ku Maloob Zaap Cd del Carmen

Akal Bravo AI Cantarell Cd del Carmen

PEO 2T 2011 24

Subdirección Instalación modelo Área de adscripción Ciudad base

Región Marina Suroeste

Abkatún Delta AI Litoral de Tabasco Paraíso

Abkatún Alfa AI Abkatún Pol Chuc Paraíso

Distribución y Comercialización

CPG Akal C-7/C-8 GTDH Marina Noreste Cd del Carmen

CCC Palomas GTDH Sur Villahermosa

EMC Km. 19 GTDH Norte Reynosa

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Comalcalco 337 UO Comalcalco Paraíso

Veracruz 317 UO Veracruz Veracruz

Kumaza 4048 UO Ku Maloob Zaap Cd del Carmen

Con base en los avances del Plan de Implantación y los programas de mejora de las Subdirecciones Operativas y Cuerpos de Gobierno, se definieron las siguientes acciones para los Equipos de Liderazgo SSPA.

Continuar el fortalecimiento de los programas de rendición de cuentas de los Equipos de Liderazgo en SSPA en todos los niveles de la organización y asegurar su sistematización y homologación.

Apoyar a los equipos y subequipos SSPA para mantener actualizadas sus Actas Constitutivas y capacitados sus miembros conforme la versión 1.0 del Manual y la Guía Técnica de Organización Estructurada Clave 800/16000/DCO/GT/022/10.

Desarrollar acciones para asegurar la comunicación y cumplimiento de la Guía Técnica de responsabilidades respecto al Sistema PEMEX-SSPA para personal de línea de mando y de SIPA.

Promover la participación del Sindicato en el proyecto de implantación del Sistema.

Continuar con la actualización de los Planes de Respuesta a Emergencias incluyendo requisitos de Salud en el Trabajo y de Protección Ambiental con base en los Análisis de Riesgo y difundir a los Contratistas.

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

Durante el segundo trimestre del año las actividades se acotaron a la difusión interna que se realiza en cada Región del Organismo.

Región Norte

Se presentaron en el trimestre 38 bloqueos y/o cierres de los 300 estimados, lo que representa sólo el 13% de la estimación para el año.

PEO 2T 2011 25

Se presentaron en el trimestre 507 reclamaciones de la comunidad, de las cuales 501 han sido dictaminadas como procedentes.

Región Sur

Con respecto al segundo trimestre de 2011 se registraron 7 bloqueos contra los 6 estimados, es el resultado de cierres por exigencias de comunidades del activo Cinco Presidentes.

El índice de reclamaciones dictaminadas procedentes en el periodo abril-junio fue de 45%.

Región Marina Suroeste

Se recibieron 107 reclamaciones por daños a actividades de pesca supuestamente ocasionadas por el arribo de hidrocarburos en costas de Tabasco, las cuales fueron dictaminadas como improcedentes.

Conforme al monitoreo de medios de comunicación se registraron 32 notas positivas de un total de 64.

Se ejecuta la obra de drenaje en la ciudad de Paraíso. (vigencia: octubre 2010 – abril 2011).

Se efectuaron reuniones con gobierno estatal, ayuntamiento municipal, sector pesquero y representantes comunitarios.

Se realizaron difusiones de programas ambientales y de seguridad fuera del trabajo, en escuelas y áreas públicas (ámbito de alcance de 20,243 personas).

Región Marina Noreste

Durante el segundo trimestre de 2011 se recibieron 82 reclamaciones de la comunidad, de éstas se dictaminaron el 86% como procedentes.

En este mismo periodo, no se presentaron bloqueos a instalaciones petroleras y no hubo interrupciones a la operación ni diferimiento de producción.

12. Ejecución de acciones para administrar la declinación en el proyecto Cantarell

El proyecto mantiene como principal reto el administrar la declinación e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos; durante el primer semestre se continuó con diversas acciones encaminadas al mantenimiento de presión del yacimiento, la perforación de pozos de desarrollo y procesos de

PEO 2T 2011 26

recuperación mejorada, lo anterior se puede resumir en las siguientes acciones:

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

El programa de producción de crudo para el primer semestre de 2011 en el proyecto Cantarell fue de 447 Mbd, teniéndose como resultado 465 Mbd, el resultado registrado se debió al mayor beneficio por intervenciones a pozos, menor producción diferida por reprogramación de libranzas, el continuado esfuerzo de administración de pozos para su cierre y apertura conforme a los avances de los contactos del crudo con gas y agua.

En la actividad de intervenciones mayores a pozos se programaron 11 y se realizaron 23, lo que redituó en el mejor resultado en producción.

Restitución de la producción mediante la perforación de pozos convencionales

Se contemplaba en el programa la perforación de 11 pozos, realizándose 9, la diferencia se debió a retrasos en el proceso licitatorio.

Mantenimiento de presión al yacimiento

Con la finalidad de mantener la presión en el yacimiento, en el periodo enero-junio se inyectaron 551 MMpcd de nitrógeno y 899 MMpcd de gas amargo.

Hasta el momento, en el corto plazo se ha reducido el ritmo de la declinación de la producción y se espera mantener un factor a valores menores del 10% en el campo Akal, principal campo del proyecto, y optimizar procesos de recuperación mejorada.

PEO 2T 2011 27

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-jun (3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción

(1) vs (3)

Calificación (1) vs (3)

Producción de crudo total

Mbd 1 4 32% 2,565 mín 2,867 2,493 -14.5% 0.3% Sobresaliente 8 31% máx 3,000 2,557 9 34%

Producción de crudo entregada a ventas

Mbd 1 5 70% 2,540 mín 2,863 2,446 -15.2% 1.3% Sobresaliente 6 49% máx 2,996 2,507

Producción de gas total c

MMpcd 1 4 32% 6,052 mín 6,760 5,444 -12.8% -1.1% Aceptable 8 31% máx 6,936 6,121 9 34%

Producción de gas asociadoc

MMpcd 1 4 32% 3,797 mín N.A. 3,220 -1.3% Aceptable 9 34% máx N.A. 3,847

Producción de gas no asociado

MMpcd 1 4 32% 2,255 mín N.A. 2,225 -0.8% Aceptable 9 34% máx N.A. 2,273

Producción de gas entregada a ventas

MMpcd 1 5 70% 5,660 mín 6,498 4,771 -15.1% 2.3% Sobresaliente

6 49% máx 6,667 5,535

Costo de descubrimiento y desarrollo

d

US$/ bpce

2, 9 1 59% 12.84 mín 13.29 16.45 14.1% 27.3% 2 80% máx 14.95 17.66 3 47% 4 32% 8 31% 9 34%

Costo de producción US$/ bpce

2, 9 4 32% 5.25 mín 5.26 5.69 4.8% 12.5% Sobresaliente 5 70% máx 5.52 6.01 8 31% 9 34%

Costo de transporte US$/ bpce

2, 15 5 70% 0.93 mín 0.72 0.97 -26.0% 10.2% Sobresaliente 6 49% máx 0.74 1.04

Autoconsumo de gas % 2 6 49% 8.7 mín 8.8 8.1 4.4% -3.3% Insuficiente máx 9.1 8.4

Productividad laboral Mbpce/ plazas

ocupadas

3 4 32% 51.9 mín 39.2 51.9 28.5% -1.9% Aceptable 9 34% máx 40.4 52.9

Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción

Índice 5 6 49% 0.17 mín 0.00 0.04 41.7% -149.8% Insuficiente

10 32% máx 0.30 0.07

11 42%

Índice de frecuencia de accidentes en perforación

Índice 5 8 31% 0.86 mín 0.00 1.13 60.8% 26.3% Sobresaliente 10 32% máx 2.20 1.17

11 Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos con metodología FELd

Número 6 7 62% 42 mín 36 36 -8.7% -8.7%

máx 46 46

Tasa de restitución de reservas probadasd

% 8 2 80% 85.8 mín 85.7 85.7 -8.6% -6.0%

4 32% máx 93.9 91.3

Tasa de restitución de reserva 3P

d

% 8 1 59% 104.0 mín 72.8 80.9 24.6% -4.3% 2 80% máx 83.5 108.7 3 47%

Incorporación de reservas 3P

d

Mmbpce 8 1 59% 1,438 mín N.A. 1,018 0.7% 2 80% máx N.A. 1,428 3 47%

Relación Reservas probadas/producción d

Años 8 1 59% 10.0 mín N.A. 10.0 -1.0% 2 80% máx N.A. 10.1 4 32%

Factor de recuperación actuald

% 10 4 32% 27.5 mín 28.1 27.0 -5.5% -1.0%

máx 29.1 27.8

Éxito exploratorio comercial

d

% 11 1 59% 46 mín 31 32 7.0% -2.1% 2 80% máx 43 47

PEO 2T 2011 28

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-jun (3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción

(1) vs (3)

Calificación (1) vs (3)

3 47% Productividad por pozod

MMbpce/pozo 12 4 32% 1.26 mín 0.60 1.18 88.1% -8.7% máx 0.67 1.38

Aprovechamiento de gas

c

% 13 6 49% 95.8 mín 96.4 91.5 -2.2% 2.4% Sobresaliente máx 98.0 93.6

Índice de mermas y pérdidas

15, 16 5 70% 0.41 mín 0.54 0.44 28.1% 18.3% Sobresaliente máx 0.57 0.50

Fugas de hidrocarburos

Número 15, 16 6 49% 14 mín N.A. 21 46.8% Sobresaliente 11 42% máx N.A. 26

Derrames de hidrocarburos

Barriles 15, 16 6 49% 141 mín N.A. 776 85.5% Sobresaliente

11 42% máx N.A. 970

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. Gas total producido sin considerar el volumen de nitrógeno. En el periodo el nitrógeno promedió 710 millones de pies cúbicos día. d. Indicadores de seguimiento anual.

PEO 2T 2011 29

Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Autoconsumo

Causas de desviación:

La variación en lo realizado para el indicador fue debido a que se incrementó el gas usado en operación en las regiones marinas, lo anterior originado por la incorporación de equipos de compresión para el manejo y aprovechamiento de gas producido.

Acciones correctivas o de mejora:

La variación presentada se espera corregir con la regularización en la operación de los equipos, por lo que no se estima una medida adicional.

Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción

Causas de desviación:

En el periodo de evaluación se registraron 8 accidentes, éstos se presentaron de la siguiente manera: 3 en las actividades de distribución y comercialización de hidrocarburos, 4 en los Activos de la Región Sur y uno en actividades de servicios marinos, ninguno de ellos fatal.

Los tipos de lesiones se manifestaron principalmente en manos y piernas.

Acciones correctivas o de mejora:

Las iniciativas de mejora para este indicador, están incluidas en la acción “Implementación de mejores prácticas de seguridad y salud ocupacional y fomento a la protección ambiental y sustentabilidad”, mismas que derivan de las aplicadas con éxito durante el pasado año 2010.

Factores que permitieron mejor desempeño en indicadores seleccionados

Costo de producción

La disminución de los costos de producción es atribuible a menores gastos principalmente en los rubros de servicios generales y servicios corporativos, compensados por el incremento en la producción.

PEO 2T 2011 30

Costo de transporte

Por su parte los costos de transporte se ubicaron por debajo de la meta mínima atribuible a menores gastos en compras de gas y compensados por el incremento en el volumen facturado.

Producción crudo total

La producción de crudo resultó superior a la meta máxima estimada para el periodo, lo anterior debido a la mayor producción respecto a lo programado en los proyectos Cantarell, Delta del Grijalva, Ogarrio Magallanes y Yaxché; el cumplimiento del programa arriba del 100% en 8 proyectos más, entre ellos Ku-Maloob-Zaap y Crudo Ligero Marino, lo anterior debido a una disminución del ritmo de declinación, y un efecto positivo de las acciones implementadas en los proyectos, en donde incidieron la mayor realización y resultados en reparaciones mayores a pozos.

Aprovechamiento de gas

El desempeño y resultado en el indicador en el periodo fue influenciado por las siguientes acciones:

Entrada a operación del gasoducto de 36”x 24 Km hacia Akal-C6 el cual incrementó la capacidad de transporte de gas húmedo amargo y disminuyó la presión de descarga de equipos booster.

Entrada a operación de un equipo de compresión de gas para baja presión en Zaap C (Booster de 70 MMpcd).

Cumplimiento del programa de operación de los equipos de compresión de alta presión.

Disminución del volumen de gas extraído de la zona de transición.

El avance en las principales obras y acciones es el siguiente:

Acciones 2011 Fecha programada

Avance (%)

Construcción de un gasoducto de 36 “ Ø x 24 Km hacia Akal-C6 para envío de GHA del AIKMZ a módulos del AIC (entró en operación el 8 de abril).

Marzo  100 

Instalación y puesta en operación de un equipo de compresión de gas para baja presión en Zaap C (Booster de 70 MMpcd) (entró en operación el 28 de mayo).

Julio  100 

Instalación y puesta en operación de un equipo de compresión para incremento de la presión del gas para BN en Ku-M (130 MMpcd).

Octubre  70 

PEO 2T 2011 31

Instalación y puesta en operación de tres equipos de compresión de gas para baja presión (Booster) en Akal-L/Enl. (50 MMpcd c/u).

Octubre  71 

Instalación y puesta en operación de un sistema de compresión de gas en alta presión en Akal-J2 (capacidad para 280 MMpcd).

Diciembre  65 

PEO 2T 2011 32

3.B 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:

Arranque de plantas por bloque:

Primer Bloque.- Plantas operando: Planta de Hidrógeno, Planta Hidrodesulfuradora de Diesel con 34,000 BPD de Diesel UBA, Planta de Aguas Amargas (un tren operando, restantes disponibles para operar), Planta de Azufre (Tren 1 en operación, restantes disponibles para operar). Principales Servicios: Gasoducto de 12” x 17.3 Km, Turbogenerador, Unidad Desmineralizadora de Agua, Unidad de Tratamiento Primario de Efluentes, Clarifloculador, Quemadores Elevados QE-02/03/04, Torre de Enfriamiento CT-2000, Calderas CB-6 y CB-7.

Segundo bloque (Planta Combinada Maya, Planta Catalítica, Hidrodesulfuradora de Gasóleos y dos Plantas de Alquilación).- Se concluyó la construcción de estas plantas e inició la etapa de arranque, en la Planta de Alquilación U-18000 se recircula reformado en la sección de Alquilado, en la Catalítica se recircula gasóleo en la sección fraccionadora y en la Combinada se programa introducir carga en el mes de julio, con respecto a Gasóleos se iniciará su arranque a mediados de julio del presente.

Tercer bloque (Plantas Coquizadora, Hidrodesulfuradora de Nafta de Coque, Regeneradora de Aminas).- Se programó su arranque a finales de julio del presente, en el caso de la Hidrodesulfuradora de Nafta de Coque se adelantó

Paquete Avances físicos a junio de 2011

II Aguas Amargas, Servicios Auxiliares y Obras de integración 99.1%

III Planta Combinada, Hidrodesulfuradora de Diesel y Catalítica 96.9%

IV Plantas HDS de gasóleos, hidrógeno y azufre 94.6%

V Plantas de coquización, hidrodesulfuradora de naftas y regeneradora de aminas

94.2%

VI Plantas de alquilación 97.3%

Obra adicional I (sistemas de desfogues, oleoducto 30” y gasoducto 12” x 17.3 km.)

99.5%

Avance Total del Proyecto 97.2%

Hidrogenoducto de 10" por 25.4 km. 88.4%

PEO 2T 2011 33

su arranque utilizando nafta amarga primaria almacenada de la refinería, sin embargo la planta presentó una falla mecánica en un compresor, el cuál fue reparado y se pretende re-arrancar la planta a mediados de julio. La Planta Regeneradora de Aminas se encuentra disponible.

Con respecto al Hidrogenoducto, los trabajos se están acelerando para iniciar su operación en el mes de julio del presente.

En relación a las acciones que ha tomado PEMEX, de diciembre del 2009 a la fecha, en el Proyecto de Reconfiguración de Minatitlán, destacan el pago de anticipos por la obra pendiente de ejecutar y los pagos parciales derivados de los procesos de conciliación ante la Secretaría de la Función Pública (SFP) con las empresas ICA Fluor, Dragados, Minatrico y Ebramex, responsables de los Paquetes 2, 3, 4 y 5, respectivamente, lo que ha ayudado a proveer de recursos financieros a las empresas contratistas, repercutiendo de manera favorable en la ejecución del proyecto, logrando los avances necesarios para llegar a la terminación y operación del primer bloque de plantas y mejorar el ritmo de ejecución en el resto del Proyecto.

Se continúa con los procesos de conciliación de reclamos y órdenes de cambio ante la SFP, se efectuarán los trámites para la obtención de recursos financieros que permitan solventar los dictámenes finales que serán emitidos a través del Tercero Experto por un monto de $310 MMUSD.

Reconfiguración de la refinería de Salamanca:

En 2009 se concluyó 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%).

A finales de 2010 se terminaron las Ingenierías Básicas de las plantas Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización y Agotamiento de Aguas Amargas desarrolladas por el IMP.

Este proyecto fue validado por DCO, DCF, Ex – DCIDP, Planeación y el Centro de Trabajo.

Asimismo, en 2010 se obtuvo el dictamen favorable del Comité de Obras Públicas para la contratación de ingenierías básicas de la remodelación de la planta de Desintegración Catalítica (FCC) y de la planta Reformadora de Naftas nueva e Hidrodesulfuradora de Gasóleos.

El 1° y 2 de junio de 2011 se realizó la reunión de arranque y alineación del contrato para realizar funciones de Administrador de Proyecto PMC y desarrollar la ingeniería básica extendida FEED con el IMP asociado con ICA

PEO 2T 2011 34

Fluor, de acuerdo con las mejores prácticas indicadas en el Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos.

El IMP, asociado con Exxon Mobil Research Engineering (EMRE), presentó en febrero del presente año, el reporte final del estudio para la implementación del corte profundo y las modificaciones requeridas a efectuar en las plantas combinadas AS y AA-AI, para su implantación, determinando que es factible su realización. Se recibió y revisó la propuesta del IMP para el desarrollo de ingeniería básica, básica extendida y paquete de concurso, se encuentra en trámite de contratación por la Gerencia de Contratación de la Subdirección de Finanzas y Administración.

En trámite la contratación de Foster Wheeler para evaluar la propuesta de adquisición de equipos ofertados por la Cía. Valero Energy de tecnología Foster Wheeler para la planta de Coquización, proyecto que fue cancelado por la misma, por lo que oferta los equipos disponibles que en su mayoría son equipos críticos de largo tiempo de fabricación y entrega, a excepción del compresor de gases y las bombas de corte de Coque. Foster Wheeler bajo este contrato también efectuará una validación del proceso para la unidad de coquización, modificará la Ingeniería Básica, desarrollará la Ingeniería Básica extendida FEED y un estimado de costo Clase II para dar una mayor definición al proyecto.

Se tiene pendiente la adquisición de 2.3 Hectáreas de terrenos para conformar la zona de amortiguamiento por donde se relocalizarán las líneas de alta tensión de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Actualmente, el proyecto tiene una rentabilidad de 17.2% antes de impuestos, incluye inversión del tren de lubricantes y corte profundo.

Avance global del proyecto: 4.5%

Aprovechamiento de residuales (Salina Cruz):

Para Salina Cruz se cuenta con estudio de factibilidad y esquema de proceso definido mediante simulación rigurosa desde el año 2006, no se ha asignado presupuesto. No tiene un avance real cuantificado, ya que el proyecto está en espera. Se planea utilizar un esquema de aprovechamiento de residuales similar al de Tula, el cual se iniciaría después del arranque de Salamanca y Tula.

2. Implementar mejores prácticas en refinerías

La Primera Fase del proyecto de Mejora al Desempeño Operativo (MDO), hasta el 30 de Junio de 2011, se enfocó en seleccionar oportunidades

PEO 2T 2011 35

fundamentadas en beneficios económicos, facilidad de implementación y en el requerimiento mínimo o nulo de recursos de inversión.

La factibilidad técnica y sustento económico de estas oportunidades fueron basadas en evaluaciones de un escenario de precios acordado, así como de la identificación y resolución de restricciones o cuellos de botella.

En la Ola 1, se identificaron 97 oportunidades en la refinería de Madero y 48 oportunidades en la refinería de Salina Cruz, de las cuales se seleccionaron 10 oportunidades en la primera mencionada y 14 oportunidades en la segunda para tomar acciones inmediatas de fácil implementación, alto impacto y baja inversión.

Para la parte de factor humano, cultura laboral e infraestructura de gestión se han generado 110 iniciativas, de las cuales 55 ya se han implementado o se encuentran en fase de implementación.

A principios del mes de abril dio inició la Ola 2, se realizaron las visitas de las consultoras en las refinerías de Tula y Cadereyta, finalizando éstas el 19 de Mayo, donde en el caso de Cadereyta ya se detectaron oportunidades preliminares de alto impacto.

Se tiene estipulado el inició de la Ola 3 para el próximo mes de Octubre, para realizar en principio las visitas a las refinerías de Minatitlán y Salamanca.

3. Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)

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

Se encuentra en revisión el Análisis Costo Beneficio para posteriormente presentar únicamente una Nota Informativa al Subgrupo Técnico de Inversiones de Pemex Refinación (SGTI), y a continuación, iniciar con el proceso de Licitación Pública Internacional.

Para el 2011 se tiene un presupuesto de 111.5 millones de pesos.

Construcción de una nueva planta Reformadora en Minatitlán, reemplazo de las Reformadoras BTX y NP-1.

Se autorizó el cambio de monto y alcance para este proyecto. Se continúa la preparación de los documentos requeridos por el SIDP para su validación por las instancias correspondientes y presentarlo posteriormente para su acreditación ante el SGTI de Pemex Refinación.

PEO 2T 2011 36

Se cuenta con recursos para 2011 por 61.8 millones de pesos. Este monto disminuyó respecto al trimestre anterior debido su re-asignación a otros proyectos de la Subdirección de Proyectos de PR.

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

Se encuentra en ejecución por parte de la Compañía OLRAM, la instalación del Módulo Merichem, se tiene actualmente un avance del 5%.

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

Pendiente efectuar reunión para presentar Nota informativa ante el SGTI de Pemex Refinación para posteriormente iniciar el trámite de contratación, por Licitación Pública Internacional.

Se tiene presupuesto 2011 por 106.9 millones de pesos. Se prepara el paquete de licitación para iniciar este proceso en el mes de julio.

4. Definición de proyectos de ampliación de capacidad

El 14 de abril de 2009 el Director General de Petróleos Mexicanos, anunció la construcción de la 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, Hidalgo, en primera instancia y como segunda alternativa la región de Salamanca, Guanajuato.

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.

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

PEO 2T 2011 37

instancias de validación del Documento de Soporte de la Decisión (DSD) y entregables correspondientes.

Avances de 2010:

Se concluyó el desarrollo de la Ingeniería Conceptual correspondiente a la etapa FEL-II de definición de alcances, la cual incluyó entre otros: los estudios morfológicos, los términos de referencia para las unidades de proceso, la selección de opciones tecnológicas, el plano general de localización de unidades de proceso, tratamientos y servicios, torres de enfriamiento y casas de bombas, el esquema integral de procesos, la definición del número y capacidad de tanques de almacenamiento de cargas, productos intermedios y finales y su ubicación, los diagramas de interconexión entre plantas de proceso con ruteo y pre diseño y los diagramas de interconexiones con la refinería “Miguel Hidalgo” de Tula, el estimado de inversión clase IV, los balances de servicios principales y se definieron los sistemas integrales para optimizar el uso del agua considerando el máximo re uso de agua recuperada tratada, sistemas de desfogues y efluentes, sistemas eléctricos, sistemas de seguridad y contra incendio, redes de drenajes, etc. También incluyó la definición de accesos carreteros y ferroviarios, edificios e infraestructura complementaria.

Asimismo, se definieron los requerimientos de Infraestructura Externa.- (CENDI, Sindicato, IMP, Zona Habitacional, avenida principal, vialidades secundarias, áreas verdes, estacionamientos, franja de seguridad, etc.) .

Con relación a la infraestructura externa de ductos, se definió:

La construcción y el trazo del Oleoducto de 36” D.N. Nuevo Teapa – Tamarindos- Jalapa - Tula de 642 Km y se desarrolló la ingeniería conceptual, incluyendo el estimado de inversión clase IV.

El suministro de gas se realizará por medio de un ramal de 14” D.N. del gasoducto de 36” Cactus-Guadalajara tramo Tlapanaloya - Atitalaquia con una longitud de 22.8 Km, se definió su trazo hacia la nueva refinería desarrollándose la ingeniería conceptual y su estimado de costo clase IV.

Se desarrolló la propuesta de un poliducto de 18” desde la nueva refinería a la región sur-oriente del Valle de México, incluyendo el trazo preliminar en tanto se define la ubicación de una nueva TAR al sur-oriente del Valle de México, se elaboró también el estimado de inversión clase IV para este poliducto.

El 10 de agosto de 2010 Pemex Refinación recibió por parte del Gobierno del Estado de Hidalgo en una sola escritura la propiedad en donación simple las 700 hectáreas de terreno, quedando pendiente la relocalización de canales de riego y terrenos para interconexión de refinerías.

PEO 2T 2011 38

El 14 de diciembre de 2010 se publicó la convocatoria para la construcción de la barda perimetral de la nueva refinería en Tula. Este proceso se publicó al amparo de la Nueva Ley de Petróleos Mexicanos. El proceso considera la asignación del contrato en dos etapas; una primera considera un proceso de precalificación de las empresas interesadas y en la segunda etapa, las empresas que cumplan en el proceso de precalificación, presentarán ofertas técnico económicas.

