Reconfiguración de la Refinería “Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, … · 2019-12-20 ·...

Reconfiguración de la Refinería “Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, Ver.

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2006 / 2012

Pemex

Reconfiguración de la Refinería “Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, Ver.

2 I. Presentación

6 II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco

8 III. Antecedentes

14 IV. Marco normativo

18 V. Vinculación del proyecto con el PND y programas sectoriales, institucionales, regionales y/o especiales

22 VI. Síntesis ejecutiva

22 a. Inicio del proyecto

26 b. Acciones y avances hasta noviembre de 2006

28 c. Acciones y avances de noviembre 2006 a diciembre 2012

30 d. Procesos conciliatorios

37 e. Entrega del proyecto

40 f. Reporte de avance del proyecto

44 g. Principales resultados

Contenido 46 VII. Acciones realizadas

a. Programa de trabajo

88 b. Acciones y avances hasta noviembre de 2006

118 c. Acciones y avances de diciembre 2006 a junio 2012

199 d. Procesos conciliatorios

257 e. Unidades administrativas en cuya custodia se encuentra la documentación

258 VIII. Seguimiento y control

258 a. Reporte de avance del proyecto

281 b. Auditorías practicadas y atención a las observaciones determinadas

290 IX. Resultadosybeneficiosalcanzados

293 a. En materia de producción

294 b. Enmateriaeconómicayfinanciera

295 c. En materia de medio ambiente

296 X. Informefinaldelservidorpúblicodela entidad responsable

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Conforme a las facultades y atribuciones que me confiere

la Ley de Petróleos Mexicanos, y en cumplimiento a lo

establecido en el Acuerdo para la Rendición de Cuentas

de la Administración Pública Federal 2006 – 2012, y en los

Lineamientos para la elaboración e integración de Libros

Blancos y de Memorias Documentales, se presenta el

Libro Blanco Pemex Refinación-01, Reconfiguración de la

Refinería “Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, Ver.

Dr. Juan José Suárez Coppel

Director General

Ing. Miguel Tame Domínguez

Director General de Pemex Refinación

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El objetivo del proyecto fue la modernización de la Refinería Lázaro Cárdenas para darle viabilidad en su operación, asegurar el suministro de petrolíferos en condiciones adecuadas de volumen y calidad, y contribuir a incrementar los niveles de empleos directos e indirectos en su zona de influencia.

Nombre del proyectoProyecto de Reconfiguración de la Refinería “Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, Veracruz.

ObjetivoEl objetivo del proyecto fue la modernización de la Refinería Lázaro Cárdenas para darle viabilidad en su operación, asegurar el suminis-tro de petrolíferos en condiciones adecuadas de volumen y calidad, y contribuir a incrementar los niveles de empleos directos e indirectos en su zona de influencia.

Por lo que se refiere a sus objetivos específicos, éstos se enfocaron en:

• Cumplir con los ejes rectores, objetivos y estrategias del Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2007-2012.

• Posicionar a la refinería más antigua del país en un nivel de eficiencia, rentabilidad y competitividad.

• Modernizar la estructura de la planta productiva y orientarla a productos de mayor valor agregado.

• Reforzar la viabilidad económica del centro de trabajo.

• Aumentar la producción de destilados y mejorar la calidad de los combustibles.

• Incrementar el proceso de crudo Maya.

• Ampliar la capacidad de proceso de petróleo crudo hasta 350 miles de barriles por día (Mbd).

• Contribuir a cubrir parte de la demanda de gasolinas y sustituir importaciones.

• Aportar mayores volúmenes de diesel ultrabajo de azufre (UBA) y turbosina, y reducir la producción de combustóleo.

• Cumplir con la normativa ambiental.

Periodo de vigencia que se documentaDel 1 de diciembre de 2006 al 30 de noviembre de 2012.

I. Presentación

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Refinería Lázaro CárdenasMinatitlán, Veracruz

Ampliar la capacidad deproceso de petróleo crudo

hasta 350 Mbd 350

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Ubicación geográficaMunicipio de Minatitlán, en el estado de Veracruz: latitud 17° 59’ norte, longitud 94° 32’ oeste a una altitud de 64 metros sobre el nivel del mar (MSNM).