Derivado de la presencia de vestigios arqueológicos en el interior del predio, el Instituto Nacional de Antropología e Historia (INAH) definió originalmente que no es posible construir en un área de aproximadamente 50 has. Se firmó contrato con el INAH con fecha de inicio 3 de septiembre de 2010 para la realización del estudio de prospección arqueológica.

En el mes de diciembre de 2010, se enviaron de manera extraoficial los entregables de la etapa FEL-II a las instancias validadoras del GTI. Lo anterior permitirá que estas instancias revisen los entregables generados por el Equipo de Proyecto y en el transcurso del mes de agosto sea acreditado el proyecto en su etapa FEL-II.

Avances enero-junio de 2011:

Derivado de la publicación de la convocatoria para el proceso de licitación de la barda perimetral, el 7 de enero de 2011 se recibieron propuestas de 30 empresas interesadas en participar en el proceso de precalificación, el 1º de marzo se formalizó el contrato con la empresa Martínez Aguilar Construcciones, S. A. de C. V. El contrato inició el pasado 7 de marzo.

Al 30 de Junio se está en espera del informe final de los estudios de prospección arqueológica por parte del INAH. Dicho instituto ha señalado la necesidad de efectuar un rescate y salvamento arqueológico en un área de 120 hectáreas adicionales a las 50 ya reservadas.

Se dio inicio a los procesos de autorización de la contratación del Administrador del Proyecto (PMC) y Desarrollador de Ingeniería Básica Extendida FEED, ante el CAAOS de Pemex Refinación, El Consejo de Administración de Pemex Refinación, el CAAOS de Petróleos Mexicanos y el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos. Asimismo, se continúa con el proceso para la contratación del primer paquete de tecnologías y los procesos de contratación de estudios complementarios en el predio para el desvío de canales, reubicación líneas de alta tensión y reubicación de basureros, así como para los estudios de Impacto Ambiental (MIA´s).

Avance global del proyecto: 4.60 %

PEO 2T 2011 39

5. Uso eficiente de energía

Para reducir el Índice de Intensidad de Energía (IIE) en el Sistema Nacional de Refinación, las refinerías realizan una serie de actividades como son: las mejores prácticas operativas para el uso eficiente de la energía, así como actividades rutinarias para optimizar el consumo energético. Sin embargo, es importante señalar que uno de los múltiples factores que intervienen directamente en el incremento del Índice de Intensidad de Energía son las bajas utilizaciones de las plantas de proceso y servicios principales, influenciadas, entre otros, por los paros no programados. En el periodo enero-junio de 2011 los paros no programados que más impactaron al SNR, se debieron principalmente a las refinerías de Minatitlán, Cadereyta, Salina Cruz y Tula.

Para poder afrontar la desviación por el concepto antes descrito, se está estableciendo una cartera de proyectos para el periodo 2011-2016 encaminados a reducir la brecha de este 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.

Asimismo, las refinerías de Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula, están gestionando un proyecto integral de eficiencia energética a mediano y largo plazo, con lo que se espera mejorar el IIE en los próximos años.

6. Generación eficiente de energía eléctrica

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 el desarrollo de una central eléctrica 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%.

Avances del Proyecto Externo de Cogeneración (PEC), en el periodo enero-diciembre del 2010:

Se realizaron reuniones técnicas entre Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Pemex, así como visitas de campo a Salamanca; en las cuales se analizaron los siguientes temas y que están plasmados en el “Compendio de Acuerdos entre CFE y Pemex para el Proyecto Externo de Cogeneración (PEC)“:

Se determinó la ubicación del PEC (técnica y económica).

Se determinó la especificación técnica del agua a suministrar por Pemex a CFE.

PEO 2T 2011 40

Se determinó la especificación técnica del gas natural a suministrar por Pemex a CFE.

Análisis y determinación de metodologías para el cálculo de las tarifas del vapor para la venta de CFE a Pemex.

A partir del análisis de la metodología de caldera equivalente por parte de Pemex y la metodología de costo nivelado de generación por CFE, se propuso utilizar por ambas instituciones la metodología por Exergia, para determinar las tarifas del vapor de alta y media presión que regirán el contrato de prestación de servicios respectivo.

Se realizan reuniones para analizar comentarios al “Compendio de Acuerdos entre CFE y Pemex para el Proyecto Externo de Cogeneración“.

CFE adjudicó el contrato de Obra Pública Financiada a Precio Alzado “Proyecto CCC Cogeneración Salamanca Fase 1” a la Cia. Iberdrola Ingeniería y Construcción, S.A. de C.V.; el período de los trabajos estimado es del 24 de diciembre de 2010 al 30 de abril de 2013, teniendo un plazo de ejecución de 858 días. La capacidad neta garantizada de 430.2 MW, un flujo de vapor de alta presión de 579 t/h y 83 t/h de vapor de media presión.

Asimismo, el 26 de febrero de 2011 CFE inició actividades del contrato PIF-036/2010 en campo.

Otras oportunidades de cogeneración contempladas, que mejorarán el IIE y que se citan en este documento son:

Cogeneración CFE-Pemex-Refinación en Nueva Refinería Bicentenario en Tula; se encuentra en etapa de planteamiento de esquemas de cogeneración entre ambas instituciones y esquemas de suministro.

Cogeneración Madero.- Se tiene contemplado un Turbogenerador a gas con Recuperador de calor. Se concluyeron las fases de evaluación y justificación del proyecto, elaboración de bases de usuario y de licitación. Este proyecto no cuenta con presupuesto para 2011

Cogeneración Cadereyta.- Se tiene contemplado un Turbogenerador a gas con Recuperador de calor.

Cogeneración reconfiguración Minatitlán; en etapa de justificación de Turbogenerador a vapor. Se encuentra en proceso de acreditación del proyecto de acuerdo con el SIDP.

PEO 2T 2011 41

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 MBD, 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 ingeniería, procura y construcción de 5 (cinco) tanques de 100 Mb cada uno.

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

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

o Ingeniería, procura y construcción de la Estación de Bombeo Beristaín.

o Interconexión de 4 km para Descarga en la Estación de Rebombeo Beristaín.

o Instalación de 2 paquetes de turbina de gas marca solar modelo centauro 40 en poliducto de 18” D.N. en la Estación de Rebombeo Beristaín, Puebla”.

o 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 de 18” D.N., 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” D.N. x 103 Km Cima de Togo - Venta de Carpio, cuya ejecución dio inicio el 22 de junio de 2009, con fecha de terminación original a enero del 2011.

En noviembre de 2010 se realizó la puesta en operación de la primera fase que comprende de la estación de Rebombeo Cima de Togo a la válvula de

PEO 2T 2011 42

seccionamiento de Tecocomulco, con una longitud de 21.850 Km, habiéndose incrementado la capacidad de transporte en 10MBD.

Derivado de los retrasos de la contratista, se han formalizado convenios de ampliación al plazo, la fecha de terminación vigente es el 31 de octubre de 2011. El avance general del poliducto al cierre de junio de 2011 es de 84 %.

De la construcción de la estación de Rebombeo Beristaín, cuya ejecución dio inicio el 7 de junio de 2010 y fecha de terminación al 6 de junio de 2011; derivado de los atrasos en la ejecución de esta obra, se formalizaron convenios de ampliación al plazo, por lo que la fecha de terminación actual es 30 de septiembre 2011. Al cierre de junio se tiene un avance general de 63 %.

Al alcance de esta obra se integró la interconexión de la descarga de dicha estación con la línea regular de 18” D.N., trabajos que iniciaron el 26 de marzo de 2011, con fecha de terminación 9 de julio de 2011.

Respecto a la Instalación, comisionamiento, pruebas y puesta en operación de 2 paquetes de turbinas de gas en la Estación de Rebombeo Beristaín, se inició el trabajo el 16 de junio de 2011 con fecha de terminación el 14 de septiembre de 2011.

De la actualización de las estaciones de Rebombeo Ceiba, Zoquital y Catalina, los dos paquetes quedaron concluidos y puestos en operación el año pasado. Las tres estaciones cuentan también con Sistemas de cero cortes y calidad de energía ininterrumpible, mismos que quedaron instalados en enero de 2011.

La actualización de instrumentación y sistema de monitoreo y control automático en dichas estaciones de bombeo, se inició en noviembre de 2010 y actualmente presenta un avance del 97%; la fecha estimada para la terminación de los trabajos es septiembre de 2011.

De la construcción de almacenamiento en la Terminal Marítima de Tuxpan, a cargo del consorcio (Tradeco Infraestructura / Tradeco Industrial / ITECSA / Grupo OLRAM, III S.A de C.V.); las obras iniciaron el 5 de octubre de 2009 y su conclusión estaba originalmente programada para diciembre del 2010; sin embargo, conflictos sindicales en contra de dicha compañía y condiciones climatológicas adversas han generado retrasos en la ejecución. Actualmente se tramita autorización del convenio de ampliación al contrato, con fecha de terminación 23 de diciembre de 2011. El avance al mes de junio de 2011 es del 25 %.

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

PEO 2T 2011 43

económicamente no viables conforme a las premisas operativas originalmente planteadas en el Proyecto Tuxpan-México.

De acuerdo al estudio de factibilidad realizado por CFE, recomendó utilizar el sistema de monoboyas con el que cuenta la Terminal Marítima de Tuxpan como instalaciones de descarga de combustibles, garantizando la logística de operación de la misma. Asimismo, el incremento del almacenamiento (500 MB), la construcción de la Estación de Rebombeo Beristaín y el descuellamiento de la línea de 18” D.N x 103 Km de Cima de Togo a Venta de Carpio sustituyendo la línea actual de 14” D.N., con esto se garantizará el incremento a 140 MB, objetivo principal del Proyecto.

El avance global del proyecto al mes de junio de 2011 es 82.7%.

8. Reparto local

Proyecto concluido en 2010

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.

Respecto al quinto buque, en el marco de la investigación de mercado, la empresa PMI Norteamérica S.A. de C.V. presentó una propuesta con el B/T OCEAN CYGNET bajo un esquema de arrendamiento financiero con opción a compra por un plazo de 10 años, a una tasa de interés anual fija de 5.42%.

En este sentido, se solicitaron referencias de mercado a empresas especializadas en el ramo marítimo y la opinión de la Subdirección de Financiamientos y Tesorería de la Dirección Corporativa de Finanzas; de acuerdo con la información recibida, la oferta del B/T OCEAN CYGNET resultó conveniente para Pemex Refinación.

PEO 2T 2011 44

El 13 de abril del 2011 se celebró la sesión extraordinaria No. 15 del SubCAAOS en Pemex Refinación, misma que contó con la participación de testigo social; en ésta, se sometió a consideración el caso de adquisición mediante arrendamiento financiero del B/T OCEAN CYGNET; mismo que fue dictaminado procedente.

En mayo del 2011 se formalizó el contrato No. 4500377789 entre PMI y Pemex Refinación y se recibió el buque en el puerto de Coatzacoalcos, Veracruz. Éste fue abanderado con el nombre de “Centenario”, partiendo en su primer viaje con bandera mexicana el 16 de mayo.

Respecto a los 5 buques tanque adicionales, el 25 de mayo del 2011 se inició el segundo sondeo de mercado. El 24 de junio se recibieron 24 indicativos de precio de buquestanque, los cuales serán analizados técnica y económicamente, para lo cual, se realizarán inspecciones a bordo, se solicitaran valuaciones de precio y se efectuará el cálculo del costo por barril transportado.

10. Almacenamiento de productos

En febrero del presente año entró en operación el tanque vertical de 5,000 barriles de capacidad en la TAR San Juan Ixhuatepec.

Con la terminación del cambio de servicio de tanques TV-1 de la TAR Rosarito de 65,000 barriles de capacidad de Combustóleo a Pemex Diesel se tiene mayor capacidad para recibir por BT.

La licitación para la nueva TAR de Tapachula con capacidad de 65 Mb continúa en proceso.

Se está llevando a cabo la preparación de cambios de monto y alcance de los proyectos: TAR Caribe (165 Mb), TAR Reynosa (165 Mb) y TAR Región Centro (230 Mb) para que incluya la adquisición de los terrenos.

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 establecido, implementar bandas operativas de inventarios en todos los nodos.

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 lleva un avance de 32%, el TV-103 un 42%, el TV-104 un avance de 85% y el TV-110 inicio su rehabilitación y lleva un avance de 3.5%; en Salina Cruz el

PEO 2T 2011 45

tanque TV-503 (terminó la limpieza y se encuentra en trámite de recursos presupuestales para la obra mecánica); en la refinería de Tula se inició la rehabilitación del tanque TV-69 el 29 de marzo de 2010 con avance a la fecha de 68%, así mismo se concluyó la fase mecánica del tanque TV-92 encontrándose en pruebas de flotación. Asimismo, en Salina Cruz el tanque TV-505 fue entregado a operación.

12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya

Durante el período enero-junio de 2011, se continuó analizando y evaluando económicamente alternativas de sitios para la ubicación de la nueva TAR Caribe. La SPCE coordina la elaboración de la evaluación económica que se presentará a la SHCP para solicitar un cambio de registro, de Estudio de Preinversión a Infraestructura, el cual permitirá estar en posibilidad de adquirir el terreno, en caso necesario, o los derechos de vía de los poliductos.

13. Mantenimiento de refinerías

Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR)

Se continúa con la implantación, para lo cual se ratificaron los responsables y coordinadores de la implantación en cada Centro de Trabajo.

Durante 2011, se continúa el proceso de implantación del Modelo de Pemex-Confiabilidad, donde se tienen las siguientes actividades:

o Se continúa con la ejecución y seguimiento de los programas de acción 2011/2013, para los casos de negocio, haciendo una revisión mensual de sus resultados.

o Ejecución y seguimiento de los programas de acción 2011/2013, para la implantación de las 14 Mejores Prácticas, haciendo una revisión mensual de sus resultados.

o Se continúa con el cálculo de los 22 indicadores del Tablero de Confiabilidad Operacional, así como con el análisis de los resultados preliminares de dichos indicadores.

o Durante marzo a julio del 2011, se programaron acciones de asesoría y seguimiento al proceso de implantación del Modelo de Pemex-Confiabilidad en coordinación con la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento de la Dirección Corporativa de Operaciones.

Con la implementación del plan acelerado se espera tener resultados más visibles en cuanto a mejorar la confiabilidad de las instalaciones.

PEO 2T 2011 46

Avances en la ejecución de los programas para las 14 mejores prácticas en el SNR 2011:

Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz

Tula SNR

Prog, %

14 20 21 28 27 20 21.7

Real %

12 13 14 22 18 14 15.8

Casos de Negocio de Pemex Confiabilidad en el SNR:

Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

Prog, % 11 23 36 50 31 12

Real, % 12 18 28 46 17 9

Rehabilitación de Plantas en las 6 Refinerías del SNR

Para el año 2011 se programaron 39 plantas de proceso:

14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas

Al mes de junio de 2011, se inspeccionaron interiormente 562 km de ductos de los 3,612 km programados y se atendieron 353 indicaciones reparadas por administración directa de 462 programadas, principalmente en los sectores de ductos: Salina Cruz, Guaymas, Rosarito, Topolobampo, Chihuahua, Madero, Torreón, Victoria, México, Catalina, Monterrey.

REFINERÍA FECHA TOTAL REALIZADAS PLANTAS

CADEREYTA 11-MAY AL 09

JUN 4 2

Rehabilitadas: Primaria No.1 y FCC-1 Pendientes: U-400-2 y U-500-2

MINATITLÁN 22 OCT AL 21

NOV6 0 AZ-1, FCC-1, HDK, Primari #5, TAV-2 y U-600

SALAMANCA 14 SEP AL 13

OCT7 1

Rehabilitada: LD, Pendientes: Alquilación-1, FCC-1, Primaria #5 (AA), PC-3 (AI), MTBE, MTBE y MEROX.

SALINA CRUZ 20 JUN AL 29

JUL5 1

Ejecución: Alquilación, Pendientes: AZ-1, AZ-3 T-1, AZ-3 T-2 y REDUCTORA VISCOSIDAD.

TULA 21 AGO AL10

SEP11 0

AZ-3 TA, AZ-3 TB, AZ-5 T-3, Reductora de Viscosidad, Estabilazadora #1, U-700-2, U-800-1, U-800-2, Isomerizadora Butanos (IC4), MTBE y TAME.

39 3 Cumplimiento de programas de repraciones mayores = 80 %

MADERO 6 1Rehabilitada: U-300, Pendientes: AZ-1, AZ-3, AZ-4, U-

500 y U-502

Total

21 AGO AL 20 SEP

PEO 2T 2011 47

Adicionalmente, se destacan las actividades de rehabilitación de los Oleoductos de 24” y 30” D.N., Nuevo Teapa - Venta de Carpio, en donde se han caracterizado y rehabilitado 147 indicaciones con envolventes pre-esforzadas, 97 Tipo “B” y 10 Tipo “A”, lo que da un total de 254 rehabilitaciones. En el Oleoducto 30” Nuevo Teapa - Salina Cruz, se han detectado 140 indicaciones, caracterizado y rehabilitado 139 indicaciones; quedando 1 indicación pendiente por afectación en el Tramo Medias Aguas - Donají.

Con respecto al modelo de integridad basado en riesgo y confiabilidad operativa del Sistema de Ductos Marinos y Playeros, donde se tiene como objetivo la implementación de un plan de administración de integridad por cada sistema de ductos y terminales; está por concluirse la recopilación de información para el manejo de la base de datos, la segmentación dinámica de ductos y zonas de alta consecuencia, asimismo las evaluaciones indirectas y directas en ductos que no son sujetos a inspección y se está concluyendo también la plataforma para la configuración de los algoritmos de riesgo para ductos marinos, playeros y rack´s.

Se está concluyendo la construcción de 14 Centros de Administración de Integridad en terminales y residencias marítimas de dicho sistema; adicionalmente se realiza la modificación a la trayectoria de 4 ductos playeros de Acapulco, Gro.; que atraviesan la casa presidencial, logrando un avance general del 90%, actualmente se encuentran en trámite los trabajos para llevar a cabo la integración de las nuevas líneas.

Del proyecto para la “Evaluación de Integridad Basada en Riesgo y Confiabilidad Operativa del Sistema Golfo; Corredor Nuevo Teapa-Madero-Cadereyta”, con un plazo de ejecución de 910 días naturales, se dio el fallo el 7 de julio de 2011 y se tiene programado el inicio de los trabajos el 1 de agosto de 2011.

En cuanto a la rehabilitación del Oleoducto de 30” D.N. Nuevo Teapa -Madero-Cadereyta (Línea 1), actualmente se está llevando a cabo la rehabilitación de las indicaciones en el segmento Nuevo Teapa - Emilio Carranza.

Se inició la rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Nuevo Teapa - Poza Rica - Madero – Cadereyta y ductos playeros del Sector Minatitlán, con el objetivo de inhibir el proceso de corrosión exterior de los ductos; los trabajos están proyectados para terminarse en mayo de 2013. Se tiene un avance general del 8.6 %.

También se está realizando la rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Nuevo Teapa - Poza Rica - Madero -

PEO 2T 2011 48

Cadereyta, Sector Madero, cuya conclusión se estima en septiembre de 2013 y se tiene un avance general del 43.4 %.

La rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos de los DDV 39, 41, 397, 398 y ductos playeros del Sector Salina Cruz, están programados para conclusión en octubre de 2011 y tienen un avance general del 78.2 %.

Del proyecto para la “Inspección Interior, Rehabilitación y Certificación del Oleoducto de 30”Ø Nuevo Teapa-Venta de Carpio”, tramo Mendoza-Venta de Carpio, se iniciaron los trabajos el 27 de junio de 2011.

Por otra parte, se encuentran en proceso de licitación; la Rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Madero-Cadereyta del Sector Victoria e indicaciones del Oleoducto de 30” - 24” - 20” - 24” D.N., Nuevo Teapa – Madero - Cadereyta (línea 1)” tramo a rehabilitar: Tres Hermanos- Cadereyta (Sectores Madero y Victoria), con un plazo de ejecución de 1,217 días naturales; asimismo, la rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Nuevo Teapa -Poza Rica –Madero - Cadereyta y ductos playeros de los Sectores Veracruz y Poza Rica y rehabilitación de indicaciones de ductos del Sistema Nuevo Teapa – Madero -Cadereyta (Línea 1), tramo E. Carranza - Tres Hermanos, Sector Poza Rica, con un plazo de ejecución de 1,232 días naturales.

Al cierre de junio de 2011, el programa de mantenimiento preventivo al sistema de transporte por ducto se cumplió al 97% con la ejecución de 41,786 órdenes de servicio.

En cuanto a instalaciones portuarias, en la Terminal Marítima Pajaritos se concluyó y puso en operación 1 tanque y se ejecutan 3 de la gestión 2009; asimismo se ejecutan 9 tanques y la rehabilitación de tuberías del rack intercomplejos con inicio y terminación en 2011.

En la Terminal Marítima Tuxpan, se ejecutan 3 tanques de la gestión 2010 con terminación en el 2011.

En la Terminal Marítima Salina Cruz, se ejecutan 3 tanques con inicio y terminación en el 2011.

De la construcción del Muelle de La Paz, en Baja California Sur; se formalizó contrato entre Pemex Refinación e Instalaciones Inmobiliarias para Industrias, S.A. de C.V., para llevar a cabo el servicio de licitación de la contratación y supervisión de la obra. Se licitó la obra y se asignó el contrato, en el mes de mayo de 2011, a la fecha se realizan sondeos de mecánica de suelos para la determinación de profundidad de hincado de pilotes.

PEO 2T 2011 49

Residencia de Operación Manzanillo: En rehabilitación los dos muelles, con terminación original programada en marzo de 2011. Actualmente, se gestionan los convenios modificatorios para actualización de alcances y fecha de terminación.

15. Mantenimiento de terminales terrestres

El Programa de Mantenimiento de Tanques 2011 comprende un total de 85 equipos, al cierre del segundo trimestre han iniciado su proceso 33, de un programa establecido para el periodo enero-junio de 61 tanques,.

El desfasamiento se debe principalmente a la falta de asignación de recursos presupuestales, lo que origina que a la fecha se lleve un avance del 54%. Para contrarrestar lo anterior, se continuará gestionando ante las instancias correspondientes la asignación de recursos económicos para la asignación de los contratos de mantenimiento en cuestión.

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 Ex - 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 terminó con el proceso de licitación del IPC (Ingeniería de detalle, Procura y Construcción) de esta fase, para los tres paquetes y se iniciaron los trabajos.

Para la licitación del primer paquete correspondiente a las refinerías de Tula y Salamanca, 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. La ejecución de las obras que integran el alcance de los trabajos correspondientes a este proyecto, se iniciaron el 5 de abril del 2010. Al mes de junio de 2011, se tiene un avance físico realizado de 30.27%. Para este paquete continúan las reuniones con el grupo de Control de Proyecto de Pemex - SAIPEM con la finalidad de que la contratista incorpore los comentarios realizados por Pemex y cumpla con los anexos contractuales y con ello se pueda contar con una red meta actualizada sin inconsistencias y con una lógica en su programación, en la cual se muestre la situación real de los trabajos que ejecuta la compañía. Para abatir dicho retraso, se implementaron diversas acciones como: incremento de personal en la fase de ingeniería, formación de grupos de especialistas del

PEO 2T 2011 50

Contratista y PEMEX, incremento de personal para colocación de órdenes de compra del equipo principal y entrega de materiales.

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. La ejecución de las obras que integran el alcance de los trabajos correspondientes a este proyecto, se iniciaron el 21 de septiembre del 2009. Al mes de junio de 2011, se tiene un avance físico realizado de 44.82%, manteniéndose por encima del avance programado.

Para este paquete se ha desarrollado más ingeniería de detalle de acuerdo a lo programado lo cual ha favorecido la colocación adelantada de órdenes de compra de equipos principales; en cuanto a los equipos críticos (compresores reciprocantes, reactor de pulido y calentadores a fuego directo) se ha anticipado su llegada a sitio conforme a lo programado. En la fase de construcción se trabaja en las cimentaciones de equipos críticos, edificios, subestaciones eléctricas y rack’s, en la demolición de instalaciones existentes, en el montaje de marcos precolados de los rack´s y se ejecutan trabajos para los drenajes y ductos y para Cadereyta inició en montaje del calentador.

Para el tercer paquete, correspondiente a las refinerías de Minatitlán y Salina Cruz, el fallo se dio el 25 de febrero de 2010 a favor de la Cía. ICA Fluor Daniel, firmándose los contratos el 23 de marzo de 2010, con un tiempo de ejecución de 1,290 días estimándose terminar el 22 de octubre de 2013. La ejecución de las obras que integran el alcance de los trabajos correspondientes a este proyecto, se iniciaron el 12 de abril del 2010. Al mes de junio de 2011, se tiene un avance físico realizado de 18.32%, manteniéndose por encima del avance programado.

Para este paquete se concluyó la ingeniería básica y, en ingeniería de detalle, se continúa con la emisión de diagramas de tuberías e instrumentos, diagramas de flujo de proceso, balances de materia, planos de cimentaciones para estructuras, columnas, hornos, calentadores a fuego directo y transformadores. En la fase de procura se han colocado más órdenes de compra de equipos principales de acuerdo a las programadas y se han efectuado las pruebas en taller a los compresores reciprocantes. En la fase de construcción la caseta de la residencia de obra en Minatitlán se encuentra terminada y para Salina Cruz se tiene programada terminarla a finales de julio. En Salina Cruz se ejecutan trabajos de terracerías, fabricación de pilas, drenajes y construcción de plataformas; en caso de Minatitlán se trabaja en la demolición de estructuras de concreto y cimentación del rack 7.

PEO 2T 2011 51

Instalaciones Complementarias.- Las obras complementarias son trabajos que integran el alcance total del Proyecto Calidad de Combustibles en su Fase Gasolinas. En 2010 se trabajó en las Bases de Usuario, las cuales están terminadas y revisadas por los especialistas del área operativa y de la Subdirección de Proyectos.

Se trabaja en la elaboración de los términos de referencia de las obras complementarias para definir sus alcances y continuar con el proceso de contratación de conformidad a la Ley de Petróleos Mexicanos. Los alcances que se contemplan son:

Adquisición e instalación de turbogeneradores de las refinerías de Madero y Cadereyta: al cierre del mes de junio de 2011 se recibieron comentarios del paquete técnico por parte de COPCC (Coordinación Operativa Proyecto Calidad de Combustibles) y se continuó con la integración del paquete técnico de licitación. Se cuenta con la ingeniería conceptual.

Acondicionamiento de Tanques en las refinerías de Tula y Salina Cruz: se definieron los alcances respectivos y se envió al COPCC para su revisión. No se cuenta con suficiencia presupuestal para el proyecto.

Ampliación de Laboratorios en las refinerías del SNR: se definieron los alcances respectivos y no se cuenta con suficiencia presupuestal para el proyecto.

Mezclado en Línea de Gasolinas para las refinerías de Cadereyta, Minatitlán y Tula: en desarrollo la ingeniería básica extendida por parte del IMP. Se enviaron al COPCC diferentes entregables para sus comentarios. Se tiene considerado terminar el paquete de Ingeniería y el paquete de licitación a finales del mes de Julio.

Manejo de Corrientes Parásitas, para Salamanca y Tula:

Salamanca: se solicitó a COMIMSA la propuesta técnico-económica para desarrollar la ingeniería conceptual.

Tula: se recibió propuesta técnico económica de CIATEQ, la cual se encuentra en evaluación.

Reconversión de la Torre CDHydro (Columna de Destilación e Hidrodesulfuración) a Depentanizadora en Madero: se integró la documentación y se envió al COPCC para sus comentarios. No se cuenta con suficiencia presupuestal para el proyecto.

PEO 2T 2011 52

Sistema de Recuperación de Condensado en Salamanca: en desarrollo la ingeniería básica conceptual por parte del IPN, se considera terminar a finales del mes de Septiembre.

Avance global de esta fase: 34.5%

Fase Diesel

Refinería Cadereyta

Durante los años de 2008 y 2009 el IMP desarrolló, las Ingenierías Básicas Extendidas dentro de límites de batería para el proceso de la planta nueva y plantas a revampear de Hidrodesulfuración de Diesel y para la planta tratadora de Aguas Amargas, así como la Ingeniería Conceptual para las instalaciones de servicios e integración fuera de límites de baterías.

La ingeniería básica para la Planta Recuperadora de Azufre se contrató el 2 de julio de 2010 con la empresa Worley Parsons, a la fecha está terminada.

Respecto a la Planta de Hidrógeno, se obtuvo la autorización del SubCAAOS para la asignación directa y con ello obtener la Licencia de Tecnología e Ingeniería Básica con la Cía. Haldor Topsoe. En proceso la formalización del contrato.

Se continúa con la elaboración de las Bases de Licitación para los IPC’s y preparación de la documentación para obtener la acreditación de FEL III, tramitar su registro ante la SHCP y obtener presupuesto de inversión para licitar los contratos IPC.

Se formalizó el contrato con el IMP para el desarrollo del complemento de Ingeniería OSBL. Se tiene programado concluir en agosto de 2011.

Resto de Refinerías de SNR

Se continúa con el desarrollo de los trabajos por parte de la compañía Haldor Topsoe de las Ingenierías Básicas y Básicas Extendidas, para las plantas Hidrodesulfuradoras de Diesel, nuevas y a remodelar, de las refinerías de Tula y Salamanca, se tiene programado concluir en julio de 2011.

Se continúa con el desarrollo de los trabajos por parte de la compañía Axens de las Ingenierías Básicas y Básicas Extendidas, para las plantas Hidrodesulfuradoras de Diesel, nuevas y a remodelar, de las refinerías de Madero, Minatitlán y Salina Cruz, se tiene programado concluir en septiembre de 2011.

El 4 de abril de 2011 se formalizó el contrato con el IMP para el desarrollo de las Ingenierías Básicas de las Plantas Tratadoras de Aguas Amargas nuevas

PEO 2T 2011 53

y a remodelar para las refinerías de Tula, Salamanca, Madero y Salina Cruz. Se tiene programado concluir en agosto de 2011.

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 (CB & I y Haldor Topsoe, respectivamente), de los cuales se iniciará el proceso de contratación en el 3er. trimestre de 2011.

Para la nueva planta de Hidrógeno de Salina Cruz, el IMP está desarrollando los trabajos para la selección de tecnología. Se estima terminar en el tercer trimestre de 2011.

Para el caso de la planta de Hidrógeno U-9 de la refinería de Salamanca, el IMP continúa con los trabajos, con el apoyo de un experto en tecnologías de hidrógeno, para la elaboración de un estudio que sirva de base para definir si se remodela dicha planta o se construye una nueva. Se estima terminar en agosto de 2011.

Para las plantas Hidrodesulfuradoras de Gasóleos de las Refinerías de Madero y Salina Cruz al cierre del mes de junio se concluyó con el estudio termo – hidráulico para Madero y continúa con el estudio en la Refinería de Salina Cruz por parte del IMP, se estima terminar en el 3er. trimestre del año.

Avance global de esta fase: 9.2%.

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

La Dirección Corporativa de Administración durante 2010 incluyó en la Agenda Laboral con el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), la reorganización de las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, cuyo modelo conceptual está basado en la optimización del proceso de Mantenimiento en las Refinerías bajo liderazgo de la Dirección Corporativa de Operaciones (descripción de avances, en el siguiente punto). Esta acción continúa este año.

18. Racionalizar estructuras

La Dirección Corporativa de Administración incluyó en la Agenda Laboral con el STPRM, el programa de reorganizaciones, el cual contempla las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, la estructura sindicalizada del Sistema Nacional de Ductos y la restructuración de las 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto, como parte de los estudios para optimizar las estructuras y reubicar al personal adscrito a instalaciones fuera de operación.

PEO 2T 2011 54

Al respecto, al mes de junio de 2011 se tienen los siguientes avances:

Áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación.

La Subdirección de Recursos Humanos, a través de las Gerencias de Concertación Laboral y Regional de Relaciones Laborales Sur, continúo con los trabajos en las refinerías de Minatitlán y Salamanca, para consolidar las acciones de concertación para la reorganización de estas áreas.

Sistema Nacional de Ductos.

La validación de la propuesta de redireccionar a áreas productivas, plazas administrativas de las Subgerencias de Transporte por Ductos con el objeto de fortalecer la operación y seguridad de Sectores de Ductos, cuenta con el visto bueno de la línea de negocio para continuar con la concertación laboral. Teniéndose contemplada como área de oportunidad en el presente ejercicio.

Reorganización del Centro de Reparaciones Navales en la Terminal Marítima Madero.

Se presentó propuesta de un segundo turno de trabajo para atender trabajos de mantenimiento en el Centro de Reparaciones Navales (Dique Seco y Deponente) de la Terminal Marítima Madero, con el visto bueno de la Línea de Negocio.

Dicha propuesta se implementó como prueba piloto para el Mantenimiento del Buque Tanque Nuevo Pemex III donde, de manera temporal, se modificaron las jornadas de 363 plazas para aprovechar un doble turno bajo el cual se observaron resultados positivos.

Derivado de lo anterior, se replicó la estrategia del esquema de doble turno con la modificación temporal de jornada a 737 plazas sindicalizadas hasta el 31 de diciembre de 2011.

Por lo que, se continuará monitoreando el indicador de ahorro de mano de obra para eventualmente, establecer dicho esquema de trabajo de forma definitiva.

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 (METTAR), en 2010 se desarrollaron ajustes a estándares y factores de dicha metodología, por parte de la línea de negocio.

Como parte fundamental de la aplicación de la metodología señalada, existe la posibilidad de eliminar categorías de puestos obsoletas, movilizar

PEO 2T 2011 55

puestos detectados con escasa materia de trabajo para fortalecer las áreas operativas de otros Centros de Trabajo, o en su caso, reclasificar puestos por incremento cualitativo en la materia de trabajo.

b) Derivado del dinamismo en la demanda de refinados en diferentes zonas del país, la Línea de Negocio determinó el año pasado modificar la estrategia de atención de reorganización de sus 77 terminales, siendo prioritarias aquellas que cuentan con infraestructura ferroviaria y las que fortalecen la estrategia de optimización de la logística.

c) Durante el primer semestre de 2011, se desarrollaron propuestas bajo metodología METTAR para las Terminales de Almacenamiento y Reparto: Zapopan, El Castillo y Puebla y continúan los trabajos para el análisis de las 74 Terminales de Almacenamiento y Reparto restantes.

d) En el mes de junio 2011, la Subdirección de Almacenamiento y Reparto informa a la Subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales que derivado de las nuevas disposiciones administrativas y cambios en la reglamentación enfocadas a regular las ventas de primera mano y al impacto que éstas pueden representar para la Línea de Negocio, resulta necesario que los datos referentes al redimensionamiento de la estructura deban ser calculados nuevamente, por lo que se replanteará bajo la metodología METTAR nuevas corridas que servirán de base para un nuevo planteamiento organizacional y revisión sindical.

19. Desarrollo de personal

Con relación al programa de desarrollo de competencias, en el período enero-junio de 2011, se concluyó con el proceso de evaluación de 217 trabajadores: 183 adscritos al proceso de Operación de Plantas de la Subdirecciones de Producción; 8 trabajadores del proceso de Seguridad Industrial y Protección Ambiental; 15 trabajadores del proceso de Planeación, Coordinación y Evaluación, y 11 trabajadores del proceso de Finanzas y Administración.

Asimismo, se contempla llevar a cabo el programa de formación de cuadros de reemplazo para las áreas de mantenimiento en las especialidades de Mecánica, Instrumentos, Civil y Plantas, en el Sistema Nacional de Refinación.

Se continúa con el programa regular de capacitación de personal sindicalizado basado en el SICAM (Sistema de Capacitación Modular).

PEO 2T 2011 56

20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo

Cartera de Proyectos de Investigación y Desarrollo Tecnológico

Con el fin de actualizar el diagnóstico tecnológico e identificar áreas tecnológicas estratégicas, durante agosto y septiembre de 2010 se realizaron talleres con la participación de especialistas de las diferentes subdirecciones del Organismo, así como del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). La coordinación de los talleres estuvo a cargo de la Dirección Corporativa de Operaciones (DCO).

Los resultados de este ejercicio fueron integrados por la DCO al Programa Estratégico Tecnológico de PEMEX, con el cual, a su vez, se utiliza 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 14 proyectos 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. 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.

En cuanto al Fondo Sectorial CONACYT-Secretaría de Energía-Hidrocarburos, se tienen registrados 12 proyectos aprobados para su financiamiento.

PEO 2T 2011 57

El Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados de PEMEX del 2011, inscrito en el Fondo CONACYT-SENER-Hidrocarburos, contiene 14 temas relacionados con refinación. Durante el primer semestre se emitió la primera convocatoria del año, en la que se incluyó una demanda específica de Pemex Refinación. Los resultados de las evaluaciones de las propuestas se tendrán en el segundo semestre del año.

Con relación a la 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.

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

Durante el primer semestre de 2011, se mantiene el esfuerzo en el proceso de implantación del sistema Pemex SSPA en los Centros de Trabajo con instalaciones industriales.

En relación al seguimiento a la atención de las no conformidades y recomendaciones generadas en las auditorías realizadas en 2009, se mantiene el avance del 59% y continua el proceso de registro de dichos avances en el sistema Audit Management.

A junio de 2011 se consiguió un valor global de 95.1% en el Índice de Actos Seguros, como resultado de la práctica de 168,159 Auditorías Efectivas realizadas, en las que se observaron a 1,392,519 personas trabajando en el momento de realizarlas, identificándose 121,101 actos inseguros de diferentes factores de severidad.

En relación a la técnica de Disciplina Operativa, se ha iniciado la implantación del sistema de registro institucional, SISDO, que se encuentra en la etapa de alimentación por parte de los Centros de Trabajo, sin embargo, se continua reportando la necesidad de 22,242 procedimientos y se tiene un índice de disponibilidad de 99%, el de calidad se encuentra en 98%, índice de comunicación en 74% y el de cumplimiento en 72%.

Las emisiones de SOx del Organismo pasaron de 5.9 ton/mton de proceso de crudo en 2005 a 3.8 en el periodo enero-junio de 2011, debido principalmente a las acciones tomadas e inversiones efectuadas para dar cumplimiento a la norma oficial mexicana NOM-148-SEMARNAT-2006.

PEO 2T 2011 58

En las refinerías se ha venido incrementando la recuperación de azufre; en el primer semestre del 2011, destaca el cumplimiento normativo de cada una de las refinerías del Sistema Nacional de Refinación.

22. Automatización y control de procesos

Se encuentra en la fase de cierre administrativo el contrato suscrito con el proveedor TELVENT Energía, S.A. para la automatización de 129 sitios asociados a 7 Poliductos de la Red de Distribución de PEMEX Refinación y su integración al sistema SCADA. Al cierre de junio se han concluido 129 instalaciones, de las cuáles se han integrado 44 al SCADA

Se encuentra en ejecución el contrato de Adquisición de Hardware, Software y Servicios de Desarrollo, formalizado con el proveedor Telvent Canadá Ltd., a través de la filial Integrated Trade Systems, Inc. (ITS), para la Implantación del sistema SCADA en 7 Poliductos de la Red de Distribución de Pemex Refinación. Al cierre de junio, el avance físico de este contrato es de 56.08%.

A la fecha se tiene un atraso en el contrato por el suministro de hardware para el Centro de Control Principal imputable al Proveedor.

Se encuentra en ejecución el contrato con la filial de Petróleos Mexicanos, Instalaciones, Inmobiliarias para Industrias, S. A. de C. V. (iii Servicios), para la Contratación, Supervisión, Seguimiento y Control de la Obra para la Adecuación del piso 3 de la Torre Ejecutiva como Centro de Control Principal y la Construcción del Centro de Control Alternativo en Azcapotzalco, con una duración de 690 días.

Al cierre del mes de junio, el Centro de Control Principal tiene un avance real del 11% contra un programado del 18%. La ejecución de la adecuación del Piso 3 de la Torre Ejecutiva se tiene programada de mayo a octubre de 2011.

Actualmente los trabajos correspondientes al Centro de Control Alterno (CCA) de Azcapotzalco continúan suspendidos temporalmente, derivado de la formalización de alcances solicitada por la Dirección Corporativa de Tecnologías de Información y Procesos de Negocio (DCTIPN).

Continúa el proceso de Licitación Pública Internacional para el contrato de “Ingeniería, Suministro e Instalación para la Implantación del Sistema SCADA” del proyecto Implementación del Sistema SCADA en 47 Sistemas de Transporte por Ducto de PEMEX Refinación. Actualmente se encuentra en la etapa de evaluación técnica de seis propuestas.

PEO 2T 2011 59

Los avances físicos de los proyectos SCADA 7 Poliductos y SCADA 47 Ductos al segundo trimestre de 2011, son del 74.6% y 7.9 % respectivamente; sin variación con respecto al trimestre anterior, esto derivado de las modificaciones al alcance original del contrato para la construcción de Centros de Control, para atención del requerimiento de infraestructura por parte de la DCTIPN; lo que modificó el ponderado del indicador.

Se realizó una ponderación por monto de inversión, por lo que el avance del proyecto SCADA al mes de junio de 2011 fue de 43.8%.

En cuanto al proyecto SIMCOT (Sistema Integral de Medición, Control y Operación de Terminales), para el paquete de actualización de 25 sistemas SIMCOT y en específico para las primeras 7 Terminales de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro, se mencionan los siguientes aspectos relevantes de avances:

Se recibieron la totalidad de los bienes amparados en las IT Orders para suministro de Hardware (PLC’s, Servidores, estaciones de trabajo, gabinetes, switches, etc.) de 7 Terminales, formalizados con fecha 19 de noviembre de 2010. Estos contratos fueron adjudicados a Telvent Canadá mediante el contrato preparatorio de TI que se tiene con ITS.

Derivado de que se declaró desierta la Licitación Pública Internacional No. P0-LI-917-010 para la contratación de bienes y servicios para la “Actualización y estandarización de la instrumentación y equipos de control de campo de siete SIMCOT´s y siete Sistemas Integrales de Control Contraincendio (SICCI)” en TAR’s de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro, en la que se adquirirían equipos necesarios para que la compañía Telvent Canadá LTD desarrollara parte de los servicios contratados en los pedidos 522-CS-0-00084, 073, 077, 080, 074, 083, 087; se procedió a realizar gestiones necesarias ante la GRM e ITS para la suspensión temporal de la ejecución de estos pedidos, previendo su reanudación a mediados del mes de agosto.

Se inició por segunda ocasión Licitación Pública Internacional P1LI025002, concretándose las fases de visitas a sitio, juntas de aclaraciones de dudas y recepción de propuestas técnicas-económicas.

Para el Proyecto SICCI de la TAR Mérida, nuevamente la Gerencia de Análisis de Inversión y Gasto Operativo (GAIGO) a solicitud de la SHCP, solicitó Conforme al numeral 22 de los lineamientos específicos para la aplicación y seguimiento de las medidas de austeridad y disciplina del gasto de la APF publicados en el DOF el 29 de diciembre de 2006, adjuntar el pronunciamiento de la UGD-SFP y de la UPCP-SHCP, mismo que ya le fue solicitado a la DCTIPN.

PEO 2T 2011 60

El proyecto registra un avance ponderado del 13.5%.

23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos

Con esta acción se pretende incorporar e institucionalizar las mejores prácticas de la industria al proceso de desarrollo y ejecución de proyectos del Organismo, que permitan en el corto plazo que los proyectos cumplan sus objetivos de negocio en las mejores condiciones de alcance, costo, tiempo y calidad (promedio de la industria) y en el largo plazo compitan con los de clase mundial.

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.

En 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 5 acciones, cuyos avances en 2011 se describen a continuación:

a) Acción: 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

Avance: En abril el Director General dio instrucciones a las subdirecciones involucradas para llevar a cabo lo necesario fin de agilizar la presentación de proyectos al SGTI de PR. En mayo se llevaron a cabo reuniones de seguimiento a estos procesos por parte de las Subdirecciones involucradas.

b) Acción: 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 SGTI como en los equipos de proyecto.

El modelo institucional (SIDP) establece la obligatoriedad de preparar un paquete de entregables para su acreditación en tres compuertas previas al inicio de la ejecución. Ese paquete incluye un Plan de Ejecución de Proyectos, en el cual se establecen las estrategias de ejecución tanto para la fase definición del proyecto, como para las de construcción, pruebas, recepción y puesta en marcha. Asimismo, debe contener las estrategias de control durante su ejecución del alcance, costo, programa, procura, calidad, seguridad y protección ambiental.

PEO 2T 2011 61

Avance: En marzo de 2011 se definieron las estrategias para la acreditación de FEL III los proyectos Planta de Aguas Amargas- Madero y Planta Girbotol de Salina Cruz, así como para el seguimiento de las variables clave de desempeño de los proyectos acreditados y próximos a acreditarse.

Además, se diseñó la propuesta para el contenido del Documento de Soporte de Decisión (DSD) de los proyectos que requieren presentar acreditación.

En abril se diseñaron y acordaron estrategias específicas por proyecto, para integrar y apoyar la elaboración de entregables y agilizar la presentación de proyectos al SGTI de Pemex Refinación.

c) Acción: 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.

Avance: En Febrero 2011 se estableció un proceso único que alinea el proceso de justificación con el de acreditación y se aplicó el modelo para los proyectos de TAR Tapachula y Modernización del Módulo CCR-Minatitlán, logrando una reducción considerable de los tiempos de validación/acreditación, así como una mejor alineación de todas las áreas involucradas del Corporativo y de Pemex Refinación.

En abril se implantó el proceso empleado para TAR Tapachula, en la elaboración de entregables y su validación con el fin de agilizar los proyectos reconfiguración de la refinería de Salamanca, Calidad de Combustibles fase diesel, Reformadora y caldera para la refinería de Minatitlán.

d) Acción: Aplicar la estrategia a proyectos seleccionados en planes anuales.

Avance: Continúa el seguimiento y asesoría “coaching” para incorporar mejores prácticas que simplifiquen la integración de los paquetes de acreditación a 13 proyectos: Reducción de Residuales Salamanca, Nueva Refinería en Tula, Infraestructura de ductos para Nueva Refinería de Tula, CCR de Minatitlán, Caldera y Turbogenerador para Minatitlán, Optimización Reconfiguración Madero, Planta de Aguas Amargas para Madero, Válvulas deslizantes de Coquizadora Cadereyta, Modernización de la FCC Cadereyta, Planta Girbotol para Salina Cruz, Modernización de la FCC Minatitlán, TAR Tapachula y Muelle La Paz.

Se prepara el modelo de seguimiento para el proyecto SCADA 47 que se acreditó en diciembre de 2010 e inició su proceso de licitación.

PEO 2T 2011 62

En enero 2011 se definió la estrategia de acreditación del proyecto TAR Tapachula, y la Construcción de Muelle la Paz. En marzo se apoyó al equipo de proyectos para la incorporación de mejores prácticas durante el desarrollo de los entregables, y se dio acompañamiento durante el proceso de validación.

En mayo se presentaron al SGTI de PR los proyectos TAR Tapachula, CCR de Minatitlán, Muelle la Paz, Válvulas Deslizantes de la Coquizadora de Cadereyta y Modernización de la FCC de Cadereyta.

En Junio de 2011 se concluyeron los entregables de FCC Minatitlán y Optimización Reconfiguración de Madero.

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.

Avance: Desde mayo de 2011 se trabaja en la gestión del cambio a fin de que los equipos de proyectos incorporen FEL y mejores prácticas y se tramita la contratación de una compañía consultora que apoye dicha gestión del cambio.

PEO 2T 2011 63

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Periodo: Enero-Junio 2011**

1 97%

2 24%

3 38%

4 5%

1 97%

2 24% mín 67 61

3 38% máx 69 65

4 5%

20 12%

7 83%

8 100%

9 50% na 0.1858 na 17.3% Sobresaliente

12 10%

14 70%

15 39%

18 27%

19 31%

16 22% mín 15 22

20 12% máx 18 26

16 22% mín 16 29

20 12% máx 25 37

Utilización de la capacidad de coquización

% 17 2 24% 70.9 na 78.9 na -8.0 Insuficiente

Índice de frecuencia de accidentes Índice 5 21 56% mín 0 0

máx 1 1

5 55%

6 11%

Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% 18 13 25% 69.4 76.7 78.5 -7.3 -9.1 Insuficiente

7 83%

8 100%

9 50%

10 30%

12 10%

Ductos % ductos 20 58.7 >=59 >=59 -0.3 -0.3 Insuficiente

Buquetanque % B/T 20 32.6 >=33 >=33 -0.4 -0.4 Insuficiente

Autotanque % A/T 20 5.8 <=7 <=7 1.2 1.2 Aceptable

Carrotanque % C/T 20 2.8 >=1 >=1 1.8 1.8 Aceptable

Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

Días 20 10 30% 2.2 na 2.2 na 0.0% Aceptable

Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

Días 20 10 30% 6.9 na 4.7 na 46.8% Sobresaliente

Días de autonomía de diesel en terminales

Días 20 10 30% 2.5 na 3.0 na -15.3% Insuficiente

Días de autonomía de crudo en refinerías (a)

Días 20 11 53% 6.2 7.0 7.0 -11.4% -11.4% Insuficiente

Avance en modernización de Sistemas de medición

% 21 22 29% n.a 60.0 na na na

SIMCOT 13.5 - 14.0 na -1 Insuficiente

SCADA 44 - 49.2 na -5 Insuficiente

Emisiones de SOx t/Mt 5 21 56% 3.8 3.1 4.1 -22.6% 7.3% Sobresaliente

NOTAS:

(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo** Cifras preliminares.(a) Cifra real ene-sep 2010.La 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 ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera Sobresaliente.

Pemex Refinación

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosMeta Autorizada PEO ene-jun (3)

Desviación(*) (1) vs (3)

Calificación (1) vs (3)

Acciones relacionadas

% de Avance de cada acción (a)

Valor del indicador

(1)

Meta Original PEO

Anual (2)

Proceso de crudo Mbd 1 y 6 1,165.0

Desviación(*) (1) vs (2)

Insuficiente

máx 1,424 1,239

mín

-6.0%

1,380 1,190

-18.2%

Aceptable

Costo de transporte $/t-km 2 0.1536

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

% 1, 6 y 17 62.1 -6.9 -2.6

215.0 -2.0% -5.1%Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC 3 225.9

Diesel UBA producido/diesel total producido

% 4 32.2

Insuficiente

Gasolina UBA producida /gasolina total producida % 4 18.1 0.1

7.2 -4.8 Aceptable

-8.0 Insuficiente

221.5

0.62 38.0% 38.0% Aceptable

-9.3% -9.3%Índice de Intensidad Energética Índice 18 135.5 Insuficiente

Participación de los diferentes medios de transporte

20

124 124

PEO 2T 2011 64

Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Proceso de crudo

Causas de desviación:

Los incumplimientos a las metas autorizadas del PEO, con respecto al proceso de crudo se debieron a los siguientes eventos:

o Ajuste a los programas de proceso a partir del mes de enero por baja comercialización de combustóleo y asfalto en la refinería de Tula y en la refinería de Salina Cruz por retraso en la carga de barcos por mal tiempo en el mes de junio.

o Fallas eléctricas en la refinería de Minatitlán en los meses de enero, marzo y abril.

o Ajuste a los programas de proceso de enero a abril por altos inventarios de gasóleos de Coquer en la refinería de Cadereyta.

o Bajo proceso por altos inventarios de gasolina amarga y desulfurada en la refinería de Madero en los meses de enero y febrero y en la refinería de Minatitlán en mayo y junio.

o Bajo proceso de crudo en la refinería de Madero en el mes de marzo por problemas operativos en la planta Coquer.

o Correctivos en la refinería de Tula a la combinada 2 en el mes de abril y en la combinada 1 en el mes de junio.