Principales características técnicasEn el proyecto se consideraron las siguientes acciones y compromisos en el aspecto técnico:

1. Construcción del camino de acceso de 4.56 kilómetros (km) con seis puentes.

2. Acondicionamiento del sitio en una extensión de 72 hectáreas (ha).

3. Unidad de servicios auxiliares con dos calderas, protección de energía y turbina de contrapresión.

4. Unidad de tratamiento de aguas amargas con cuatro trenes.

5. Unidad de integración.

6. Unidad de destilación combinada para 100% crudo Maya.

7. Unidad de desintegración catalítica FCC-2.1

8. Unidad hidrodesulfuradora de diesel.

9. Unidad hidrodesulfuradora de gasóleos.

10. Unidad generadora de hidrógeno.

11. Unidad recuperadora de azufre.

12. Unidad de coquización retardada y planta de gas asociada.

13. Unidad regeneradora de amina.

14. Unidad hidrodesulfuradora de naftas de coquización.

15. Unidades de alquilación U-18000 y U-19000.

16. Línea de oleoducto de 24 km x 30 pulgadas de diámetro nominal (D.N.).

17. Línea de gasoducto de 12 km x 12” de D.N.

18. Línea de hidrogenoducto (HD) de 25.4 km x 10” de D.N.

1. El proceso de desintegración catalítica en lecho fluidizado (Fluid Catalytic Cracking, FCC) convierte fracciones pesadas de petróleo en productos de calidad, como gasolina de alto octano y olefinas.a los Criterios y Lineamientos en materia de donativos y donaciones, apro-bados por el Consejo de Administración. La transparencia en el otorgamiento de donativos y donaciones está garantizada.

72Acondicionamiento del

sitio en una extensión de 72 hectáreas

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Para la realización del proyecto se contrató un paquete de construcción y cinco paquetes de ingeniería, procura y construcción (IPC), cuatro en la mo-dalidad de condiciones de pago a precio alzado (PA), uno mixto y el último a precios unitarios (PU). Se incluyó además la construcción de un HD en la modalidad de precios mixtos.

Cuadro 1. Proyecto integrado

Paquetes Contratos

I. Camino de acceso y acondicionamiento del sitio (trabajos complementarios).

PU

II. Unidad de servicios auxiliares, unidad de aguas amargas y unidad de integración (incluyó obras de complementarias, líneas de oleoducto y gasoducto).

PM

III. Unidad combinada, unidad hidrodesulfuradora (HDS) de diesel y unidad de desintegración catalítica.

PA

IV. Unidad HDS de gasóleos, unidad de hidrógeno y unidad recuperadora de azufre.

PA

V. Coquización (unidad coquizadora retardada y planta de gas asociada, unidad de amina y unidad HDS naftas de coquización).

PA

VI. Unidades de alquilación. PA

Hidrogenoducto PM

PA. Precio alzado.

PU. Precios unitarios.

PM. Precios mixtos (una parte de los trabajos sobre la base de precios unitarios y otra a precio alzado).

Unidades administrativas participantes• Subdirección de Proyectos

• Coordinación de Proyectos de Modernización y Ampliación de Capacidad

Titular de la entidadIng. Miguel Tame Domínguez Director General de Pemex Refinación

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Todo servidor público tendrá la obligación de rendir cuentas sobre el ejercicio de las funciones que tenga conferidas y coadyuvar en la rendición de cuentas de la gestión pública federal.

Fundamento legalLa elaboración e integración del Libro Blanco del Proyecto de Recon-figuración de la Refinería Lázaro Cárdenas, en Minatitlán, Veracruz, se sustenta en dos ordenamientos:

• Artículo 8, fracción IV, de la Ley Federal de Responsabilida-des Administrativas de los Servidores Públicos, en donde se establece que todo servidor público tendrá la obligación de: “Rendir cuentas sobre el ejercicio de las funciones que tenga conferidas y coadyuvar en la rendición de cuentas de la ges-tión pública federal, proporcionando la documentación e infor-mación que le sea requerida en los términos que establezcan las disposiciones legales correspondientes”.