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).

Gasolina UBA producida/ gasolina total producida

Causas de desviación:

o Correctivo en la planta de Alquilación de la refinería de Salamanca en el mes de junio.

o Correctivo en planta reformadora 2 de Salamanca en el mes de mayo.

o Alquilación de Salina Cruz en el mes de junio con baja carga por falta de olefinas, correctivo en Alquilación de Salamanca en el mes de junio.

PEO 2T 2011 65

o Tula: planta Catalítica FCC-2 sale de operación en abril por correctivo, H-Oil tren 1 correctivo en mayo, Catalítica FCC-1 y Reformadora U-500-2 disponibles en junio por falta de carga ante bajo proceso.

o FCC-1 de Cadereyta, mayor duración de la reparación en el mes de junio.

o Baja producción de gasolinas en la refinería de Cadereyta por el bajo proceso de crudo en el periodo de enero a junio.

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).

Utilización de la capacidad de coquización.

Causas de desviación:

La planta coquizadora de Cadereyta bajó su proceso a 60% desde septiembre del año 2010, debido al incidente sucedido en la planta Hidrodesulfuradora de gasóleos. Dicha planta re-inició operaciones a finales de Marzo de 2011

La planta coquizadora de Madero bajó su proceso en los primeros tres meses del año, debido a que estuvo fuera de operación la planta combinada BA y por problemas de confiabilidad de su equipo de manejo de coque y mecanismo de apertura y cierre de las tapas del fondo y domo de los tambores de coquización, los cuales han provocado paros no programados.

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).

Asimismo, cabe señalar que en la planta Coquizadora de Cadereyta se efectuaron desconchados en línea preventivos a los serpentines de los calentadores de carga.

En la planta Coquizadora de Madero se efectuó limpieza mecánica a los tubos de los condensadores tipo soloaire del domo del Blow Down, se contrató servicio y mantenimiento para reparar las grúas de manejo de coque e incrementar su confiabilidad, se efectúa contrato de mantenimiento y servicio para incrementar la confiabilidad del sistema de apertura y cierre de las tapas de los tambores.

Esta planta en los meses de mayo y junio operó a su máxima capacidad.

PEO 2T 2011 66

Índice de intensidad energética

Causas de desviación:

o Inestabilidades operativas de plantas (bajas utilizaciones).

o Alto índice de paros no programados.

o Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales.

o Falla de equipos de precalentamiento de aire en calentadores a fuego directo, lo que reduce su eficiencia en casi 10 unidades.

Acciones correctivas o de mejora (5. Uso eficiente de energía):

Con la estabilización de las plantas del SNR, el incremento en la confiabilidad del área de Fuerza y Servicios Principales, soportados en el Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) y la implementación de proyectos contenidos en la cartera de proyectos para el periodo 2011-2016, se reducirá la brecha de este indicador, lo cual deberá estar soportada con la gestión y otorgamiento en tiempo y forma de los recursos presupuestales.

Asimismo, las refinerías de Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula, están gestionando ante la GAIGO un proyecto integral de eficiencia energética a mediano y largo plazo, con lo que se espera mejorar el IIE en los próximos años, lo cual dependerá de la oportunidad de las autorizaciones de los proyectos en comento, así como de la suficiencia presupuestal que se le asigne a los mismos.

De igual manera mejorará este indicador con la agilización de la reparación de los equipos de precalentamiento de aire en mantenimiento actualmente en las refinerías de Cadereyta y Madero.

Utilización de la capacidad de destilación equivalente

Causas de desviación:

o Inestabilidades operativas de plantas (bajas utilizaciones).

o Alto índice de paros no programados

o Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales.

PEO 2T 2011 67

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 en tiempo y forma; 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.

Participación de los diferentes medios de transporte (Ducto)

Causas de desviación:

La desviación negativa en 0.3 puntos porcentuales del transporte por ducto realizado respecto a la meta establecida, se explica por:

o Refinería Tula bajó proceso por falla en plantas en junio del 2011.

o Refinería Cadereyta fuera de operación, por fallas en plantas a finales de abril y prolongación de mantenimiento de mayo a mediados de junio del 2011.

Lo anterior ocasionó ajustes a los programas de crudo hacia las refinerías de Tula y Cadereyta y por ende, la baja entrega de productos terminados en éstas, para la distribución por poliductos.

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).

PEO 2T 2011 68

Participación de los diferentes medios de transporte (Buquetanque)

Causas de desviación:

La desviación negativa en 0.4 puntos porcentuales del transporte por buque realizado respecto a la meta establecida, se explica por:

o Baja disponibilidad de productos en las refinerías de Madero y Salina Cruz, en lo que se refiere a productos terminados en tiempo y conforme a la especificación requerida; por el retraso en los tiempos programados de los mantenimientos y por paros no programados de algunas plantas.

o En el litoral del Golfo se realizó el transporte fuera de programa de Diluente, para lavar las líneas de los mulles 2,3 y 5 en T.M. de Pajaritos como preparativos para el recibo del Aceite Cíclico Ligero.

o Retrasos en sustitución de Buques Tanques, por terminación de contratos de fletamento.

o Mantenimiento emergente y programado a los buques tanque, Nuevo Pemex II, Nuevo Pemex IV, Tampico, Bicentenario e Insurgentes en el litoral del Pacífico y Burgos y Tajín en el Golfo.

o Manejo de flete muerto por falta de producto en Salina Cruz derivado de la baja disponibilidad de productos terminados en refinerías.

o Las condiciones climatológicas adversas retrasaron las operaciones de las embarcaciones en el litoral del Golfo, se estimaron hasta el mes de marzo en 1,457 hrs. y en el Pacífico aproximadamente 588 hrs.

o La logística programada de transporte de combustóleo se ajustó, por el inicio de recibo de combustóleo pesado por carros tanque, en la TOMP de Manzanillo procedente de las refinerías del Centro del País.

o Continúa la suspensión de cargas para cabotaje de combustóleo pesado en Lázaro Cárdenas a solicitud de CFE, por producto fuera de especificación en el parámetro de contenido de agua en esta terminal.

o Retraso en el arribo de buques de importación, ocasionando ajuste de ventanas conforme al arribo y rotaciones de puerto de descarga.

o Reducción en la capacidad de almacenamiento en las TAR´s de Topolobampo y Guaymas por salida de operación de tanques.

o Durante abril-mayo el transporte fue menor por la salida de la planta primaria 1 de la refinería de Cadereyta, lo que originó la disminución de

PEO 2T 2011 69

la producción al mínimo, ya que se tenía en mantenimiento la planta primaria 2, por lo antes descrito el producto considerado en programa de cabotajes en Madero, se envió a Cadereyta.

o En los meses de mayo y junio, se tuvieron afectaciones por condiciones climatológicas adversas en ambos litorales, así como la salida a mantenimiento de plantas en distintas refinerías, lo que obligó a modificar sustancialmente los programas de suministro.

Acciones correctivas o de mejora (9. Programa de Modernización del Transporte Marítimo/ y traspaso de insumos y productos):

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, el aumento o contracción de la demanda de productos y los mantenimientos extraordinarios a las instalaciones y equipos.

Se coordinaron con el Área Comercial y PMI los ajustes necesarios en la programación de los buques de importación, así como las importaciones adicionales que se acordaron en el Grupo de Integración Operativa (GIO).

En el seno de dicho Grupo, se ajustaron las cargas en algunos cabotajes, conforme a balances y a la disponibilidad de productos terminados en las refinerías.

Se adicionaron puertos de descarga a las embarcaciones, derivado de la falta de disponibilidad de cupo.

Se ajustaron los volúmenes a descargar por los buques de cabotaje y de importación en las Terminales de Almacenamiento y Reparto en el Litoral del Pacífico, derivado de los apoyos extraordinarios de Pemex Magna y Pemex Diesel a la Zona Centro del País, por las fallas en la refinería de Tula.

Días de autonomía de Pemex Diesel en terminales

Causas de desviación:

Se registró una desviación de 0.5 días respecto a la meta, debido principalmente a los siguientes factores:

o La refinería de Madero tuvo un déficit de 20 Mb por el retraso en el inicio de operación de sus plantas que estaban en reparación, lo que afectó a los programas de traspaso y carga de cabotajes en oportunidad.

PEO 2T 2011 70

o Durante el mes de mayo la refinería de Cadereyta presentó fallas en la Combinada 2 que aunada a la salida por mantenimiento preventivo de la Combinada 1, salió a principios del mismo mes, se tuvo una afectación en la producción total del diesel UBA y de Diesel de 500 ppm.

o En el segundo trimestre se tuvo un retraso en las importaciones que se habían solicitado como adicionales, debido a la baja en el proceso de la refinería de Cadereyta en un 25%.

o Las suspensiones constantes por bajas de presión y tomas clandestinas en los sistemas de ductos de Minatitlán-México y Topolobampo-Guamúchil-Culiacán derivó a que se tuvieran bajos inventarios en estas dos zonas (Pacífico y Centro) en el primer semestre.

o Las importaciones tuvieron en enero un déficit de 4.0 Mbd, en el mes de febrero fue de 6.0 Mbd y durante el mes de marzo el déficit ascendió a 6.0 Mbd.

Acciones correctivas o de mejora (10. Almacenamiento de productos, inició en 2008 y termina en 2012):

En las reuniones operativas diarias, en las que participan las áreas que intervienen en la logística de suministro de productos del Sistema Nacional de Refinación, se establecieron prioridades y acciones complementarias para cubrir la demanda programada de producto, tales como traspasos extraordinarios entre TAR’s, adecuación en los programas de suministro por los distintos medios de transporte y ajustes a los requerimientos de importación. Para cubrir el déficit en el Valle de México se tomó la decisión de lotificar Pemex Diesel UBA por el poliducto Minatitlán-México y apoyar a la TAR de Puebla con el suministro de productos por autos tanque.

Días de autonomía de crudo en refinerías

Causas de desviación:

Con base en los criterios definidos para revertir los resultados económicos adversos del Organismo, se definió un cambio en la estrategia de inventarios de crudo en el SNR, el cual se estableció bajo criterios económicos (nivel óptimo).

Acciones correctivas o de mejora (11. Almacenamiento de petróleo crudo/13 Mantenimiento de refinerías):

PEO 2T 2011 71

Continuar con los trabajos de rehabilitación de tanques que permitan la flexibilidad suficiente para alcanzar los días de autonomía óptima que requiere el SNR.

Avance en modernización de Sistemas de Medición (SIMCOT)

Causas de desviación:

Declaración de licitación P0-LI-917-010 desierta.

Suspensión temporal de los servicios contratados con la empresa Telvent Canadá Ltd. en tanto se adquiere la instrumentación y el equipo de control de campo necesario para el desarrollo de los servicios.

Acciones correctivas o de mejora (22. Automatización y control de procesos):

Se inició nuevo proceso licitatorio con número P1LI025002

Avance en modernización de Sistemas de Medición (SCADA)

Causas de desviación:

El avance del proyecto se mantiene en 44% debido a las modificaciones en el alcance original del contrato para la construcción de los Centros de Control, para atención del requerimiento de infraestructura por parte de la DCTIPN.

Acciones correctivas o de mejora (22. Automatización y control de procesos):

PEO 2T 2011 72

Indicadores con carácter informativo:

Margen variable de refinación

En el periodo enero-junio de 2011, el Sistema Nacional de Refinación (SNR) registró un margen variable de 2.23 dólares por barril de crudo, que en comparación con el obtenido en igual periodo de 2010 fue superior en 2.24 dólares por unidad de crudo procesado. Este incremento es resultado principalmente de un efecto favorable en precio que significó 3.19 dólares por barril, consecuencia de la elevada volatilidad observada en el mercado petrolero internacional en estos últimos meses.

Aprovechamiento de la capacidad de transporte por ducto

En el periodo enero-junio del 2011, los sistemas de ductos reflejaron un decremento en el volumen total transportado de 2,324.2 millones de toneladas kilómetro respecto al 2010, esto como resultado del decremento en el movimiento de crudo por el orden de 2,477.0 millones de toneladas kilómetro; esto se explica principalmente por la salida de operación de la refinería de Cadereyta y por fallas en plantas a finales de abril así como por el mantenimiento diferido de mayo a mediados de junio del 2011. Por su parte, la refinería Tula bajó proceso por falla en plantas en junio.

No obstante lo anterior, los sistemas de poliductos reflejaron un incremento en el volumen transportado de 152.8 millones de toneladas kilómetro con respecto al 2010, (4.1% en el movimiento de Gasolinas, 3.5% en el movimiento de Diesel y 33.6% en otros productos). Dicho crecimiento se registra principalmente en los poliductos Cadereyta-Satélite, Brownsville-Reynosa-Cadereyta y a la puesta en operación del ducto CPI-Azcapotzalco con Pemex Diesel UBA.

Volumen total transportado

En el primer semestre del año, se transportó un volumen de 36,086.5 millones de toneladas kilómetro de crudo y productos petrolíferos; de los cuales, el 58.7% se realizó por ducto, 32.6% por vía marítima, 5.8% por auto tanque y el restante 2.8% por carro tanque.

Comparado con el año 2010, se registró un decremento del 7.6% en el volumen total transportado, explicado principalmente por el decremento, a nivel sistema, de 6.4% en el transporte de crudo y una disminución de 1.2% en el transporte de petrolíferos.

PEO 2T 2011 73

3.C Pemex Gas y Petroquímica Básica

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

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

Ampliación operativa

Al cierre de junio de 2011, las actividades para la construcción de la planta criogénica de 200 MMpcd, son las siguientes:

a) Adjudicación de contrato

El 15 de mayo 2009 se dio el fallo de adjudicación de la Planta Criogénica. La firma del Contrato entre PGPB y el contratista (ICA Flúor Daniel S. de R.L. y Linde Process Plants Inc.) se llevó a cabo el 12 de junio 2009 por un monto total de 4,094 millones de pesos.

En 2011 la Gerencia de Proyectos y Construcción elaboró el convenio adicional CP-1/D-1 al contrato GOPL01309P modificando el monto y tiempo del contrato, quedando el monto del contrato en 4,090.6 millones de pesos (paridad cambiaria 12.9 pesos por USD, de acuerdo a premisas de la DCF 2011).

b) Programa de ejecución

Los trabajos iniciaron el 17 de agosto 2009 y la terminación se modifica al 30 de junio del 2012, de acuerdo al convenio adicional CP-1/D-1.

La construcción de la planta criogénica presenta un avance físico actualizado al segundo trimestre de 2011 de 71%, y considera las siguientes actividades relevantes:

Ingeniería Básica y de Detalle

Se concluyó al 100% el desarrollo de la ingeniería básica y la de detalle presenta un avance del 95%.

Fase de Procura:

a) Se colocó el 100% de las órdenes de compra de los equipos críticos. La fabricación y recepción de equipos presenta un avance del 95%. Para la procura de equipos de la subestación 115 KV se encuentra en revisión la ingeniería por CFE. La fecha compromiso para la conclusión de la procura está programada para el mes de febrero 2012.

PEO 2T 2011 74

b) Los equipos: filtro separador de entrada 101, enfriador de gas de regeneración104, acumulador de reflujo de desetanizadora106, intercambiadores de calor107/108/109, rehervidor 110 y bomba de reflujo de desbutanizadora), acumulador y condensador de reflujo de desbutanizadora111, bombas del sistema de aceite caliente112 y enfriadores de LPG y nafta ligera113, se encuentran en sitio a partir del mes de mayo 2011. Así como el equipo crítico restante (expansor-compresor, compresores de gas natural seco, torre desbutanizadora). Excepto la torre desetanizadora que se espera su llegada a sitio en agosto del 2011.

Fase de construcción:

Se continúa con:

c) La construcción de cimentaciones, estructuras de concreto y plataformas de operación para módulos y equipos mecánicos de la planta, compresores de gas residual, recuperadores de calor, expansor-compresor y horno de regeneración.

d) Los trabajos civiles de construcción de muros: plafones y pisos, aplicación de recubrimientos en edificios (cuarto de control y casa de cambio, SE 13 y 14).

e) Actividades de montaje: soldadura, pruebas, limpieza y aplicación de recubrimientos en tuberías sobre racks y subterráneas para diversos servicios.

f) Actividades de inspección y de preparación para la prueba hidrostática de los tanques esféricos para almacenamiento de LPG TE100 y TE101.

g) La construcción de los sistemas de drenaje (pluvial, aceitoso y sanitario) y de las plantas de tratamiento de efluentes.

h) Instalación de los sistemas de tierras y pararrayos. Se realizan los preparativos para montaje de equipo eléctrico en SE 14 y se realizan revisiones a los equipos de la SE 15.

Continúan los trabajos en sistemas de ductos de fuerza y control.

Confiabilidad operativa

El proyecto contempla modernizar las instalaciones actuales, incorporando nuevas tecnologías a las plantas existentes: endulzadora de gas, recuperación de licuables, servicios auxiliares, infraestructura complementaria y fraccionamiento.

PEO 2T 2011 75

El avance al 2do trimestre del 2011 es de 73.0%.

Se considera el monto del proyecto de acuerdo al Ciclo de Planeación 2011, con las siguientes actividades relevantes:

a) Sistema de contraincendio

La actualización de las bases técnicas continúa en 85%. En la última adecuación presupuestal autorizada, está iniciativa no cuenta con recursos.

b) Sistema eléctrico

Para construcción de la nueva planta criogénica, fue necesario reubicar la trayectoria de la línea de alimentación de energía eléctrica a la central de almacenamiento y bombeo de Pemex Exploración y Pemex Refinación. Avance 100%.

Para 2011 se programó inicialmente la sustitución y modernización de tableros de baja tensión y de distribución principal de la sala de generación eléctrica. Así como la sustitución de los transformadores trifásicos de baja tensión en las Subestaciones Eléctricas. Esta iniciativa ya no se consideró el Ciclo de Planeación 2011 por el acotamiento presupuestal y la evaluación del horizonte del proyecto. Actualmente se está trabajando para que estas actividades sean incluidas en un nuevo proyecto integral.

c) Calderas y turbogeneradores

Caldera BW-4. Se concluyó la rehabilitación y repotenciación, está operando desde agosto de 2009.

Caldera BW-1. Se iniciaron los trabajos de rehabilitación en noviembre de 2009, se tiene un avance físico del 100%, está operando desde enero 2011.

Turbogenerador TG-6. Se iniciaron los trabajos de rehabilitación en junio de 2009, se tiene un avance físico del 100%. Inició operación a partir de noviembre 2010.

Equipo de bombeo. Se suministraron nueve equipos que fueron inspeccionados y actualmente se encuentran operando.

4. Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex

El proyecto para construir una planta de cogeneración de energía eléctrica de 300 MW en el CPG Nuevo Pemex, considera un plazo de 36 meses a partir de la firma del contrato para el desarrollo de las instalaciones y el sistema de transmisión. Se tiene como fecha estimada de término octubre 2012.

PEO 2T 2011 76

La duración del contrato de servicios es por 20 años a partir de la entrada en operación.

En la construcción de esta planta se tienen programadas realizar las siguientes actividades relevantes:

2011 2012

Entrada en operación(Septiembre 2012)

Programa del desarrollo de las instalaciones y puesta en servicioActividades para desarrollar el proyecto

Desarrollo de instalaciones(marzo 2011‐agosto 2011)

Actividades principales desarrolladas a junio de 2011:

Generación

Concluyó el montaje de los paneles exteriores de los recuperadores de calor 1 y 2, los módulos internos, así como de los domos en las dos unidades.

Concluyeron los trabajos de cimentación de las plataformas de cada turbogenerador.

Continúan los trabajos de ensamblado de secciones de la chimenea de salida de gases del recuperador de calor en las unidades 1 y 2.

Continúa el ensamblado y montaje de tubería de interconexión de los recuperadores de calor en las unidades 1 y 2.

Continúan con el montaje, alineación, plomeo y aplicación de soldadura en estructura principal y en placa de techo en los tanques de agua desmineralizada/condensado A y B.

Continúan los trabajos de obra civil del camino de acceso, vialidades y terracerías, así como con la instalación del drenaje pluvial de la subestación eléctrica de la Central de Cogeneración y del camino de acceso.

Integración

Concluyeron los trabajos de construcción de pilas para el rack de tuberías de integración en el área de cogeneración.

Concluyeron algunas actividades de interconexión en la línea de gas combustible en la planta criogénica II, para la planta de cogeneración.

PEO 2T 2011 77

Continúa el montaje de trabes de amarre y colados para rigidizar los pórticos, con un avance del 94%.

Continúan las actividades de cimentación superficial del rack de cogeneración, con un avance del 90%.

Continúan el montaje de estructuras del rack de integración.

Inician las pruebas no destructivas (radiografiado) en circuito de gas de regeneración de 10”.

Sistema de Transmisión:

Subestaciones

S.E. Cactus Switcheo: continúa el detallado de los trabajos de construcción en edificio SF6, caseta de control, muro de contención de la barda perimetral, conexión de cables de potencia y del sistema de tierra del transformador y de la cimentación para la torre de comunicación.

S.E. Reforma: se inician trabajos para la instalación de iluminación perimetral, se realiza colocación de tubería y concreto en ductos eléctricos y concluye la instalación de los mecanismos de apertura y cierre de cuchillas.

S.E. Tamulté Maniobras: continúan las actividades de sistema de tierra de la malla principal, cimbra y colado de barda perimetral, además de la conclusión del colado de losa de cubierta y aplanado de muros exteriores de la caseta de control.

Líneas de Transmisión:

1- L.T. Cactus Switcheo-Nuevo Pemex: obra concluida el 19 de mayo del 2011, en espera de puesta en marcha.

2- L.T. Cactus Switcheo-Tamulté: avance en cimentaciones del 18% y del 13% en montaje de estructuras. El proveedor está a la espera de continuar actividades debido a que el resto de cimentaciones están sujetas al desmantelamiento de la línea existente Tamulté – Nuevo Pemex.

3- L.T. Cactus Switcheo-Tamulté Maniobras: continúan las cimentaciones a base de pilas en diversas estructuras así como diversos caminos de acceso en el trazo de esta línea. Cuenta con un avance de 83 % en obra civil y 53 % en montaje de estructuras.

PEO 2T 2011 78

4- L.T. Cactus Switcheo entronque Cárdenas II-Villahermosa Poniente: Se concluyó con el montaje de torres, inician los trabajos de obra civil en el tramo subterráneo de la S.E. Cactus Switcheo al poste de transición.

5- L.T. Cactus Switcheo-Reforma: se realizan trabajos en el sistema de tierra en postes, se realizó el montaje de los cuerpos de los postes troncocónicos y montaje de las crucetas en diversas estructuras, teniendo concluidas al 100% la obra civil y el montaje de estructuras.

6- L.T. Reforma entronque Km. 20-Mezcalapa: continúa la colocación del sistema de tierra, caminos de acceso y montajes de diversas estructuras; cuenta con un avance de 79 % en obra civil y 51% en montaje de estructuras.

7- L.T. Tamulté Maniobras entronque Km. 20-Samaria: se cuenta con la ingeniería al 100%. se inicia el montaje de postes y cimentación de los mismos.

Caso fortuito o fuerza mayor

Inundaciones en el sistema de transmisión

Derivado de las fuertes lluvias que prevalecieron en la zona en agosto y septiembre de 2010, Abengoa Cogeneración Tabasco (ACT) solicitó a PGPB considerar como Caso Fortuito o Fuerza Mayor, la inundación de los predios de la S.E. Tamulté Maniobras y de las L.T. Cactus Switcheo-Tamulté, Cactus Switcheo-Tamulté Maniobras y Tamulté Maniobras entronque Km 20 Samaria.

El 20 de octubre de 2010, el prestador del servicio notificó a Pemex Gas la terminación del evento de Caso Fortuito o Fuerza Mayor. Pemex Gas recibió el 28 de febrero de 2011 la documentación para el análisis de procedencia; de acuerdo al procedimiento contractual, PGPB solicitó al proveedor información adicional el 22 de marzo de 2011 y, una vez recibida, el pasado 13 de junio de 2011 se remitió a la Gerencia Jurídica de Gas y Petroquímica Básica de la Oficina del Abogado General para su análisis.

Terremoto y Tsunami en Japón

El 15 de marzo de 2011, ACT solicitó a Pemex Gas considerar como Caso Fortuito o Fuerza Mayor el terremoto y posterior tsunami del 11 de marzo de 2011 en Japón, ya que podría afectar el tiempo de entrega de los generadores (equipo principal). PGPB está a la espera de la notificación de terminación del evento por parte del Proveedor.