• Lineamientos para la elaboración e integración de Libros Blan-cos y de Memorias Documentales, y decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación el 10 de octubre de 2011, en los cuales se señala que las entidades elaborarán un Libro Blanco cuando consideren necesario dejar constancia documental del desarrollo de programas o proyectos de gobierno, así como de otros asuntos que se estimen relevantes y lo autorice su titular, previa opinión de la Secretaría de la Función Pública.

II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco

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Asimismo, se establece que un programa, proyecto o asunto es relevante cuando: “Se trate de un proyecto cuyo propósito fundamental sea ampliar la capacidad productiva de un sector económico y social determinado, la pro-ducción de bienes, infraestructura o servicios nacionalmente necesarios, acor-des a los objetivos y estrategias señalados en el Plan Nacional de Desarrollo, o bien de un proyecto estratégico vinculado con las actividades a que se re-fieren los artículos 25 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos”.

Objetivo El presente Libro Blanco tiene como objetivo dejar constancia documental de las acciones efectuadas y de los resultados obtenidos en el Proyecto de Re-configuración de la Refinería Lázaro Cárdenas, en cumplimiento del Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Combate a la Corrupción 2008-2012 y de la estrategia destacada en el PND 2007-2012.

Con el presente Libro Blanco del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, en Minatitlán, Veracruz, Pemex Refinación (PR) contribuye a la obligación constitucional de rendir cuentas, reportar las acciones realizadas y transparentarlas a la sociedad para mostrar su funcionamiento e informarle de este proyecto estratégico tendiente a modernizar, expandir e incrementar la producción de la refinería mediante la construcción de plantas nuevas y de alta conversión, con objeto de incrementar la producción de destilados, mejo-rar la calidad de los productos y contribuir a la satisfacción de la demanda, así como aumentar la capacidad de producción y la proporción del crudo pesado que se procesa.

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III. Antecedentes

En 1906, bajo la administración de la compañía inglesa denomina-da Compañía Mexicana de Petróleo El Águila, S.A., la refinería de Minatitlán inició operaciones con la extracción de petróleo crudo en los campos de San Cristóbal, situados 18 km al sureste de la actual refinería. En 1938, conforme al decreto expropiatorio de los bienes destinados a la producción petrolera emitido por el entonces pre-sidente de la República, General Lázaro Cárdenas del Río, dichos recursos se convirtieron en patrimonio de la nación.

En 1954, la refinería se modernizó, de manera que se desmantelaron sus antiguas instalaciones y se inició la construcción de nuevas unidades de producción con mayor capacidad y los avances tecnológicos de su tiempo, acorde con la demanda nacional de energéticos de esa época.

Como resultado de su expansión, la refinería quedó integrada con 24 plantas de proceso en operación normal, tres plantas ecológicas, dos turbogeneradores eléctricos, seis generadores de vapor, nueve torres de enfriamiento de agua, una planta de pretratamiento, una de tratamiento, una potabilizadora, una planta neutralizadora (efluentes) de agua y 166 tanques de almacenamiento.

En 1974 cambió su denominación a Refinería General Lázaro Cárde-nas, en homenaje y reconocimiento al ex presidente de México por su intervención en la nacionalización de la industria petrolera nacional.

De 1970 a 1996, la industria petrolera, incluida la refinación, se ca-racterizó por un gran crecimiento con estabilidad, tanto en todos sus sectores como en su operación.

En los primeros años de la década de los ochenta, al concluir la fase expansiva de la producción de petróleo crudo y debido a la restric-ción de recursos, se inició un periodo de estabilidad relativa y creci-miento prácticamente nulo no solamente en la extracción de crudo, sino también dentro del Sistema Nacional de Refinación (SNR).

Entre 1980 y 1994 se presentó un cambio importante en la estructura de la demanda de combustibles, de manera que los de uso auto-motriz registraron un marcado crecimiento respecto de los utilizados por la industria, además de una mayor penetración de la gasolina sin plomo y una reducción significativa de este metal en el contenido de la Nova; sustitución que elevó el número promedio de octanos de la gasolina consumida en el país.

De 1970 a 1996, la industria petrolera, incluida la refinación, se caracterizó por un gran crecimiento con estabilidad, tanto en todos sus sectores como en su operación.