PEO 2T 2011 79

Fenómenos Meteorológicos de Colombia

El 03 de mayo de 2011, ACT solicitó a Pemex Gas considerar como Caso Fortuito o Fuerza Mayor las tormentas presentadas en Colombia, que causaron daños en la infraestructura carretera y podrían afectar el tiempo de entrega de los transformadores principales y auxiliares. PGPB está a la espera de la notificación de terminación del evento por parte del proveedor.

Concepto Avance

Programado (%) Avance Real (%)

Ingeniería 97.53 97.17

Compras 97.54 96.84

Suministros y fabricación 79.46 80.49

Construcción 26.83 21.97

Puesta en marcha 0.47 0.00

Avance Global 65.38 65.10

Al cierre de junio de 2011, el Proyecto de Cogeneración Nuevo Pemex presenta un avance real del 65.1%.

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

El avance del proyecto integral del libramiento de Jalapa continúa en 87%. Por incumplimiento del contratista, mediante oficio número SD-486-2010 de fecha 23 de septiembre de 2010, se notificó a CONDUX, S. A. DE C. V., el inicio del procedimiento de rescisión del contrato PGPB-SD-GRM-0028/2008, a través de la Gerencia de Control de Procesos Jurídicos con oficio número SD-489-2010, de fecha 27 de septiembre de 2010. El contrato se finiquitó unilateralmente. Actualmente se encuentra en inicio de una nueva licitación pública.

Se encuentra listo el paquete de concurso para que se envíe a la Gerencia de Recursos Materiales.

La obra de la terminación de la construcción del libramiento de Morelia la está ejecutando un nuevo proveedor debido a que, como se informó en reportes anteriores, se rescindió el contrato al contratista original. Los trabajos iniciaron el 14 de julio de 2010 y, actualmente se tiene un avance del 94 % del contrato, y un avance global acumulado del proyecto del 98%.

La construcción del Libramiento El Durazno se encuentra totalmente terminada, actualmente se encuentra en ejecución la adquisición e instalación de las trampas de diablos y trabajos previos a la interconexión del libramiento.

PEO 2T 2011 80

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

Avance Real (%)

Construcción Libramiento de Jalapa (proyecto integral) 87.0*

Construcción Libramiento Morelia 98.0

Construcción Libramiento el Durazno 100.0

Avance Global % avance=(285/300)*100 95.0

El avance al segundo trimestre de 2011 es de 95%.

7. Mantenimiento integral al gasoducto de 24” Reynosa –Chihuahua

Este proyecto se contempló desarrollarlo en tres fases en el periodo de 2005 al 2012, cada una de las cuales incluye la inspección, rehabilitación y certificación de la longitud correspondiente. Las longitudes parciales de las tres fases son 119 Km, 352 Km y 485 km, respectivamente; dando un total de 956 Km.

Al segundo trimestre de 2011, el estatus de cada fase es el siguiente:

La fase I está concluida al 100%, inició en 2005 y concluyó en 2006, contempló los tramos de Estación 2 caseta exportación a Los Herrera, con una longitud de 119 Km.

La fase II está concluida al 100%, inició en 2008 y concluyó en 2009, contempló los tramos de Chávez a Cadereyta, con una longitud de 352 Km, quedando pendiente el tramo Los Herrera-Cadereyta con una longitud de 60 Km, mismo que está considerado en el desarrollo de la fase III.

La fase III considera inspeccionar, rehabilitar y certificar 485 Km, correspondientes a los tramos Los Herrera-Cadereyta y Chávez–Chihuahua. Este proyecto se encuentra en la etapa de evaluación técnica, durante el mes de julio se dará a conocer el resultado de la licitación.

El avance global de las tres fases, al segundo trimestre de 2011, continua en 53%; mismo que se mantendrá hasta que inicien la ejecución de los trabajos de la fase III.

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

Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano (TYCVPM)

El 26 de marzo de 2010 la CRE presentó ante COFEMER el documento de Términos y Condiciones para Ventas de Primera Mano, mismo que recibió el

PEO 2T 2011 81

dictamen final y la autorización para su publicación en el Diario Oficial. A pesar de lo anterior y debido a que el periodo de consulta pública fue muy corto y la CRE recibió comentarios adicionales pertinentes por parte de los interesados, ha manifestado que se harán modificaciones, por lo que es posible que el proyecto sea ingresado nuevamente a COFEMER.

El pasado mes de marzo, la CRE entregó de manera económica a Pemex Gas, una nueva revisión de los TYCVPM y LOCFSE, cuyas principales adecuaciones tienen como objetivo la instrumentación del Régimen Permanente durante la segunda mitad del año en curso.

El 31 de marzo se recibieron comentarios de la CRE a los LOCFSE actualmente se llevan a cabo los trabajos por parte de Pemex Gas para la revisión de dicho documento.

Factura Desagregada

Se envió a la CRE para aprobación el modelo de factura por el cual se dará cumplimiento al requerimiento de cotizar y facturar de manera desagregada el precio de gas licuado de petróleo objeto de venta de primera mano, el costo de transporte y almacenamiento que controle, así como todos los actos y servicios necesarios para la contratación, enajenación y entrega de combustible.

La CRE emitió el 30 de junio de 2011 la RES/222/2011, por la que se aprueba a Pemex Gas y Petroquímica Básica el Convenio Modificatorio al Contrato de Suministro de Gas Licuado del Petróleo, en lo relativo a la desagregación del precio, costos y contraprestaciones. Dicho Órgano requiere que en al término de 60 días hábiles contados a partir de la notificación de la resolución se informe sobre la aplicación del Convenio Modificatorio.

Directiva de Precios

Debido a la extinción de los permisos de almacenamiento mediante planta de suministro de las instalaciones aledañas a los Centros Procesadores de Gas en Matapionche, Cactus, Poza Rica, Salina Cruz y Burgos, donde Pemex Gas sólo presta el servicio de entrega de gas licuado a clientes y no almacenamiento, la CRE realizará modificaciones a la Directiva para la inclusión de los costos de las mencionadas instalaciones dentro del mecanismo de venta de primera mano. Se espera recibir dichas modificaciones durante el segundo semestre del presente.

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 de América, así como lograr una mayor flexibilidad en las operaciones de comercio exterior.

PEO 2T 2011 82

Avances y actividades:

Se cerraron contratos con descuento de largo plazo para el suministro de importación por balance.

Para CFE se cerraron Opciones Variables con descuentos en la cuenca de Permian y San Juan para el primer semestre, durante el cual el diferencial promedio de ambos índices fue de $-0.1425 USD.

Durante el primer semestre del 2011 se firmó la renovación del Asset Managment Agreement en el gasoducto de Tennessee para con esto lograr la optimización de transporte, además de que se trabajó en proporcionar una nueva propuesta de almacenamiento para 2011-2012, dicha propuesta se autorizó y firmó, donde la administración del servicio se dará en diferentes gasoductos y en diferentes puntos de entrega y de recibo.

Con respecto a las operaciones de almacenamiento seguimos manejándolo día con día con el objeto de cubrir la demanda no programada y de bajar los costos de operaciones intraday. Durante el primer semestre se concluyó el contrato de Almacén con Total Norteamérica y se sustituyó con un nuevo contrato con Conoco Phillips además de renovar un año más el que se tiene con EDF Norteamérica con fecha de vencimiento de abril de 2012.

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:

VIN 003/2006.- Para el registro financiero de las penalizaciones económicas a contratistas. Se recibió el oficio de la Subdirección de Planeación e Inteligencia del Negocio, número DCTIPN-SPIN-21, en el que indica que no es posible otorgar el visto bueno solicitado ya que puede formar parte de los requerimientos del proceso de Proyectos de Capital y/o a iniciativas de los procesos de Finanzas y Suministros.

Ventas de Primera Mano de gas natural, para el cumplimiento al marco regulatorio de ventas de gas natural: Durante el primer semestre de 2011 no se registraron avances en esta iniciativa, sujeta a la definición por parte de la CRE.

PEO 2T 2011 83

14. Modernizar redes contraincendio en los CPG Nuevo Pemex y Cd. Pemex

Red contraincendio de Nuevo Pemex

La red contraincendio de Nuevo Pemex presenta a junio el siguiente avance en las actividades relevantes efectuadas:

Avance en el montaje de tuberías por áreas:

Cabezales principales: 88.3% en instalación de tubería y 89.7% en habilitación.

Sistemas de aspersión en planta de líquidos 3: 99.6% en instalación de tubería y 0.4% en habilitación. Sin cambios.

Patines de medición: 84.1% en instalación de tubería y 74.7% en habilitación. Sin cambios.

Tratamiento de efluentes: 95.4% de instalación de tubería y 2% en habilitación. Sin cambios.

Planta Fraccionadora 1: para tubería aérea se tiene 26.8% en instalación de tubería y 93.7% de tubería habilitada; para tubería subterránea se tiene 89.4% en instalación de tubería y 89.4% de tubería habilitada.

En el Tanque FA-2205, se tiene el 88.2% de tubería habilitada y de instalación de tubería 80.7%. Se inició el montaje de tubería de 8"Ø alimentación a los anillos 5, 6, 7 y 8.

Cabezales principales: 88.3% en instalación de tubería y 89.7% en habilitación de tubería.

Esferas:

TE-1406: Instalación de tuberías terminada. Se realizó el habilitado e instalación de los arreglos para instalar los aspersores.

TE-1401: Instalación de tuberías terminada.

TE-1405: Finalizaron los trabajos, la prueba del sistema se efectúo con resultados satisfactorios

TE-1402: Se tiene un 100% en la instalación de tubería.

TE-1404: Se tiene el 100% de tubería habilitada y de tubería instalada.

PEO 2T 2011 84

Planta criogénica 1

La tubería aérea tiene un 100% de avance en instalación y 100% en tubería habilitada; para tubería subterránea se tiene avance de 100 % en instalación y 100% habilitada. Se realizó el habilitado e instalación de los arreglos para los aspersores.

Planta criogénica 2:

Tubería aérea se tiene 17.3% de tubería instalada y 91.7% de tubería habilitada; para tubería subterránea se tiene avance de 63.2 % en instalación de tubería y 71.0% en tubería habilitada.

Almacenamiento de producto:

Almacenamiento de producto tubería aérea con 71% en instalación de tubería y 93.7% para tubería habilitada; tubería subterránea 81.9% como instalación de tubería y 84.9% de tubería habilitada.

Adicionalmente, en la Subestación eléctrica 22, se realizan actividades de:

Limpieza general y retoque de pintura de color verde tierno a bases de soportes de tubería conduit, a los dados de los bancos de ductos y charolas en el cuarto de cables.

Limpieza general de los transformadores y área interior del cobertizo de los transformadores TR-21 1A/1B y TR-21-2A/2B.

Instalación de conductor eléctrico tierra física de la UPS-1.

Instalación de conductor eléctrico en color verde, perteneciente a la tierra física de la UPS-2 en el cuarto de operadores de la casa de bombas CI.

Habilitado e instalación de niples de 60 cm. de largo x 4" de diámetro, a base de tubería conduit para la acometida al tablero TDA-22 perteneciente a la SE No. 22 existente.

Ensamble de pastillas termomagnéticas en el tablero de alumbrado interior de la nueva SE No. 22 "TAB-D" y tablero "TAB-F", localizados en el cuarto de equipos.

Este proyecto inició en enero de 2008 y se estima con la formalización del convenio de ampliación D-2 concluirlo en Agosto de 2011.

PEO 2T 2011 85

Red contraincendio de Ciudad Pemex

La red contraincendio de Ciudad Pemex presenta el siguiente avance de las actividades relevantes efectuadas:

Para la Subestación Eléctrica (S.E) de servicios auxiliares 1 el avance es de 88%, para la S.E de la Bocatoma del Bayo fue de 54% y 84% para el drenaje pluvial en el área de servicios auxiliares 1. 86% en pavimentos área de servicios auxiliares. Continúan trabajos de formación de terraplén para pavimentos en lado oeste del tanque TV-700 e inicio vaciado de pavimento de lozas en lado noroeste.

En instalación de tuberías de la red contra incendio, se tiene 56.3% de avance general, los avances principales son:

En la planta criogénica 1 el avance fue de 91.6%, en la criogénica 2 de 9.7%, para servicios auxiliares 2 de 80.1%, para el acueducto fue de 99.6%, en los cabezales principales fue de 61.3% y en la planta endulzadora de gas 3 y 4 fue del 35.7% en ambas plantas.

En el tanque TV-700, obtuvo un 40% de avance en la limpieza con chorro de arena a metal blanco y aplicación de RP-10 en la parte interior del tanque, aplicación recubrimiento primario y enlace a placas y ángulo de coronamento correspondiente a la cúpula de tanque. Adicionalmente, se continúan los trabajos de limpieza mecánica en la envolvente lado exterior, conformación de barandal para la escalera helicoidal.

Para la especialidad de instrumentos continúan los trabajos para interconexión de sistemas SAAFAR, actividades para interconexión de señales en cuarto de operadores Casa de Bombas, Contraincendio. Además del tendido de tubería conduit para señales de instrumentos del registro REI-01 hacia el registro RSC-24.

En especialidad eléctrica se efectúan trabajos de limpieza de los registros eléctricos e instalación de charolas y soportería para el ducto eléctrico subterráneo de la subestación eléctrica de red de contra incendio a subestación eléctrica No.115 existente.

Este proyecto inició en enero de 2008 y estaba estimado concluir en marzo de 2011. Pero con la formalización del convenio de ampliación D-2 la nueva fecha de término es para noviembre 2011.

El avance global al segundo trimestre de 2010 es de 92%.

PEO 2T 2011 86

15. Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex

Con respecto a los sistemas de desfogue del CPG Ciudad Pemex, a junio se tienen las siguientes actividades relevantes realizadas:

El 18 de junio de 2010 inició la fabricación del quemador L-301.

En el rack de tuberías norte hacia el quemador L-303, se presenta un avance de 98% en el montaje de marcos.

En la Cimentación del rack de tuberías del quemador L-303, la construcción e hincado de pilotes tiene un 96% de avance.

El avance de la obra civil de la Subestación Eléctrica norte es de 55%. En la Subestación Eléctrica sur el avance en la construcción estructura de concreto tiene un avance del 100%. Los avances en la construcción de muros y escaleras es de 80% y 92%.

La construcción de cimentaciones del rack de tuberías norte hacia el quemador L-303 presenta un avance de 88%.

El quemador L-301 tiene un avance de 89% en cimentaciones para soportes de tuberías y equipos.

El quemador TC-3101 presenta 82.7% de avance en las cimentaciones para soportes de tuberías y equipos del quemador temporal.

El Área de integración: en tuberías se tienen 20.8% en el montaje de tuberías en rack nuevo hacia el quemador L-301, y continúa en 14.9% para la endulzadora de gas 1, 58.6% para el quemador elevado TC-3101 y 31% en el montaje de tuberías en área de integración.

Se terminó el acondicionamiento del terreno para la instalación de equipos para el quemador L-303.

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

En obra eléctrica se continúa con la instalación de tubería conduit en ducto de instrumentos para fibra óptica en distintos registros.

En obra mecánica se efectuaron los trabajos de nivelación y puesta en eje de las bombas BA-3101/R.

En procura de un total de 107 equipos han arribado a sitio el 33% (35 equipos), de 65 partidas de órdenes de compra se han adjudicado 34 (52%), se han efectuado pruebas en fábrica a 36 equipos (34%).

PEO 2T 2011 87

Con respecto a los sistemas de desfogue del CPG Ciudad Pemex, a junio 2011 se tienen los siguientes comentarios relevantes:

Debido a la desviación entre los avances físico y financiero, programados y reales de la obra y con base a la normatividad correspondiente, con fecha 28 de marzo de 2011 se notificó a DICA, Infraestructura, S.A. de C.V., el inicio del procedimiento administrativo de rescisión del contrato.

El 10 de mayo 2011, atendiendo el llamado de la SEFUPU, PGPB aceptó el procedimiento de conciliación con el contratista. Ante la no conciliación de diversos aspectos con la contratista, el 28 de junio 2011 PGPB notificó la determinación de rescindir el contrato. Se inició proceso de finiquito correspondiente.

Se realizó el levantamiento del acta circunstanciada del estado de los trabajos hasta la fecha de la rescisión del contrato, de la cual dio fe el notario público número 237 del Distrito Federal y durante el siguiente trimestre se procederá a la contratación de los trabajos urgentes para eliminar el riesgo del CPG Ciudad Pemex.

Este proyecto inició en enero de 2008 y se estima concluirlo en junio 2011.

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

Este proyecto inició en enero de 2008 y está en reprogramación de actividades. 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, celebrados entre PEMEX con la Secretaría de la Defensa Nacional y la Secretaría de Marina Armada de México, quedó formalizado en abril de 2010.

Durante los meses de febrero y marzo de 2010, se efectuó el desarrollo de material didáctico y se preparó la logística para la campaña “manejo defensivo” dirigida a todo el personal de la Subdirección de Producción. Se certificó a los promotores en el mes de junio de 2010.

Se impartieron cuatro cursos de formación y capacitación para homologar los conocimientos del personal de vigilancia adscrito a los nueve Complejos Procesadores de Gas del Organismo, iniciando en mayo y concluyendo en julio de 2010.

En el mes de agosto 2010 se impartió un curso de “formación de instructores de manejo defensivo” con la participación de todos los CPGs.

PEO 2T 2011 88

Durante el segundo semestre 2011 se programan actividades para elaboración y homologación de los planes integrales de seguridad física en los nueve Complejos Procesadores de Gas.

El avance al segundo trimestre de 2011 es de 52%.

19. Reducir costos de suministro de bienes y servicios

Sistematización de los procedimientos de contratación.

Al 30 de junio de 2011, el Sistema Integral de Información de Adquisiciones y Obras Públicas mantiene un avance del 40%, toda vez que no se ha concretado el apoyo por parte de la Gerencia de Centro de Competencia de la Subdirección de Integración de Soluciones y Procesos de Negocio, ya que se requiere de un alto grado de especialización para el desarrollo del sistema. De no lograr dicho apoyo, se evaluará la opción de contratar una empresa externa para que efectúe los trabajos. Cabe destacar que con recursos propios, el Módulo de Recepción de Requerimientos “MRR”, fue rehabilitado y actualizado con un nuevo formato y sistema operativo al 100%.

Asimismo, se cuenta con un escenario que permite a los usuarios solicitar la contratación de bienes y servicios 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 (PGPB).

Durante el segundo trimestre del año, se llevó a cabo el proceso de actualización de la documentación, con la que los proveedores acreditan los derechos exclusivos de suministro de bienes y servicios, aunado a que algunos proveedores solicitaron su baja del catálogo, de lo cual resultó que al cierre del trimestre se tengan 70 convenios para la transmisión y recepción de información a través de medios electrónicos, que consideran la inclusión de los precios y condiciones de los bienes y servicios que proporciona el proveedor primario incorporados en el Catálogo Electrónico Pactado de PGPB.

Mecanismos de colaboración y relación con los clientes internos.

Para fines de implementar estos mecanismos se consideraron las siguientes actividades:

Programa “Módulos de Capacitación Bajo Demanda en materia de Contratación”, se modificó su contenido a nivel de módulos, toda vez que se introdujeron temas relevantes y urgentes de atender como lo son las derivaciones de la aplicación de la Ley Pemex y sus Disposiciones Complementarias, por lo que los nuevos temas declarados son:

Términos para el proceso de contratación

PEO 2T 2011 89

Modelo Económico y Modelo de Contrato

Régimen Específico de Contratación (REC)

Programas anuales e Informes técnicos

Avance financiero de la acción “Desarrollar el proyecto de ampliación de Poza Rica”

La construcción de la planta criogénica de Poza Rica de 200 MMpcd a junio presenta un avance físico actualizado a 70.5 % y 71.3% de avance financiero.

Los equipos críticos de la planta que ya se encuentran en sitio son: torre desbutanizadora, compresor expansor, turbocompresores de gas natural seco e intercambiadores de calor (cajas frías); estos últimos llegaron a sitio en mayo, un mes antes de lo programado.

Con respecto a la inspección de la torre desetanizadora en junio se realizó la prueba hidrostática conforme a programa, por lo cual su llegada a sitio se tiene prevista para el mes de agosto.

En lo relativo a la fase de construcción, se continúa con las siguientes actividades: a) construcción de muros, plafones, pisos y aplicación de recubrimientos en cuarto de control, casa de cambio y subestaciones eléctricas 13 y 14; b) montaje, soldadura, pruebas, limpieza y aplicación de recubrimientos en tuberías sobre racks y subterráneas para diversos servicios; y, c) continúa la construcción de los sistemas de drenaje (pluvial, aceitoso y sanitario) de las plantas de tratamiento de efluentes.

Prog Real Prog Real

70.4 70.5 70.3 71.3

Avance del Proyecto(%) 2do Trimestre 2011Fisico Financiero

PEO 2T 2011 90

Desglose de cálculo:

Programa para Incrementar la Eficiencia OperativaAvance Financiero de Acciones en PGPBReporte de Indicadores a SENER

Acciones Inversión Unidades 2009 1 2010 

1

1er   Trim

Ene‐mar

2do Trim

Ane‐jun

3er Trim

Ene‐Sep

4to Trim

Ene‐dic

Total     

al    2011

2012 Costo Total 4

Avance Programado % 16 60 63 70.3 81 89 89

Monto programado2 MM$ 697 1,838 167 292 437 340 1,236 487

Programado acumulado MM$ 697 2,535 2,702 2,994 3,431 3,771 3,771 4,258 4,258

� Desarrollar el proyecto de 

ampliación  del CPG Poza RicaAvance Real % 16 60 63 71.3 0 0 71.3

Ejercicio3 MM$ 697 1,838 167 332 0 0 3,034 4,258

Ejercicio acumulado MM$ 697 2,535 2,702 3,034 3,034

Nota: 1.‐Los montos se actualizan a pesos 2011 y corresponden el cierre de Cuenta Pública de cada año

            2.‐ Fuente:  2011 Adecuado I ver. 1D del PEF.

            3.‐ Fuente:  Ejercicico 2011 al cierre de junio

            4.‐ Costo total autorizado por la SHCP a pesos 2011

2011

PEO 2T 2011 91

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Pemex Gas y Petroquímica Básica

1 100% 99.96 min ---- 99 ------ 0.0%

2 71% max 100 Aceptable

19 82% 413.5 min 386 359 1% 8%

20 100% max 410 382 Sobresaliente

21 100%

7 53%

8 100% 0.34 max 1 0.10 -0.7 2.4 Insuficiente

9 100%

14 92%

16 52%

4 65% 15.9 min 17.3 14.0 -15% 6% Sobresaliente

10 88% max 18.8 15.0

11 100%

1 100%

2 71% 2.7 min 2.3 2.8 4% -16% Sobresaliente

4 65% max 2.8 3.2

19 82%

1 100%

2 76% 97.3 min 95.2 96.0 0.6% -0.1% Aceptable

max 96.7 97.4

5 100%

6 95%

$/MMpc‐km 7 53% 0.16 min 0.13 0.15 0.14 0.00 Aceptable8 100% max 0.14 0.16

9 100%

13 93%

25 10 88% 2.97 min 2.06 2.90 28% -15% Aceptable

13 93% max 2.32 3.50

14 92%

Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames

MM$/mes 15 52% 0.08 max 0.1 0.1 0 -0.2 Aceptable

4 65%

14 92% 5.3 min 4.9 5.0 -9% -5.36% Aceptablemax 5.8 5.6

5 100%

6 95% 86.7 min 73.6 81.5 6% 3% Sobresaliente

7 53% max 82.1 84.5

8 100%

9 100%

13 93%

5 100%

6 95%

7 53% 462,120 529,460 462,120 -13% 0% Aceptable

8 100%

9 100%

13 93%

1 100%

2 71% 5,800 6,006 5,800 -3% 0% Aceptable

1 100% 81.5 min 89.5 75.9 -13.4% 6.3% Sobresaliente

2 71% max 94.1 76.7

Calificación (1) vs (3)

Periodo: enero-junio 2011

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas

% de Avance de cada

acción (b)

Valor del indicador

(1)

Meta Original

PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO enero-

junio (3)

Desviación(*) (1) vs (2)

Desviación(*) (1) vs (3)

Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en centros procesadores de gas de PGPB (CPGs)

%1

Productividad laboralMMBtue/plaza

ocupada3

Índice de frecuencia de accidentes

Número 5

Margen por unidad de energía

comercializada5,7 $/MMBtue 7

26

Gastos de operación por energía producida

$/MMBtue 22

Recuperación de propano en CPG

% 23

25

Costo promedio diario de

transporte de gas seco1

Costo promedio diario de

transporte de gas LP1 $/Mb‐km

Autoconsumos de gas2 %26

UpTime Sistema Nacional de Gasoductos

% 25

Capacidad instalada de compresión

HP 25

Capacidad instalada de recuperación de licuables

MMpcd 23

UpTime criogénicas % 23

PEO 2T 2011 92

Pemex Gas y Petroquímica Básica

1 100%

2 71% N/A min 86 96 ------ ----- -----

max 89 98

19 82% 2.01 min 2.54 1.90 -25% -13% Aceptable

20 100% max 2.67 2.30

21 100%

19 82%

$/MMpc 3 20 100% 1,916 min 2,187 1,779 -31% -4% Aceptable

21 100% max 2,775 2,000

1 100%

2 71% 29.0 Max 34 39 -15% -26% Aceptable

1 100% N/A min 100 100 ---- ---- ----

2 71% max 118 104

Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG

% 24 13 93% 3 Max 0 ---- Insuficiente

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

% 24 13 93% 4 Max 0 ---- Insuficiente

Comentarios:

El porciento de avance en las acciones se actualizó a junio de 2011.

Notas:

contable a mayo 2011

2.-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) .

3.-N/A.-No aplica, se reportará con la entrada en operación de la nueva planta criogénica en el CPG Poza Rica

4.-Por acuerdo con SENER el indicador indice de personal, cambia de nombre a costo de mano de obra CPGs y conserva la metodología de cálculo.

1.-El indicador relativo al costo de transporte diario de gas natural y gas LP corresponde al período enero-mayo, por no contarse con la información de cierre

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.

Costo de mano de obra CPGs4 $/MMBtue producidos

3

Costo de operación por CPG

Emisiones de SO2 a la atmósfera

Kg de S02/Tn de S° procesado

23

Costo real/Costo estimado de

proyectos3 % 2

* 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 de la meta máxima se considera sobresaliente.

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.

Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de

inversión3

% 1

Calificación (1) vs (3)

Periodo: enero-junio 2011

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas

% de Avance de cada

acción (b)

Valor del indicador

(1)

Meta Original

PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO enero-

junio (3)

Desviación(*) (1) vs (2)

Desviación(*) (1) vs (3)

PEO 2T 2011 93

Indicadores que dependen directamente del gas que entrega PEP

Enero-junio 2011

Capacidad criogénica Utilizada % 78.6

Gas húmedo dulce procesado en Plantas Criogénicas MMpcd 4,376

Producción de gas seco MMpcd 3,685.0

Producción de gas licuado Mbd 189.3

Producción de etano Mbd 126.3

Producción de gasolinas (naftas) Mbd 82.5

Producción de gas seco por unidad procesadaMMpcd/MMpcd

de carga0.84

Producción de gas licuado por unidad procesadaBd/MMpcd de

carga43.3

Producción de etano por unidad procesadaBd/MMpcd de

carga28.5

Producción de gasolinas por unidad procesadaBd/MMpcd de

carga18.9

Indicador UnidadesValor del indicador

Indicadores Insuficientes

I. Índice de frecuencia de accidentes.

Este indicador se ubicó en 0.34, 0.24 puntos por arriba de la meta 2011 definida en 0.1, debido a cuatro accidentes, registrados en el primer semestre de 2011 los cuales se describen a continuación:

1. Complejo Procesador de gas Nuevo Pemex, con fecha 18 de enero, que considera el accidente por contacto con corriente eléctrica durante trabajos de cambio de un tramo de cable dañado, con alta médica el seis de marzo.

2. Complejo Procesador de Gas Cd. Pemex de fecha 28.02.2011 por herida contusa en la cabeza por golpe contra válvula durante trabajos de mantenimiento, con alta médica el 8 de abril.

3. CPG. Coatzacoalcos con fecha 07.04.2011 inhalación de vapores de amoniaco, alta médica 25.04.2011

4. SD Minatitlán-Petroquímicos 16.06.2011, fallecimiento de dos trabajadores por derrumbe de excavación en Propilenoducto de 6”D.N.

PEO 2T 2011 94

No obstante, que el índice de frecuencia obtenido a junio se encuentra dentro de los valores más bajos obtenidos. PGPB continuará realizando esfuerzos encaminados a disminuir la frecuencia de accidente, mediante el reforzamiento de campañas de difusión de los Procedimientos Críticos, para evitar la ocurrencia en los Centros de Trabajo de PGPB con estricto apego a su Política de Seguridad.

II. 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

Acciones correctivas para el control de Nitrógeno en el gas natural:

Para el indicador “Días de inyección de gas natural de CPG´s fuera de Norma en nitrógeno al SNG”, durante el primer semestre para el CPG Cactus se presentaron dos eventos que sobrepasaron el nivel de la Norma establecida. Respecto al CPG Nvo Pemex, se presentaron 6 eventos por arriba de la Norma durante el mismo periodo.

La gráfica muestra el contenido de nitrógeno en % en las inyecciones de los CPGs Cactus y Nuevo Pemex al Sistema Nacional de Gas.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

01/01/2011

07/01/2011

13/01/2011

19/01/2011

25/01/2011

31/01/2011

06/02/2011

12/02/2011

18/02/2011

24/02/2011

02/03/2011

08/03/2011

14/03/2011

20/03/2011

26/03/2011

01/04/2011

07/04/2011

13/04/2011

19/04/2011

25/04/2011

01/05/2011

07/05/2011

13/05/2011

19/05/2011

25/05/2011

31/05/2011

06/06/2011

12/06/2011

18/06/2011

24/06/2011

30/06/2011

% Vol

N2 en gas seco de los CPG´s Cactus y Nvo. Pemex al SNG

Cactus

Nuevo Pemex

Norma

No obstante lo anterior, las mezclas de gas seco en el Sistema Nacional de Gas, han permitido que Pemex Gas haya cumplido con la calidad de entrega de gas seco a clientes del sureste de acuerdo a la Norma de calidad.

PEO 2T 2011 95

Calidad del gas seco a clientes:

5

6

7

8

9

01-ene

15-ene

29-ene

12-feb

26-feb

12-mar

26-mar

09-abr

23-abr

07-may

21-may

04-jun

18-jun

% Mol

Troncal Mayakán Norma

Por otra parte, para reducir el contenido de nitrógeno en el gas al Sistema Nacional, PEP y Pemex Gas en coordinación con la Dirección Corporativa de Operaciones continúan trabajando en la implementación de acciones encaminadas a reducir el contenido de nitrógeno.

La siguiente tabla muestra el avance de las acciones y obras principales, así como las fechas de inicio de operaciones y su contribución a la mejora de la calidad del gas seco.

Acciones para mejorar la calidad del gas seco:

Acciones Responsable Descripción de Avance

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

PEP-PGPB/DCO Este procedimiento permite mantener dentro de Norma el contenido de inertes a ductos y disminuir la variabilidad del mismo, acotando los límites máximos de composición del gas amargo entregado por las Regiones Marinas y la Región Sur a plantas.

En noviembre de 2010 se firmó la actualización del procedimiento con un límite de 8% mol de inertes y se encuentra operando; cumpliéndose al 100% en la calidad de entrega a ductos en el primer semestre del año.

PEO 2T 2011 96

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).

Esta obra inicio a operar en enero del 2011 y disminuyó el contenido de N2 a Nuevo Pemex de 7.1% mol de N2 en el cuarto trimestre 2010 a 4.3% mol en el segundo trimestre 2011.

Modificación a planta criogénica II CPG. Cd. Pemex

PGPB La modificación a la planta criogénica II del CPG Ciudad Pemex permitirá aprovechar al máximo la capacidad instalada de la NRU.

La Fase I es el desarrollo de la ingeniería básica y de detalle de la rehabilitación de tres derivaciones (bypasses) que permitirá incrementar el recibo de nitrógeno en el gas amargo del 12 al 17.5 % vol. Para el periodo de reporte esta fase presenta un avance físico de 100%.

La fecha estimada de término de la fase II es para el cuarto trimestre 2011.

Se concluyó la ingeniería de detalle y los paquetes documentales para su contratación; sin embargo, la disolución del Comité de Obras de la DCIDP y la incorporación de nuevos requisitos derivados de la aplicación de la nueva Ley de Pemex, retrasaron el proceso de asignación a la Compañía ICA-Fluor Daniel.

En julio de 2011 se presentará el caso en el SubComité de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios, aprobándose el proyecto para su contratación, estimada para finales de julio.

De acuerdo al nuevo programa de trabajo, se ubica la conclusión de la obra en diciembre de 2011.

Reinyección de gas amargo con nitrógeno en Campo Jujo y Tecominoacán

PEP En la Región Sur se mantiene la política de control de producción de pozos con alto contenido de nitrógeno.

Actualmente se inyectan un volumen promedio de 79 MMpcd de N2 en los Campos Jujo y Tecominoacán, asimismo se reinyectan en promedio 40 MMpcd de gas con alto contenido de N2.

Al cierre del primer semestre de 2011 se realizaron las siguientes acciones para el control de nitrógeno.

Cierre de 2 Pozos:

1.-Pozo T-408 cerrado el 6 de marzo, producción de gas asociada 12 MMpcd con un contenido de N2 del 9.4%.

2.-Pozo T-408C, cerrado el 6 de marzo, producción

PEO 2T 2011 97

de gas asociada de 17 MMpcd con un contenido de N2 del 73%.

Se tiene en programa inyectar 40 MMpcd de gas contaminado en el Campo Jujo y 20 MMpcd en Tecominoacán (T-519) para dar flexibilidad al proyecto de mantenimiento de presión para el cuarto trimestre.

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

PEP Continúan las juntas de aclaraciones, para la planta de Cunduacán (la próxima junta de aclaraciones es la No. 22). Las bases técnicas se emitieron en octubre 2009. La capacidad actual de acondicionamiento para la planta NRU de Cunduacan es de 125 MMpcd.

Planta NRU de Jujo. Continúa pendiente en fecha por definir la publicación de las bases técnicas para licitación. La capacidad actual de acondicionamiento de esta planta es de 150 MMpcd.

Sin embargo, ante la opción de administrar la producción y controlar la inyección de gas y nitrógeno, se continúa analizando la filosofía de explotación de campos y el comportamiento futuro de la producción de gas en la Región Sur, para definir la factibilidad de construir unidades recuperadoras de nitrógeno (NRU´s).

Fuente de información: Documento “Actualización de Acciones y Obras para control de calidad del gas seco a ductos de Pemex” Dirección Corporativa de Operaciones junio de 2011.

Indicadores aceptables o sobresalientes

En esta sección se incluyen los detalles de principales indicadores que explican los resultados logrados:

I. Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames

Este indicador alcanzó un valor acumulado a junio de 0.083 MM$/Mes, por abajo del límite establecido en <0.1 MM$/mes. El valor del indicador se encuentra integrado por dos eventos reportados en el semestre con valor de 0.04 y 0.01 MM$/mes:

1. El importe reportado en enero de 2011 de 0.4 MM$/Mes corresponde a la pérdida de 7.8 MMpc de gas derivada de la fuga por fractura de soldadura presentada en el km 283+750 del gasoducto de 16”, tramo El Dorado-Chávez, ocurrida el 26 de enero. El precio de referencia, de 53.21 $/GJ, corresponde al precio interorganismos de gas residual zona norte, base firme mensual, para enero de 2011.

PEO 2T 2011 98

2. El importe reportado en junio de 0.1 MM$/Mes corresponde a la pérdida de 2.1 MMpc de gas derivada de un golpe de maquinaria, el día 18 en el km 5+350 del gasoducto de 6", tramo Mezquital-San Rafael, en el Mpio. de Guadalupe, Nuevo León. El precio de referencia, de 48.26 $/GJ, corresponde al precio interorganismos de gas residual zona Golfo base firme mensual, para junio de 2011.

Cabe mencionar que, si bien la edad promedio de los ductos de Pemex Gas es superior a los 30 años. El mantenimiento proporcionado ha permitido que el servicio de transporte por ductos se realice en condiciones seguras, dentro de las normas aplicables.

A continuación se muestra el programa de mantenimiento y certificación de ductos para 2011 y años subsecuentes con el cual se trabaja para la certificación de la integridad y confiabilidad de los ductos del SNG.

II. Gasto de operación por energía producida

Para el periodo de análisis este indicador se ubicó en 2.7 $/MMbtue, 0.1 puntos por abajo del límite inferior de la meta y 0.1 punto por debajo de lo ejercido en 2010, en el mismo periodo. Este indicador se calcula como el cociente de los gastos de operación (suma de los renglones 201 al 241) entre

PEO 2T 2011 99

la energía producida. Para los gastos de Operación enero-junio se tiene un valor de 2,421.6 MM$, 109.5 MM$ menos que lo ejercido en el primer semestre 2010 y en cuanto a la energía producida esta sólo incremento 1.95% en el mismo periodo de 4, 953,603.3 MMbtue a 5,050,442.2 MMbtue.

III. Costos de mano de obra por CPG

En la evaluación de este indicador alcanzó un valor de 2.01$/MMBtue al segundo trimestre de 2011, 0.01 puntos por debajo del valor obtenido en 2010, como consecuencia de una mayor producción energética 1.95% más en 2011 que en 2010, resultado de una mayor oferta de gas húmedo y condensados, los cuales alcanzaron 4.7 MMpcd y 4.0 Mbd más respectivamente al primer semestre de 2011 vs 2010.El procesamiento de gas húmedo en 2011 alcanzó 4,544.08 MMpcd y el de condensados 50.92 Mbd.

Pemex Gas y Petroquímica BásicaGerencia de Recursos Financieros

Costo de Mano de Obra (CPG's)/Mmbtue(Cifras en pesos de ) Dias 181

201 Sueldos y salarios 1,073,444,436 962,413,728224 Seguro interno del personal 0 0225 Indemnizaciones al personal 10,524,514 24,231,809234 Gastos de previsión social pagados al personal 489,326,716 520,312,109239 Incentivos y compensaciones 207,477,952 256,188,173241 Honorarios asimilados de operación 0 0

242 Impuestos sobre nómina de operación 29,978,713 76,907,187243 Pagos a jubilados no incluidos en FOLAPE 632,754 0

Total de Servicios Personales 1,811,385,084 1,840,053,007 1.58 %

Energía Producida(MMBtue) 4,953,603 5,050,442 1.95 %

Costo de Mano de obra/MMBtue 2.02 2.01Nota:Información preliminar Gerencia de Recursos Financieros/BDI

Ene-jun 2011Ene-jun 2010 Cumplimiento Renglon del gasto

El indicador es el cociente entre los costos de mano de obra de CPGs en pesos corrientes (incluyen salarios y prestaciones de los trabajadores) y los productos (gas seco, etano, gas licuado y gasolinas) en términos de energía MMbtu.

Los costos de mano de obra se incrementaron 1.58% más con respecto al 2010, básicamente en los renglones del gasto 225, 239 y 242 por las siguientes causas:

En el renglón 225, el incremento básicamente se presenta en los CPG’s Nuevo Pemex MM$10.6 y Ciudad Pemex por mm$6.0 por diversos laudos.

PEO 2T 2011 100

En el renglón 239, se debe por afectación a la cuenta 6110541500 GO Expedición y Resello de Licencias Trabajadores por MM$47.2 por nómina.

En el renglón 242, se debe a la Provisión Impuesto sobre nómina por MM$39.4 registrados durante el semestre.

IV. Costo promedio diario de transporte de gas seco

Para el periodo enero - mayo 2011, el costo promedio diario de transporte de gas seco se ubicó en 0.16 $/MMpcd, cifra similar al comportamiento de las metas establecidas en el POT 1 en su versión 1.1 2011.

El análisis incluye los valores del indicador para el período enero - mayo de 2011, toda vez que no se cuenta con los estados financieros y cifras operativas correspondientes a junio.

Con el objetivo de contar con una mejor comprensión del comportamiento del indicador, se incluye la información del volumen transportado en Sistema Nacional de Gasoductos y LPG ducto para el periodo enero-mayo.

Volumen de Gas Natural Transportado

Gas Natural Ene Feb Mar Abr May 2011

Volumen de Gas Natural Transportado ( MMpcd)(1) 4,627  4,720  4,770  4,779  4,733  4,726 

Nota: 1.‐Información operativa preliminar, se actualizó el valor de Mayo .  

                 Subgerencia de Control de Flujos. 

V. Costo promedio diario de transporte de gas LP

Para el período enero-mayo de 2011, el costo de transporte diario de gas LP se ubicó en 2.97 $/Mbd, equivalente a una desviación de 5 puntos porcentuales por arriba de los 2.83 $/Mbd establecidos en meta. Lo anterior, debido a que el volumen de gas LP transportado en este período de análisis fue 6% inferior al estimado en el POT 1.1 2011.

Volumen de Gas LP Transportado

Gas Natural Ene Feb Mar Abr May 2011

Volumen de Gas LP Transportado ( Mbd)(2) 203    180    183    168    170      181    

Nota: 1.‐Información operativa preliminar, se actualizó el valor de Mayo .  

                 Subgerencia de Control de Flujos. 

El análisis incluye los valores del indicador para el período enero – mayo de 2011, toda vez que no se cuenta con los estados financieros y cifras operativas correspondientes a junio.

PEO 2T 2011 101

VI. Recuperación de propano en CPG

Este indicador se ubicó en el segundo trimestre 2011 dentro del rango de meta establecido por SENER [96.0 97.4], en un nivel de 97.26%, 0.1 % por abajo del valor máximo de la meta y 0.36% por arriba de lo alcanzado en 2010. No obstante, para continuar incrementando la eficiencia en la recuperación de propano, Pemex Gas ha programado para 2011 el mantenimiento de nueve plantas criogénicas, tres plantas fraccionadoras, 10 plantas endulzadora de acuerdo al programa POT 1, que redundaran en una mejora en la eficiencia de recuperación de propano.

VII. Autoconsumos de gas

El valor de autoconsumo reportado para el primer trimestre de 2011 cerró en 5.3 % dentro del rango de meta establecido por SENER [5.0 5.6], 0.3% abajo del límite superior de la meta, 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.

Consumos Periodo enero-junio 2011Volúmenes considerados en autoconsumo, energía de porteo y compresión.

ConsumosAutoconsumos de gas

(MMBtud)Proceso 232,204Porteo de Energía 11,095Compresión de nitrógeno 3,010Total 246,309

Tabla incluida en el reporte, sección  de Causas de las desviaciones y acciones correctivas

PEO 2T 2011 102

3.D. Pemex Petroquímica (PPQ)

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

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 el proyecto estratégico “Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos I, en el CPQ Cangrejera (paquete 1)”.

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. Actualmente se encuentra en la etapa de construcción.

El Organismo da seguimiento a sus proyectos mediante el Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP) que es la herramienta para instrumentar en Petróleos Mexicanos un proceso institucional de proyectos de inversión. Para el 2011 se presentará al subgrupo de trabajo de inversiones (SGTI) al menos dos proyectos estratégicos.

Mensualmente personal de la Subdirección de Planeación emite reportes a las diferentes áreas del organismo con el seguimiento al programa de ejecución del proyecto de Modernización de Aromáticos en su primera etapa (Planta CCR); así mismo a través del seguimiento financiero se lleva el control de las erogaciones del proyecto.

El retraso en ejercicio presupuestal de este proyecto se debe principalmente a que en el contrato POPLO1509P (IPC1 Unidad de Proceso CCR Plattforming) se tuvo un subejercicio principalmente en la fase de procura. La contratista programó eventos de esta fase que se han desplazado en su ejecución para el segundo semestre. La contratista ha indicado que a pesar de este desfasamiento, la fecha de terminación mecánica se mantiene para diciembre de este año.

En lo que corresponde a la ingeniería del proyecto para el IPC 1, se continúa con un atraso en su desarrollo, por lo cual la contratista está empleando mayores recursos para poder terminar al 100%, asimismo se realizan reuniones continuas entre personal de Pemex y de la contratista para continuar con la emisión de documentos y finalizar la ingeniería.

Por otro lado, se realizó consulta jurídica sobre la propuesta para gestionar el convenio por el impacto en la modificación de la mecánica de suelos. Lo anterior permitirá realizar la reprogramación del programa de ejecución contractual.

PEO 2T 2011 103

Adicional a lo anterior continúa aplicándose un seguimiento estricto a través de reuniones continuas entre personal de Pemex y de la contratista para que esta última sostenga y en su caso incremente, los recursos necesarios para reducir la brecha de desfasamiento que se tiene en las diferentes áreas del contrato.

Productividad del personal

Al cierre del primer semestre de 2011, se observa un incremento en el total de plazas ocupadas con respecto a lo programado para el mismo período; dicha variación se origina básicamente por la ocupación de plazas de la estructura sindicalizada.

Se encuentra pendiente la cancelación de plazas definitivas sindicalizadas asignadas a plantas fuera de operación, hasta en tanto se concluyan las negociaciones con el STPRM (Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana) para la concertación de los convenios administrativos sindicales correspondientes, que le permitan a la Entidad optimizar su plantilla laboral.

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

PEO 2T 2011 104

planta de proceso, de forma que se logren desempeños competitivos; derivado de esto, la eficiencia operativa de las plantas observa una tendencia superior a lo pactado al cierre del segundo trimestre del 2011, lo que generó un ahorro en los costos de producción contra los estándares establecidos equivalente a 266 MM$, principalmente en las plantas de etileno y derivados.

Al cierre del primer semestre del 2011, las plantas que presentan un área de oportunidad en el indicador de Consumo de Energía, son las 2 plantas de amoniaco, cuyo programa de cambio de catalizadores se detalla en las causas de desviación del indicador del factor de insumo gas natural-amoniaco.

Cadena de valor

Al mes de junio de 2011 Pemex Petroquímica alcanzó un volumen de producción de 4,449 miles de toneladas, volumen inferior en 50 mil toneladas (1 por ciento) respecto a la meta original de 4,499 miles de toneladas.

Derivados del Metano

En la cadena de derivados del metano se logró una producción de 1,194 miles de toneladas, con un cumplimiento del 115 por ciento con respecto a lo programado, debido primordialmente a mayor producción de anhídrido carbónico derivado de la operación continua de las dos plantas de Amoniaco. Además, la operación de la planta de Metanol II en el Complejo Petroquímico Independencia no estaba programada en el POA para el primer semestre.

Derivados del Etano

En la cadena de derivados del etano se alcanzó una producción de 1,551 miles de toneladas, mayor en 18 mil toneladas a la producción programada originalmente en el POA (1 por ciento); el incremento se debe al diferimiento de los mantenimientos de las plantas, mismos que fueron alineados con el mantenimiento de las plantas de servicios auxiliares en el CPQ Morelos y, que se reprogramaron para el mes de agosto. Por esta razón no fue realizado el mantenimiento programado a la planta Mitsui en mayo y, tampoco, a las plantas Asahi, Swing y al Tren II de óxido de etileno que se tenían contemplados para iniciar a mediados de junio.

Aromáticos y Derivados

En la cadena de aromáticos y derivados se produjeron 502 miles de toneladas, cifra menor en 21 por ciento a la programada originalmente de 635 miles de toneladas, debido a que el sector aromáticos reanudó sus operaciones a partir del 9 de enero, después de permanecer fuera de operación desde el pasado 23 de diciembre del 2010 por trabajos en los muelles de desembarco de materia prima. Asimismo, en el mes de febrero,

PEO 2T 2011 105

estuvo fuera de operación el tren de aromáticos por 5 días debido a retrasos en el arribo de la materia prima. Además, se redujo la producción de componentes para gasolina con el propósito de mejorar los resultados económicos de la cadena, ante el incremento en los precios de la materia prima. La planta de estireno, en La Cangrejera, permaneció fuera de operación en enero, durante 16 días, por altos inventarios.

Propileno y Derivados

Para la cadena de Propileno y sus derivados la producción alcanzada de 40 miles de toneladas fue menor en 11 miles de toneladas (21 por ciento) con respecto al programa original, principalmente por la reparación de la planta de acrilonitrilo, en el primer trimestre, la cual se tenía contemplada para finales del tercer trimestre. Además, se presentaron paros no programados en marzo y mayo, y la planta salió por altos inventarios en junio.

Otros

En la elaboración de Otros productos petroquímicos, la producción lograda fue de 911 miles de toneladas, menor en 72 miles de toneladas con respecto al programa original (7 por ciento), debido a la menor producción de: líquidos de BTX (33 %), pentanos (26 %), isopentanos (22 %) e hidrógeno (11 %) debido a los paros no programados y a la baja producción en el sector de aromáticos

Petrolíferos

En la cadena de Petrolíferos la producción alcanzada fue de 249 miles de toneladas, menor en 6 mil toneladas con respecto al programa original (2 %), por menor producción de gasolina base octano y de nafta pesada que están ligados a la producción de aromáticos.

Gestión Operativa

Durante el periodo enero-junio de 2011 Pemex Petroquímica comercializó en total en el mercado interno nacional como en el exterior un volumen de 1,626 Mton menor en 3 por ciento a lo programado. En el mercado interno se comercializó un volumen de 1,543 miles de toneladas, volumen menor en 6 miles de toneladas con respecto al programa original, y un volumen de 83 miles de toneladas en el mercado exterior, volumen menor en 47 mil toneladas (36 por ciento); las ventas nacionales se vieron afectadas primordialmente por la baja demanda de polietileno de baja densidad y de alta densidad, además de la falta de disponibilidad de ácido muriático para venta por problemas operativos, asimismo en el mercado exterior se tuvieron menores exportaciones de benceno, tolueno y mezclas de xilenos, además, no se contó con etileno

PEO 2T 2011 106

suficiente para realizar exportaciones debido a fallas operativas de la planta de Etileno en Pajaritos y por su alto consumo en derivados.

Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica

Al primer semestre de 2011, los índices de frecuencia y de gravedad se ubican en 0.30 y 4 respectivamente, resultado de 5 accidentes: dos en Morelos, dos en Independencia y uno en Cosoleacaque, observándose una reducción significativa en el índice de gravedad (4 vs 11) en relación al mismo período del 2010.

Se continua con la implantación de los subsistemas: ASP (Administración de la Seguridad de los Procesos), SAA (Subsistema de Administración Ambiental) y SAST (Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo).

En el mes de abril se llevó a cabo la capacitación en 12 MPI-SAST (Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo) a personal de la GCSIPA y del CPQ Morelos y en 12 MPI-SAA (Subsistema de Administración Ambiental) a personal de la GCSIPA, del CPQ Morelos y del CPQ Cangrejera como planta piloto.

Difusión del Manual SSPA  

Centro de Trabajo

N° de trabajadores a

difundir el manual

N° de trabajadores que han recibido la

difusión del manual

% de avance actual

Cangrejera 2271 894 39%

Cosoleacaque 1600 1106 69%

Morelos 2887 2040 71%

Escolín 726 306 42%

Tula 330 330 100%

Independencia 844 844 100%

Pajaritos 2829 1971 87%

Of. centrales 1100 912 83%

PEO 2T 2011 107

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Período: ENERO - JUNIO 2011

Producción programada en proyectosestratégicos nuevos vs. observada durante losprimeros dos años de inicio del proyecto

% 1, 2 y 7 1 n/a -3 16 <10 10 -13% Aceptable

Diferencia entre el presupuesto ejercido enproyectos estratégicos nuevos / Presupuestoprogramado en proyectos estratégicos nuevos

% 1, 2 y 7 1 n/a 2 15 <10 10 -8% Aceptable

Índice de productividad laboral t/plaza ocupada 3 y 7 2 n/a 338 931 705 342 -1% Insuficiente

Ahorro en el uso de materia prima y energía vs

estándares tecnológicos internos de PPQ (1) % 4, 7 y 27 3 n/a 3 100 3 3 0% Aceptable

Factor de insumo etileno-polietilenos t/t 4, 7 y 27 3 n/a 1.01 1.02 1.01 1.01 -1% Aceptable

Factor de insumo etano-etileno t/t 4, 7 y 27 3 n/a 1.30 1.30 1.31 1.31 -1% Aceptable

Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 4, 7 y 27 3 n/a 24.35 23.00 22.97 22.97 6% Insuficiente

Factor de insumo nafta- gasolinas (2) t/t 4, 7 y 27 3 n/a 1.61 4.00 1.58 1.58 2% Insuficiente

Cumplimiento en volumen del programa de

operación (POT I) (3) % 6, 7 y 27 4 n/a 94 5 >95 95 -1% Aceptable

Gastos de operación $/t 6, 7 y 27 5 n/a 772 600 816 787 -2% Aceptable

Producción de petroquímicos Mt 6, 7 y 27 3 n/a 4,449 13,500 9,287 4,499 -1% Insuficiente

Índice de consumo de energía GJ/ton 4, 7 y 27 3 n/a 12.80 N/A 12.92 12.92 -1% Aceptable

Producto en especificación / producto entregado % 27 y 28 6 n/a 98.87 97.00 99.70 99.70 -1% Insuficiente

Índice de Frecuencia de Accidentes índice 5 7 n/a 0.30 1.00 <0.29 0.30 -1% Aceptable

Desempeño Ambiental (PEO) (4) % 5 7 n/a 100 N/A 100 100 0% Aceptable

NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo(1): Para el ejercicio 2011 se cambia la metodología de calculo, cambia a una medición de ahorro por eficiencia.(2): Para el ejercicio 2011 se cambia la metodología de cálculo al pasar de Bls/ton a ton/ton.(3): Para el ejercicio 2011, se cambia la metodología de cálculo al pasar de una medición de desviación a una de cumplimiento.(4): Este indicador se incorpora sustituyendo al indicador de Emisiones de Sox

Calificación (1) vs (4)

Pemex Petroquímica

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas% de Avance de

cada acciónValor del

indicador (1)

Meta Original PEO

Anual (2)

Meta Autorizada PEO 2011 (3)

Meta Autorizada PEO ene - jun (4)

Desviación(*)

(1)vs(4)

PEO 2T 2011 108

Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas

Índice de Productividad Laboral

Causas de la desviación:

Al cierre del segundo trimestre de 2011, se observa un incremento en el total de plazas ocupadas con respecto a lo programado para el período, dicha variación se origina básicamente por la ocupación de plazas de la estructura sindicalizada, además, el volumen de producción fue inferior en 1 por ciento a lo programado, razón por la cual el indicador no cumple con la meta.

Acciones correctivas o de mejora:

Se continúan las negociaciones con el STPRM (Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana) para la concertación de los convenios administrativos sindicales que le permitan al Organismo optimizar su plantilla laboral.

Factor de insumo gas natural – amoniaco

Causas de desviación:

En febrero de 2010, durante el paro anual por mantenimiento de la planta VI, se cambió el catalizador del mutador de alta temperatura, del mutador de baja y del metanador. En la reparación de la planta VII, realizada durante agosto de ese mismo año, se cambió el catalizador del mutador de baja temperatura y del reformador primario; no fue posible reemplazar el del mutador de alta ni el del metanador, debido al retraso sufrido en las adquisiciones derivado de la entrada en vigor de las nuevas Disposiciones Administrativas de Contratación (DAC´s). La sustitución de los catalizadores agotados, permitió alcanzar un factor de insumo 3% superior al estándar, que es la operación actual.

Factor de Insumo  Amoniaco VI (Acumulado) Factor de Insumo  Amoniaco VII (Acumulado)

Abr May Jun Abr May Jun

23.97 23.98 25.12 23.58 23.80 23.76Materia Prima 4,109,217 4,349,583 4,909,421 4,074,362 5,090,699 6,092,069

Producción 171,440 181,405 195,410 172,793 213,901 256,370

Acciones correctivas o de mejora:

Para el año 2011, se están realizando las gestiones para la adquisición de los catalizadores del metanador y del mutador de alta temperatura para la planta VII, además de que se realizará el cambio del aislamiento frio de dicha instalación.

PEO 2T 2011 109

Se anexa el programa de cambio de catalizadores de las plantas de amoniaco.

PLANTA DE AMONIACO

CATALIZADOR FECHA ESTIMADA DE

CAMBIO

ESTATUS DE LA ADQUISICIÓN

7 Metanador Reparación Junio-Julio de 2011

En proceso de cambio de catalizador

7 Mutador de Alta temperatura

Reparación Junio-Julio de 2011

En proceso de cambio de catalizador

6 Reformador Primario

Reparación del año 2012

Ya está en la planta

6 Síntesis Reparación del año 2012

En etapa de definición de actividades para cambio del catalizador

Factor de insumo nafta – aromáticos + gasolinas

Causas de desviación:

A partir de diciembre de 2010, y durante todo el primer semestre de 2011, los precios de la materia prima del tren de aromáticos, nafta importada, empezaron a incrementarse, llegando a alcanzar en junio de 2011 un 150% respecto al promedio del 2010. Para el periodo enero-junio de 2011, se alcanzaron precios promedio 29% más altos que el promedio del 2010.

Durante el lapso antes mencionado, los precios de los productos aromáticos y de los petrolíferos, no se incrementaron en la misma escala, generando un impacto sustancial en los resultados económicos del tren de aromáticos.

Acciones correctivas o de mejora:

El Grupo Directivo de PPQ tomó la decisión de reducir la producción de aromáticos y, sobre todo de petrolíferos, para reducir el impacto en los resultados económicos de la línea de negocio.

Con base en lo anterior, la operación del tren de aromáticos durante el primer semestre de 2011 se realizó de forma discontinua, teniendo en este periodo cuatro salidas de operación, con lo cual se redujo la producción de aromáticos y petrolíferos a los niveles mínimos requeridos para atender los compromisos contractuales con nuestros clientes.

PEO 2T 2011 110

Producción de petroquímicos

Causas de desviación:

La producción de petroquímicos, en términos generales, se ha comportado de acuerdo con lo programado en el POA. El 1% de desviación se atribuye principalmente a la planta de aromáticos por la optimización de producción de hidrocarburos de alto octano con el propósito de mejorar los resultados económicos de la cadena ante el incremento en los precios de la materia prima y a la falta de materia prima ocasionada por retrasos de buque-tanques.

Acciones correctivas o de mejora:

Se efectúan reparaciones y se mantienen los controles operativos para dar continuidad operativa a las plantas productivas.

Producto en especificación / producto entregado

Causas de desviación:

Derivado de la especificación diferente a la comprometida en PEBD, Cloruro de Vinilo y Xileno el indicador se colocó por abajo de la meta.

Acciones correctivas o de mejora:

En las próximas salidas a mantenimiento mayor de las plantas de derivados clorados III en pajaritos y de el Tren-3 de polietileno de baja densidad en Cangrejera, se espera una corrección importante en las especificaciones de los productos.

Elaboración de Productos por Cadena, enero-junio 2011(Miles de Toneladas)

Producto 2010 POA 2011Volumen % Volumen %

Total 4,595 4,499 4,449 (146) (3) (50) (1)

Derivados del metano 1,127 1,041 1,194 67 6 153 15

Derivados del etano 1,528 1,534 1,551 23 2 18 1

Aromáticos y derivados 536 635 502 (33) (6) (132) (21)

Propileno y derivados 44 51 40 (4) (8) (11) (21)

Otros productos 1,067 984 911 (156) (15) (72) (7)

Petrolíferos 293 255 249 (44) (15) (6) (2)

Variaciones2011 vs 2010 2011 vs POA

PEO 2T 2011 111

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

La acción que se ha venido reportando en materia de Planeación Estratégica corresponde a la elaboración de un documento normativo en el que se definan los principales elementos que deben conformar el proceso de planeación estratégica en Pemex y sus Organismos Subsidiarios. Al momento de registrar este proyecto en el PEO ya se contaba con una propuesta de documento normativo por lo que se estableció un porcentaje de avance alto y se identificaron las principales actividades requeridas para tener la versión final del documento, lo que se usó de referencia para programar los avances.

Sin embargo, el proceso de planeación ha sido objeto de diversas revisiones y ajustes internos y externos a Pemex, para mejorarlo y hacerlo más eficiente, tales como las disposiciones en materia de planeación establecidas en la Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento; en el Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicano y la definición del proceso institucional (en el marco del Sistema de Gestión por Procesos que se encuentra en proceso de implantación en Pemex), primero en el seno de la Comisión Asesora de Planeación, Presupuestación y Evaluación y ahora en el Cuerpo de Gobierno del proceso de Dirección del Negocio, además de los acuerdos tomados en el seno de los Consejos de Administración de Pemex y de los Organismos

PEO 2T 2011 112

Subsidiarios referentes a la elaboración de un Programa de Ejecución de la Estrategia. Estos eventos han hecho necesario tomar más tiempo para realizar revisiones adicionales a la que se tenían programadas para obtener el documento final, razón por la cual el porcentaje de avance reportado no se ha modificado. Aun así, se han reportado en los informes anteriores las actividades que se han llevado a cabo en este compromiso:

Inclusión de disposiciones en materia de planeación derivadas de la reforma energética.

Inclusión de modificaciones propuestas al Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos relacionadas con temas de planeación estratégica, programación operativa y desarrollo y análisis de proyectos.

Revisión de la definición de roles y responsabilidades entre los diferentes actores en los procesos de planeación.

Envío de documento a áreas de planeación de los organismos subsidiarios y equivalentes en el Corporativo para comentarios.

Durante este trimestre se ha trabajado en la incorporación de comentarios recibidos hasta el momento sobre la propuesta de documento normativo enviado a las áreas de planeación de los organismos subsidiarios y equivalentes en el Corporativo. Adicionalmente, se homologan las definiciones en el documento, con las que se están llevando a cabo en el diseño del Proceso de Dirección del Negocio, que incluye las funciones de planeación a lo largo de la empresa. Lo anterior con el fin de que el documento normativo refleje los acuerdos más recientes sobre la función de planeación en la empresa.

Avance: 95.7%.

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

Al corte del segundo trimestre de 2011, se han llevado a cabo procesos de validación de entregables de distintas fases FEL a 20 proyectos de PEMEX y organismos subsidiarios, y se han acreditado once de esos proyectos para distintas fases FEL, ante el Grupo de Trabajo de Inversión (GTI) o el Subgrupo de Trabajo de Inversión (SGTI), según corresponde.

Acción Objetivos

relacionados % de Avance

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

29 Inicia la segunda etapa de implementación

PEO 2T 2011 113

A continuación, se muestra la relación y estado de proyectos incorporados al Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos de Pemex y OS. Cabe señalar que debido principalmente a un cambio en las Reglas de Operación en el Grupo de Trabajo de Inversión de PEMEX, el listado remitido sólo contempla trece de los veinte proyectos. Los estimados incluidos en esta relación se elaboraron con base en la información proporcionada por los correspondientes organismos subsidiarios y áreas del corporativo de PEMEX.

Fase Etapa

1 Conversión de residuales, Refinería SalamancaDiseño y 

AcdreditaciónFEL II Tercer trimestre del 2012

2Implementación del  sistema SCADA en 47 sistemas  de 

transporte por ducto de PEMEX RefinaciónEjecución Licitación En fase de ejecución

3Incremento de capacidad de refinación con 

aprovechamiento de residuales  en Tula, Hidalgo

Diseño y 

AcdreditaciónFEL II Cuarto trimestre del 2012

4Terminal  de almacenamiento y reparto (TAR) Tapachula, 

ChiapasEjecución Licitación En fase de ejecución

5Diesel  Ultra Bajo Azufre para la Refinería Ing. Héctor R. 

Lara Sosa, de Cadereyta Jiménez, N.L.

Diseño y 

AcdreditaciónFEL III Tercer trimestre del 2011

6 Estación de compresión "Omealca"Diseño y 

AcdreditaciónFEL II Cuarto trimestre del 2011

7 Estación de compresión "El  golfo"Diseño y 

AcdreditaciónFEL I Primer trimestre del 2012

8 Obras  asociadas  a Etileno XXIDiseño y 

AcdreditaciónFEL II Primer trimestre del 2013

9Cogeneración en los  servicios  auxil iares  del  C.P. 

Cosoleacaque

Diseño y 

AcdreditaciónFEL I

Segundo trimestre del 

2012

10 Planta de elaboración de 1‐ Buteno del  C.P. MorelosDiseño y 

AcdreditaciónFEL I Tercer trimestre del 2012

11 Cogeneración CPQ CangrejeraDiseño y 

AcdreditaciónFEL II

Segundo trimestre del 

2012

12 Cogeneración CPQ MorelosDiseño y 

AcdreditaciónFEL II

Segundo trimestre del 

2012

13 Actualización de sistemas  de Telecomunicaciones  (fase 1)Diseño y 

AcdreditaciónFEL I Cuarto trimestre del 2011

Pemex Refinación

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Pemex Petroquímica

Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio

Relación y estado de proyectos incorporados al

Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos de Pemex y OS

Estado actual Estimado de inicio de 

ejecuciónProyecto

PEO 2T 2011 114

Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

Captación

Mercado de capitales

El 25 de mayo de 2011, Petróleos Mexicanos realizó una emisión de bonos en mercados internacionales por un monto de U.S.$1.25 miles de millones con vencimiento en 2041 y cupón semestral de 6.5%. El ingreso de los recursos fue el 2 de junio de 2011.

El 20 de julio de 2011, Petróleos Mexicanos realizó una reapertura por U.S.$1.0 miles de millones del bono con vencimiento en enero de 2021 que fue emitido en julio de 2010. El bono pagará un cupón de 5.5%. El ingreso de los recursos fue el 26 de julio de 2011.

Los recursos obtenidos por estas emisiones se destinarán al financiamiento de gasto de inversión y operaciones de refinanciamiento de la institución.

Manejo de liquidez

Al 30 de junio de 2011, Petróleos Mexicanos cuenta con líneas de crédito para manejo de liquidez por U.S.$3.5 mil millones; de los cuales U.S.$3.25 mil millones están disponibles.

Acción Objetivos

relacionados% de Avance

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

29 95.7 %

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

29 Inicia la segunda etapa

de implementación

3. 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 2do. Trimestre de 2011:

PEO 2T 2011 115

Esperanza de Vida

Este indicador de expresión anual en el segundo trimestre de 2011 continúa señalando que la población petrolera tiene una esperanza de vida al nacer de 80 años, es decir 4 años mayor al promedio de la población nacional.

Tiempo de espera en primer nivel

De acuerdo a la meta establecida para este periodo, se obtuvo un promedio de 14 minutos. Tiempo por debajo de la meta establecida. Esto nos permite considerar que el personal de salud continúa cumpliendo de manera sobresaliente con este indicador, en la Consulta Externa de Medicina General.

Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos

El porcentaje de surtimiento de medicamentos al derechohabiente de 96.3, resultó discretamente menor a la meta establecida en este trimestre, derivado principalmente por la falta de nuevos contratos de medicamentos. En contraposición, el mecanismo de receta alterna, evitó un mayor desabasto y quejas durante este periodo.

Porcentaje de Satisfacción del Cliente

Se alcanzó un porcentaje de satisfacción del 91%, de acuerdo a la meta semestral establecida. Entre los factores que influyen para este cumplimiento se encuentran el otorgamiento de la consulta de manera expedita y mayor comunicación con los usuarios a los servicios de salud, para la resolución de su problemática.

Tasa de mortalidad materna

Derivado de las acciones preventivas realizadas en el marco del programa “Arranque Parejo en la Vida” para este segundo trimestre de 2011, no se registró ninguna muerte materna directa, este indicador no refleja cambios de tal forma que se mantiene igual que en el mismo periodo del 2010.

PEO 2T 2011 116

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

PEMEX CORPORATIVO (Subdirección de Servicios de Salud)

Periodo: Abril - Junio 2011

min

max

mín 14

7 50% máx 15 15.5

mín 97.0

8 50% máx 97.5 98.0

mín 91

9 50% máx 92 93

min

max

NOTAS:

nota b)

Acciones relacionadas

% de Avance de cada acción

Valor del indicador

(1)Indicador

1. Esperanza de Vida años 31

Calificación (1) vs (3)

Desviación(*)

(1)vs(3)

Minutos 31 14

Meta Original PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO abr-jun (3)

Desviación(*)

(1)vs(2)

6 nota b)

2. Tiempo de Espera del Primer Nivel

5. Mortalidad Materna Directaen 100 nacidos

vivos

UnidadesObjetivos

Relacionados

4. Porcentaje de Satisfacción al Cliente *

Porcentaje 31

31

ND Sobresaliente

3. Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos

Porcentaje 31 96.3 -1.2% -1.7% Insuficiente

91 -1%

80.13 0%

-7% -10% Sobresaliente

Sobresaliente

- Para los indicadores dos, tres y cuatro, la meta es anual y no es un resultado acumulado.

* El indicador número cuatro se calcula con base en una encuesta semestral.

0% nota b) Sobresaliente

a) Las metas establecidas para "Esperanza de vida" se califican de la siguiente forma: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se clasifica como “Deficiente”, si se encuentra entre la meta máxima y la mínima se considera como “Aceptable”, finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se clasifica como “Sobresaliente”. En el caso del indicador "Mortalidad materna directa" la

b) Los indicadores número uno y cinco se evalúan anualmente. Para el año 2011 el indicador "Esperanza de vida" es 80.11 años y el indicador "Mortalidad materna directa" es 0.04. El indicador "Esperanza de vida" se expresa en años; el indicador "Mortalidad materna directa" se calcula sobre la base de 100 nacidos vivos, por lo que las Metas y el Avance Anual expresan el número de casos (Muertes maternas directas) como

ND: Información No Disponible. Ver detalle en el Informe de Avances de los Indicadores.

10 0.005 nota b)

PEO 2T 2011 117

Indicadores y metas

Pemex Exploración y Producción

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1 Producción de crudo total Mbd 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,576

1 Producción de crudo entregada a ventas Mbd 3,358 3,366 3,309 3,244 3,048 2,754 2,594 2,549

1 Producción de gas total /1 MMpcd 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 6,534 6,337

1 Producción de gas entregada a ventas MMpcd 4,590 4,776 4,924 5,342 5,622 5,640 5,786 5,796

2, 9 Costo de descubrimiento y desarrollo US$/bpce 8.56 14.56 10.64 9.28 9.94 11.80 11.12 12.84

2, 9 Costo de producción US$/bpce 3.78 3.92 4.62 4.37 4.85 6.16 4.55 5.22

2, 15 Costo de transporte US$/bpce N/D N/D 0.40 0.50 0.66 0.74 0.67 0.93

2 Autoconsumo de gas % 9.5 10.1 9.7 8.6 8.0 7.4 7.5 8.2

3 Productividad laboral /2 MMbpce / plaza 45.0 46.1 44.8 44.6 44.0 39.1 51.2 53.5

5 Indice de frecuencia exploración y producción Núm./(h-h) 0.70 0.60 0.40 0.30 0.30 0.11 0.10 0.04

5 Indice de frecuencia perforación Núm./(h-h) 2.90 4.00 3.40 2.60 3.30 2.18 2.08 1.17

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

Número 3 6 6 29 42

8 Tasa de restitución de reservas probada % 25.5 22.7 26.4 41.0 50.3 71.8 77.1 85.8

8 Tasa de restitución de reservas 3P % 44.7 56.9 59.2 59.7 65.7 102.0 128.7 104.0

10 Factor de recuperación actual % 23.7 24.4 25.0 25.1 25.6 26.1 26.5 27.5

11 Éxito exploratorio comercial % 47.0 35.0 49.0 41.0 49.0 32.0 36.0 46.0

12 Productividad por pozo MMbpce / pozo 1.4 1.8 2.1 2.2 2.2 1.6 1.4 1.3

13 Aprovechamiento de gas /3 % 94.4 96.7 96.2 94.9 92.3 87.7 90.1 94.0

14 Proporción de crudo ligero en la producción total % 28 27 28 31 34 37 42 45

15, 16 Índice de mermas y pérdidas % 0.40 0.40 0.42 0.42 0.44 0.45 0.52 0.52

8 Incorporación de reservas 3P Mmbpce 709 916 950 966 1,053 1,482 1,774 1,438

8 Relación Reservas probadas/producción Años 11.9 11.0 10.3 9.6 9.2 9.9 10.1 10.0

1 Producción de gas asociado MMpcd 3,119 3,010 2,954 3,090 3,302 3,690 3,984 3,860

1 Producción de gas no asociado MMpcd 1,379 1,563 1,864 2,266 2,613 2,599 2,550 2,477

15, 16 Derrames de hidrocarburos Barriles 9,141 3,240 4,530 4,141 2,666 1,314 1,559 2,628

15, 16 Fugas de hidrocarburos Número 767 585 537 350 257 219 131 64

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

Objetivo relacionado

Indicador UnidadesHistórico

PEO 2T 2011 118

Pemex Exploración y Producción

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IVT

Mbd Mín 2,867 2,534 2,493 2,500 2,504

Máx 3,000 2,565 2,557 2,561 2,567

Mbd Mín 2,863 2,487 2,446 2,453 2,457

Máx 2,996 2,515 2,507 2,512 2,518

Producción de gas total 1 MMpcd Mín 6,760 5,521 5,444 5,447 5,451

Máx 6,936 6,169 6,121 6,035 5,956

MMpcd Mín 6,498 4,798 4,771 4,858 4,916

Máx 6,667 5,541 5,535 5,522 5,486

5 Costo de descubrimiento y desarrollo 2 Mín 13.29 16.45

Máx 14.95 17.66

6 Mín 5.26 5.51 5.69 5.81 5.93

Máx 5.52 5.82 6.01 6.13 6.26

7 Mín 0.72 0.94 0.97 0.99 1.02

Máx 0.74 1.01 1.04 1.06 1.08

8 % Mín 8.8 8.0 8.1 8.2 8.3

Máx 9.1 8.3 8.4 8.6 8.8

9 Mín 39.2 52.8 51.9 51.1 50.4

Máx 40.4 53.2 52.9 52.6 52.4

10 Núm/h-h Mín 0 0.0 0.0 0.0 0.0

Máx 0.3 0.1 0.1 0.1 0.1

11 Núm/h-h Mín 0 1.1 1.1 1.1 1.1

Máx 2.2 1.2 1.2 1.2 1.2

12 Número Mín 36.0 36.0

Máx 46.0 46.0

13 % Mín 85.7 85.7Máx 93.9 91.3

14 % Mín 72.8 80.9Máx 83.5 108.7

15 % Mín 28.1 27.0Máx 29.1 27.8

16 % Mín 31 32.0Máx 43 47.0

17 Mín 0.60 1.18Máx 0.67 1.38

18 % Mín 96.4 90.8 91.5 92.6 93.6Máx 98.0 93.0 93.6 94.4 95.0

19 % Mín 0.54 0.43 0.44 0.44 0.44Máx 0.57 0.50 0.50 0.49 0.49

20 Mmbpce Mín 1,018Máx 1,428

21 Años Mín 10.0Máx 10.1

22 MMpcd Mín 3,246 3,220 3,281 3,337Máx 3,864 3,847 3,799 3,761

23 MMpcd Mín 2,275 2,225 2,166 2,115Máx 2,305 2,273 2,236 2,196

24 Barriles Mín 582 776 1,164 2,328Máx 728 970 1,456 2,911

25 Número Mín 16 21 32 63Máx 20 26 40 79

Notas:a. Propuesta de cambio para este año donde las metas máximas corresponden al POT I.1. No se incluye gas nitrógeno.2. Indicadores de seguimiento anual.

Relación Reservas probadas/producción 2

Producción de gas asociado 1

Producción de gas no asociado

Derrames de hidrocarburos

Fugas de hidrocarburos

Costo de producción

Factor de recuperación actual 2

Éxito exploratorio comercial 2

Productividad por pozo 2

Aprovechamiento de gas

Índice de mermas y pérdidas

Incorporación de reservas 3P 2

Tasa de restitución de reservas probadas 2

Tasa de restitución de reservas 3P 2

Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos

con metodología FEL 2

Usdls / bpce

Usdls / bpce

Usdls / bpce

Mbpce / plaza

MMbpce / pozo

Costo de transporte

Autoconsumo de gas

Productividad laboral

Índice de frecuencia de accidentes exploración y

producción 2

Índice de frecuencia de accidentes en perforación

Producción de crudo entregada a ventas

1

2

3

4 Producción de gas entregada a ventas

No. indicador

Indicador Unidades2011 PEO

Original a

Metas ajustadas 2011

Producción de crudo total

PEO 2T 2011 119

Pemex Refinación

Indicador Unidades 2003* 2004* 2005* 2006* 2007* 2008* 2009* 2010

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 1,184.1

2Rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta

% 62.5 64.3 63.9 65.0 66.5 66.9 65.5 63.0

3 Costo de transporte 1/ $ / t-km 0.0782 0.0855 0.1032 0.1241 0.1499 0.1786 0.1592 0.1795

4 Productividad laboral en refineríasPE/100KED

CND 221.9 ND 222.6 N.D. 235.7 217.2 217.5

5Gasolina UBA producida /gasolina total producida

% 0 0 0 1.1 5.9 7.0 17.9 19.7

6Diesel UBA producido / diesel total producido

% 0 0 0 0 0 0.07 13.20 23.40

7 Utilización de la capacidad de coquización %Nuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador93.6 71.9

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.63 1.23 1.16 0.59 0.27 0.24 0.32 0.65

9 Índice de Intensidad Energética % ND 133.5 ND 134.5 ND 134.6 129.9 133.8

10Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% ND 77.7 ND 76.9 ND 76.9 79.6 70.7

11Ventas de gasolinas UBA / Ventas totales de gasolinas

%Nuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador25.2

12Ventas Diesel UBA / Ventas totales de Diesel

%Nuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador15.1

13 Utilización de ductos % ductos 61.5 61.8 57.2 58.0 60.0 62.7 62.0 59.3

14 Utilización de buquetanque % B/T 34.8 33.9 38.1 36.6 33.4 30.2 30.3 32.1

15 Utilización de autotanque % A/T 3.4 3.3 3.9 4.5 5.7 6.0 6.4 6.9

16 Utilización carrotanque % C/T 0.4 1.0 0.8 1.0 0.9 1.0 1.3 1.8

17Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador2.0 2.4

18Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador7.6 7.8

19 Días de autonomía de diesel en terminales DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador3.1 2.5

20 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 3.7 4.5 4.6 4.7 4.5 4.9 6.7 6.2

21 Modernización de la flotilla de reparto local % NA 2 6 10 35 62 91 100

22Avance en modernización de Sistemas de medición

% NA NA NA NA NA NA NA NA

SIMCOT 8.5SCADA 43

23 Emisiones de SOx t / Mt 6.03 6.09 5.89 5.61 4.42 4.52 4.4 3.9

1/ Sin siniestros y a pesos corrientes

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).

PEO 2T 2011 120

Pemex Refinación

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IVT

2011

1,422 Limite minimo 1,193 1,190 1,209 1,227 1,227

Promedio anual 1,252

1,380 Limite máximo 1,242 1,239 1,259 1,277 1,277

64 Limite minimo 61 61 62 63 63

Promedio anual 65

69 Limite máximo 65 65 66 67 67

3 Costo de transporte1/ $/ t-km 0.186 0.186 0.186 0.186 0.186 2

4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC n.a. < 215.0 < 215.0 < 215.0 < 215.0 < 215.0 3

15 Limite minimo 21 22 22 23 23

Promedio anual 25

18 Limite máximo 25 26 26 27 27

8 Limite minimo 30 29 28 26 26

Promedio anual 30

25 Limite máximo 38 37 36 34 34

7Utilización de la capacidad de

coquización3/ % n.a. 78.9 78.9 78.9 78.9 78.9 18

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0-1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 5

9Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% 76.3 78.5 78.5 78.5 78.5 78.5 18

10 Índice de Intensidad Energética % 126 124 124 124 124 124 18

13Participación de los diferentes medios de transporte

Ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 20

Buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 20

Autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 20

Carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 20

14Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

Días n.a. 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 20

15Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

Días n.a. 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 20

16Días de autonomía en terminales de diesel

Días n.a. 3 3 3 3 3 20

17 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 7 7 7 7 7 7 20

18Modernización de la flotilla de reparto local

% 100 Finalizado 20

19Avance en modernización de Sistemas de medición

28 21

SIMCOT 2/ % - 12 14 16 20 20

SCADA % - 46.1 49.2 50.5 55.1 55.1 21

20 Emisiones de SOx t/ Mt 3.7 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 22

6Diesel UBA producido/diesel total producido

% 4

2Rendimientos de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina)

% 1, 6 y 17

5Gasolina UBA producida/gasolina total producida

% 4

1 y 61 Proceso de crudo Mbd

Metas ajustadas 2011 No. indicador

Indicador UnidadesObjetivo

relacionado2011 PEO Original

PEO 2T 2011 121

Pemex Gas y Petroquímica Básica

# Objetivo Indicador 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1

Eficiencia en procesamiento degas húmedo en centrosprocesadores de gas de PGPGB( CPGs)1

% 99.8 99.2 99.2 99.9 99.6 99.5 99.70

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 361.3 377.0 373.8 407.2 410.4 388.8 375.2 388.7

3Índice de frecuencia deaccidentes

Número 0.9 0.4 0.3 0.1 0.1 0.5 0.1 0.18

4Margen por unidad de energíaequivalente

$/MMBtue ND ND 17.4 17.4 16.9 19.3 17.8 15.5

5Gastos de operación por energíaproducida

$/MMBtue ND ND 2.3 2.4 2.5 2.9 3.2 3.3

6Recuperación de propano enCPG

% 93.2 95.2 96.2 96.4 94.7 96.3 95.8 96.9

7Costo promedio diario detransporte de gas seco3

$/MMpc-km ND 0.11 0.14 0.13 0.13 0.18 0.18 0.16

8Costo promedio diario detransporte de gas LP3

$/Mb-km ND ND 1.80 1.73 2.00 3.54 3.22 3.10

9Pérdidas de hidrocarburos porfugas y derrames

MM$/mes 0 0 0 0 136 0 0 0.4

10 Autoconsumos de gas % 5.7 5.6 5.7 5.7 5.5 5.5 5.5 5.4

11UpTime Sistema Nacional deGasoductos

% 75.0 71.7 70.8 78.4 86.0 80.5 80.7 82.9

12Capacidad instalada decompresión

HP ND ND 431,360 431,360 433,610 465,460 469,090 462,120

13Capacidad instalada derecuperación de licuables

MMpcd 5,146 5,342 5,342 5,742 5,742 5,600 5,800 5,800

14 UpTime criogénicas % 69.4 66.0 74.1 77.4 78.8 78.5 77.8 83.4

15

Diferencias porcentuales entre laproducción observada y estimadaen proyectos de inversión

% ND ND ND ND ND 87 96 N/A

16 Costo de mano de obra CPGs5 $/MMBtue 3.1 3.0 3.0 3.1 3.2 1.7 1.85 2.22

17 Costo de operación por CPGs $/MMpc 1,705 1,955 2,195 2,375 2,396 1,714 1,851 2,095

18 Emisiones de SO2 a la atmósfera Kg de S02/Tn de S° procesado 33.3 37.3 37.0 32.3 33.6 41.4 39.4 31.2

19Costo real/Costo estimado deproyectos

% ND ND ND ND ND 103.7 ---- N/A

20

Inyección de gas natural deCPGs fuera de norma ennitrógeno al SNG

% ---- ---- ---- ---- ---- 18 18 13

21

Dias de inyección de gas naturalde CPGs fuera de norma ennitrógeno al SNG

% ---- ---- ---- ---- ---- 40.4 34.8 23

1 Capacidad Criogénica Utilizada1 % 74.7 75.2 71.9 74.6 75.7 76.5 76.0 77.0

2Gas húmedo dulce procesado enPlantas Criogénicas1

MMpcd 3,334 3,577 3,489 3,790 3,951 3,968 4,241 4,304

3 Producción de gas seco4 MMpcd 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3618

4 Producción de gas licuado4 Mbd 212.1 224.9 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6 184.2

5 Producción de etano4 Mbd 125.2 132.5 129.0 126.7 119.4 117.1 120.7 119.5

6 Producción de gasolinas (naftas)4 Mbd 86.5 89.8 87.9 91.5 84.6 74.3 75.7 78.7

7Producción de gas seco por

unidad procesada4 MMpcd/MMpcd carga 0.82 0.83 0.85 0.86 0.86 0.85 0.84 0.84

8Producción de gas licuado por

unidad procesada4 Bpd/MMpcd carga 61.2 60.9 60.0 55.1 48.7 44.4 42.6 42.8

9Producción de etano por unidad

procesada4 Bpd/MMpcd carga 36.1 35.9 36.0 32.4 29.2 28.5 36.9 35.8

10Producción de gasolinas por

unidad procesada4 Bpd/MMpcd carga 25.0 24.3 24.5 23.4 20.7 18.1 17.9 18.3

Notas

Comentarios entregados en la validación ante SENER

1.-Por acuerdo con SENER se reporta el indicador gas humedo dulce procesado sin una meta asociada.

2.-El indicador producción de gas seco por unidad procesada, no considera el reprocesamiento de gas seco en Pajaritos

3.-Los indicador esde costo de transporte de gas seco y costo de transporte de gas LP, se evaluaron a febrero de 2011 por no tenerse el cierre contable definitivo a marzo.

4.- Por acuerdo con SENER, los indicadores volumetricos: producción de gas seco,gas licuado,etano,naftas y los relacionados por unidad de carga

producción de gas seco por unidad procesada,gas licuado por unidad procesado etano por unidad procesada y gasolinas por unidad procesada

no se evaluaran con una meta asociada, si no que sólo se reportaran en la sección que dependen de la oferta de PEP.

5.-Por acuerdo con SENER el indicador indice de personal, cambia de nombre a costo de mano de obra CPGs y conserva su metodología de cálculo.

Históricos

Indicadores que dependen del gas que entrega PEP

PEO 2T 2011 122

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Objetivo Unidades2011 PEO

Original

ene-mar

I T

ene-jun

II T

ene-sep

III T

ene-dic

IV T

Bench-

mark

1

Eficiencia en procesamiento de gashúmedo en centros procesadores de

gas de PGPGB ( CPGs)5% ----- 99 - 100 99 - 100 99 - 100 99 - 100

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 386-410 359-382 359-382 359-382 359-382

3 Índice de frecuencia de accidentes4 Número <1 0.1 0.1 0.1 0.1 <0.1

4Margen por unidad de energía

equivalente6 $/MMBtue 17.3-18.8 14-15 14-15 14-15 14-15

5Gastos de operación por energía

producida3 $/MMBtue 2.3-2.8 2.8-3.2 2.8-3.2 2.8-3.2 2.8-3.2

6 Recuperación de propano en CPG % 95.2-96.7 96.0-97.4 96.0-97.4 96.0-97.4 96.0-97.4 95

7Costo promedio diario de transporte de

gas seco8 $/MMpc-km 0.13-0.14 0.14-0.15 0.15-0.16 0.15-0.16 0.16-0.17

8Costo promedio diario de transporte de

gas LP8 $/Mb-km 2.06-2.32 2.7-3.3 2.9-3.5 2.9-3.5 3.0-3.7

9Pérdidas de hidrocarburos por fugas yderrames

MM$/mes <0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0

10 Autoconsumos de gas % 4.9-5.8 5.0-5.6 5.0-5.6 5.0-5.6 5.0-5.6 6

11UpTime Sistema Nacional de Gasoductos

% 73.6-82.1 81.5-84.5 81.5-84.5 81.5-84.5 81.5-84.5

12 Capacidad instalada de compresión HP 529,460 462,120 462,120 462,120 462,120

13Capacidad instalada de recuperaciónde licuables

MMpcd 6,006 5800 5800 5800 5800

14 UpTime criogénicas % 89.5-90.4 76.1-76.9 75.9-76.7 75.9-76.7 76.3-77.1

15Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de inversión7

% 86-89 96-98 96-98 96-98 96-98

16 Costo de mano de obra CPGs3 $/MMBtue 2.54-2.67 1.8-2.2 1.9-2.3 1.9-2.2 1.9-2.2

17 Costo de Operación por CPG $/MMpcd 2,187-2,275 1,779-2,000 1,779-2,000 1,779-2,000 1,779-2,000

18 Emisiones de SO2 a la atmósfera2 Kg de S02/Tn de S° procesado

<34 <39 <39 <39 <39 <51

19Costo real/Costo estimado de

proyectos7 % 100-118 100-104 100-104 100-104 100-104

20Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG

% ----- 0 0 0 0

21Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG

% ----- 0 0 0 0

En 2011 se solicitan actualizar 18 metas ( 17 basadas en el Programa Operativo POT I y una por reevaluación de la potencia instalada)

1.-Las metas 2011 resultado del acuerdo PGPB-SENER 2011 de acuerdo a oficio 500-CASH-0021/11.2.-SENER modifica la meta de este indicador a una que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003

4.- Para 2011 se conserva la meta definida por SENER para el periodo 2010 <0.1 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.

Metas acuerdo PGPB-SENER1 2011

3.-Por acuerdo con SENER el indicador indice de personal,cambia de nombre a Costo de mano de obra por energía equivalente y mantiene su metodología de cálculo.

PEO 2T 2011 123

Pemex Petroquímica

Objetivo Indicador Unidades

1

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

% NA NA NA NA 47% 23% 16% -10%

2

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

% NA NA NA NA NA 1% 4% 7%

3 Índice de productividad laboral (a) t / plaza ocupada 416 463 464 486 562 592 578 679

4 Eficiencia en el uso de materias primas y energía vs estándares tecnológicos

% 100% 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 1.02

6 Factor de insumo etano - etileno (b) t / t 1.34 1.03 1.30 1.33 1.32 1.32 1.31 1.33

7 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu / t 25.22 23.74 23.88 23.28 24.02 23.78 24.58 24.51

8 Factor de insumo nafta - aromáticos +gasolinas (c)

Bls / t NA NA NA NA NA 14.74 14.75 13.71

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

% 10 11 11 8 15 7 14 2

10 Gasto de operación (d) $ / t 858 786 909 951 841 884 1,071 848

11 Producción de petroquímicos Mt 5,672 6,223 6,219 6,572 12,562 13,164 11,486 8,943

12 Consumo de energía (e) Gj / t NA NA NA NA 18.90 17.27 16.27 12.67

13 Producto en especificación / productoentregado

% 99.14 99.00 99.60 99.60 99.47 99.85 98.76 99.68

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 0.29

15 Emisiones de SOX t / Mt 0.541 0.581 1.635 0.181 0.030 0.088 0.063 0.010

(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

Histórico

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

PEO 2T 2011 124

Pemex Petroquímica

Indicador Unidades 2011 PEO

Original

ene-mar

I T

ene-jun

II T

ene-sep

III T

ene-dic

IV T

Autorizada

anual 2011

1Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto

% <16 <10 <10 <10 <10 <10

2

Diferencia entre el presupuesto ejercido en proyectos estratégicos nuevos / Presupuesto programado en proyectos estratégicos nuevos

% <15 ≤10 ≤10 ≤10 ≤10 ≤10

3 Índice de productividad laboralt/plaza

ocupada931 180 342 515 705 705

4Ahorro en el uso de materia prima y energía vs estándares tecnológicos internos de PPQ

% 100 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0

5 Factor de insumo etileno - cloruro de vinilo t/t N/D 0.53 0.53 0.53 0.53 0.53

6 Factor de insumo etileno - óxido de etileno t/t N/D 0.83 0.83 0.83 0.83 0.83

7 Factor de insumo etileno - polietilenos (1) t/t 1.02 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01

8 Factor de insumo etano - etileno (2) t/t 1.30 1.31 1.31 1.31 1.31 1.31

9 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 23.00 22.97 22.97 22.97 22.97 22.97

10 Factor de insumo nafta - gasolinas (5) t/t N/D 1.58 1.58 1.58 1.58 1.58

11Cumplimiento en volumen del programa de operación (POT I)

% 95 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95

12 Cumplimiento en volumen del programa de operación (POT I)

% 96 ≥96 ≥96 ≥96 ≥96 ≥96

13Cumplimiento en volumen del programa de operación (POT I)

% 97 ≥97 ≥97 ≥97 ≥97 ≥97

14 Índice de Consumo de Eenrgía (4) GJ/ton N/A 12.92 12.92 12.92 12.92 12.92

15Producto en especificación / producto entregado

% 97.00 99.70 99.70 99.70 99.70 99.70

16 Índice de frecuencia de accidentes índice 1.00 <0.29 <0.29 <0.29 <0.29 <0.29

17 Desempeño Ambiental % N/D 100 100 100 100 100

NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo(1): A partir del ejercicio 2010 se cambia la metodología de calculo 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 la SENER(5): Se presenta la propuesta del indicador con las unidades ton / ton a petición de SENER.

Metas ajustadas 2011 No

PEO 2T 2011 125

Petróleos Mexicanos

Gestión de Servicios Médicos

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

31 Esperanza de vida Años 80.01 80.06 80.08 80.11 80.16 80.10 80.11 80.11

31 Tiempo de Espera de Primer Nivel Minutos nd 20.8 14.0 13.0 13.0 15.0 14.0 14.0

31 Porcentaje de Surimiento de Medicamentos

% nd 93.00 99.43 99.00 nd 97.10 97.80 97.71

31 Porcentaje de Satisfacción al Cliente

% nd 82.00 92.44 91.20 nd 90.00 91.00 91.00

31 Mortalidad materna directaTasa por

100 nacidos vivos

nd nd nd nd nd 0.04 0.02 0.04

Objetivo relacionado

Indicador UnidadesHistórico

Gestión de Servicios Médicos

ene-mar

I T

ene-jun

II T

ene-sep

III T

ene-dic

IV T

1 Esperanza de vida % 80.13 años 99 - 100 99 - 100 99 - 100 99 - 100

2 Tiempo de espera del primer nivel Minutos 12 14 - 15.5 14 - 15.5 14 - 15.5 14 - 15.5

3Porcentaje de surtimento de medicamentos

% 97.4 97-98 97-98 97-98 97-98

4 Porcentaje de satisfacción al cliente % 93 91-93 91-93 91-93 91-93

5 Mortalidad Materna DirectaEn 100 nacidos

vivos0.005 0.02 -0.04 0.02 -0.04 0.02 -0.04 0.02 -0.04

Metas ajustadas 2011 Objetivo

relacionado Indicador Unidad2011 PEO ORIGINAL

PEO 2T 2011 126

4. Relación de acciones del Programa

Pemex-Exploración y Producción

Acciones que se reportan en el primer semestre de 2011

Acción Objetivos

relacionados

Exploración

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 e implementar el mapa tecnológico de exploración. 6

Desarrollo

4. Revertir disminución en producción. 1, 4, 8, 10

5. Optimizar las operaciones de producción, distribución y comercialización. 1, 14

Producción

6. Continuar con la implantación del Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO).

2, 14, 15, 16

Eficiencia operativa

7. Redefinir y revisar el alcance de la metodología FEL para proyectos de exploración y de explotación.

6, 13

8. Modernizar la función de perforación y separarla de exploración y explotación.

1, 2, 3, 6, 9

9. Desarrollar modelos de contratos integrales de exploración y/o producción. 4, 6

Seguridad y medio ambiente

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

- Se replantea como: Implementación de mejores prácticas de seguridad y salud ocupacional y fomento a la protección ambiental y sustentabilidad”.

5, 16

11. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera. 5, 6,

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2009

12. Ejecución de acciones para administrar la declinación en el proyecto Cantarell.

1, 4, 12, 15

PEO 2T 2011 127

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

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 Objetivos relacionados

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 Objetivos relacionados

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 Objetivos relacionados

14.- Modernizar redes contraincendio en los CPG’s 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

PEO 2T 2011 128

Planeación

Acción Objetivos relacionados

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

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008

Acción Objetivos relacionados

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

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

5.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

6.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

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

PEO 2T 2011 129

Gestión de Servicios Médicos

Acción Objetivos

relacionados

1. Mejorar la calidad de atención a la salud 31

2. Mejorar los tiempos de espera de la consulta externa 31

3. Mejora del surtimiento de medicamentos 31

4. Mejora de la calidad en la atención al cliente 31

5. Mantener el indicador mínimo para Mortalidad Materna Directa 31

PEO 2T 2011 130

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) b 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

PEO 2T 2011 131

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 SIMCOT Sistema de Medición, Control y Operación de Terminales 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

PEO 2T 2011 132

Anexo.- Indicadores y metas cierre 2010, de Pemex Exploración y Producción

Se incluye la tabla completa de Indicadores de Pemex Exploración y Producción al cierre de 2010 que contiene la evaluación de los indicadores con periodicidad anual.

Indicadores y metas 2010

Pemex Exploración y Producción

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-dic(3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción (1) vs

(3)

Calificación (1) vs (3)

Producción de crudo total

Mbd 1 4 68% 2,576 mín 2,877 2,461 -14% 2% Sobresaliente7 100% máx 3,002 2,526 9 20%

10 100% Producción de crudo entregada a ventas

Mbd 1 5 78% 2,549 mín 2,873 2,420 -15% 2% Sobresaliente6 100% máx 2,999 2,496 7 100%

12 90% Producción de gas total c

MMpcd 1 4 68% 6,337 mín 6,729 5,873 -7% 1% Sobresaliente7 100% máx 6,836 6,285 9 20%

10 100% Producción de gas asociado

e

MMpcd 1 4 68% 3,860 mín N.A. 3,452 5% Sobresaliente7 100% máx N.A. 3,685 9 20%

10 100% Producción de gas no asociado

e

MMpcd 1 4 68% 2,477 mín N.A. 2,422 -5% Aceptable 7 100% máx N.A. 2,600 9 20%

10 100% Producción de gas entregada a ventas

MMpcd 1 5 78% 5,796 mín 6,244 5,405 -9% -1% Aceptable 6 100% máx 6,343 5,869

Costo de descubrimiento y desarrollo

d

US$/ bpce

2, 9 2 75% 12.84 mín 13.20 11.77 -14% 7% Aceptable 3 100% máx 14.90 13.79 4 68% 7 100% 9 20%

10 100% Costo de producción US$/

bpce 2, 9 4 68% 5.22 mín 5.22 4.82 -4% 2% Aceptable

5 78% máx 5.45 5.33 7 100% 9 20%

10 100% Costo de transporte US$/

bpce 2, 15 5 78% 0.93 mín 0.73 0.67 24% -26% Insuficiente

6 100% máx 0.75 0.74 Autoconsumo de gas % 2 6 100% 8.2 mín 9.0 8.0 -10% 18% Aceptable

9 20% máx 9.1 9.9 Productividad laboral Mbpce/

plazas ocupadas

3 4 68% 53.5 mín 40.2 47.7 28% 8% Sobresaliente9 20% máx 41.8 49.6

10 100% Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción

Índice 5 12 90% 0.04 mín 0.00 0.00 -84% Insuficiente

13 100% máx 0.27 0.00

Índice de frecuencia Índice 5 12 90% 1.17 mín 0.00 1.00 -50% 44% Aceptable

PEO 2T 2011 133

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-dic(3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción (1) vs

(3)

Calificación (1) vs (3)

de accidentes en perforación

13 100% máx 2.35 2.08

Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos con metodología FELd

Número 6 4 68% 42 mín 31 31 -5% -5% Aceptable

9 20% máx 44 44

Tasa de restitución de reservas probadasd

% 8 1 53% 85.8 mín 75.4 64.2 0% 9% Sobresaliente

2 75% máx 86.2 79.0 4 68% 9 20%

Tasa de restitución de reserva 3P

d

% 8 1 53% 104.0 mín 63.8 68.0 40% 11% Sobresaliente2 75% máx 74.4 94.0 4 68% 9 20%

Incorporación de reservas 3P

d,e

Mmbpce 8 1 53% 1,438 mín N.A. 946.8 6% Sobresaliente2 75% máx N.A. 1,360.0 4 68% 9 20%

Relación Reservas probadas/producción d,e

Años 8 1 53% 10.0 mín N.A. 9.9 -3% Aceptable 2 75% máx N.A. 10.3 4 68% 9 20%

Factor de recuperación actuald

% 10 4 68% 27.5 mín 27.3 27.1 -3% 0% Aceptable

7 100% máx 28.3 27.6

9 20%

Éxito exploratorio comercial

d

% 11 1 53% 46 mín 30 31 14% 2% Sobresaliente2 75% máx 40 45 9 20%

Productividad por pozod

MMbpce/pozo 12 4 68% 1.26 mín 0.78 0.78 44% 44% Sobresaliente9 20% máx 0.87 0.87

Aprovechamiento de gas

c

% 13 6 100% 94.0 mín 96.4 94.7 -4% -4% Insuficiente 9 20% máx 98.0 98.0

Proporción de crudo ligero en la producción total

% 14 4 68% 44.8 mín 43.2 45.2 2% -2% Insuficiente

9 20% máx 43.9 45.8

Índice de mermas y pérdidas

15, 16 5 78% 0.52 mín 0.51 0.48 0% 8% Aceptable 6 100% máx 0.52 0.57

Fugas de hidrocarburos

e

Número 15, 16 6 100% 64 mín N.A. 78 46% Sobresaliente9 20% máx N.A. 118

13 100% Derrames de hidrocarburos

e

Barriles 15, 16 6 100% 2,628 mín N.A. 928 -87% Insuficiente

9 20% máx N.A. 1,404 13 100%

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. Gas total producido sin considerar el volumen de nitrógeno. En el periodo el nitrógeno promedió 683 millones de pies cúbicos día. d. Indicadores de seguimiento anual. A excepción de los “Procesos FEL”, los datos de cierre para el año 2010, se dieron una vez concluidos

los procesos de certificación del resultado en los volúmenes de incorporación y reclasificación de reservas, por lo que fueron reportados después del resto de los índices.

e. Indicadores incluidos a partir de 2010. No se reportan 15 fugas con un volumen derramado de 1,177.45 bls. de agua congénita y agua aceitosa.