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Si bien el SNR contaba con una posición dominante en el mercado, presentaba un desempeño operativo significativamente inferior al promedio de la industria, con rezagos en mantenimientos y renovación de equipo, por lo que su infraes-tructura era inadecuada para abastecer el mercado nacional de petrolíferos.

Ante este panorama, a partir de 1990 se incrementó la elaboración de pro-ductos petrolíferos en el SNR con la entrada en operación de diversas plantas y mejoras en productividad (se modificaron tanto la estructura de producción como sus rendimientos), con el propósito de hacer frente a los cambios en la composición de la demanda interna por el incremento en el consumo de gaso-linas, donde paradójicamente destacan la reducción del consumo de combus-tóleo, el incremento en la producción de la gasolina Magna-Sin, la disminución del contenido de plomo en la gasolina Nova, la eliminación del diesel de alto azufre y la introducción del diesel desulfurado denominado Diesel Sin.

Por lo que se refiere al Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000 (PDR-SE), en él se establecieron como estrategias, por un lado, asegurar a un costo mínimo el abasto de petrolíferos a cargo de PR, en donde destaca la iniciativa de abatir los rezagos en eficiencia operativa del sistema de manejo de crudos, refinación, distribución y comercialización de petrolíferos; por el otro, instrumentar el proceso de optimización operativa de estas actividades.

Para atender las exigencias derivadas de la normativa ambiental, en dicho programa se precisó que PR debía mejorar la calidad de los combustibles que producía. Con este propósito, se puso en marcha el proyecto de gasolinas de alto octanaje –equivalente a la gasolina Premium sin Plomo del mercado estadounidense–; se concluyó el programa de retiro definitivo de la gasolina Nova, y en 1998 se inició el manejo de combustóleos con contenidos de azufre medio y bajo, a fin de concentrar los esfuerzos en la eliminación del azufre y en el abatimiento de la producción de residuales.

En virtud del limitado margen de recursos que podrían destinarse a proyectos de inversión de PR, en el PDR-SE se definió que en la jerarquización de éstos debían atenderse las siguientes categorías: mejora de la calidad de combus-tibles, conversión de residuales e incremento en la capacidad de proceso.

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Cuadro 2. Proyectos de inversión por categoría

Mejora de la calidad de combustibles

Conversión de residuales

Incremento en la capacidad de proceso

Alquilación en Salina Cruz, Tula y Salamanca.

Coquizadora en Cade-reyta.

Nuevo tren de refinación con coquizadora en Tula o Salina Cruz.

Isomerización en todas las refinerías.

Desulfuradora al vacío de combustóleo en Tula.

Hidrotratadores en des-tilados en Salamanca y Cadereyta.

Desintegradora cata-lítica.

Fuente: Secretaría de Energía. Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000.

Los objetivos de estos proyectos de inversión se orientarían a:

• Asegurar la capacidad del SNR para producir destilados de altas es-pecificaciones, al generar más fuentes de octanaje para una mayor producción de gasolina Magna-Sin o aumentar la capacidad de hidro-desulfuración, de manera que se pudiera elevar la producción de die-sel desulfurado.

• Contar con refinerías que tengan una configuración competitiva, orien-tada a elevar la producción de petrolíferos ligeros de mayor valor.

• Adicionar nuevos trenes de refinación en función del crecimiento de la demanda de productos.

Para la reconfiguración de refinerías se efectuaron análisis sobre las inver-siones requeridas y sus implicaciones económicas, basados en premisas de abastecimiento de combustibles de mejor calidad, mínimo costo de suministro y máxima rentabilidad de los activos.

Asimismo, en el propio SNR se estableció como estrategia realizar su trans-formación para adecuarse a la normativa ambiental y satisfacer la demanda nacional de productos petrolíferos en un marco de protección ambiental y se-guridad industrial.

La necesidad de reconfigurar las refinerías derivó de la revisión del PND y del PDR-SE respecto de la configuración que presentaba este último.

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Conforme a las premisas anteriores, en el apartado III, punto 5, Programa de inversiones, del Plan de Negocios de PR de octubre de 1995, se estableció que la cartera de proyectos de Pemex Refinación se evaluaría de acuerdo con las siguientes categorías:

• Mejoramiento de gasolinas y diesel.

• Conversión de residuales.

• Nuevo tren de refinación.

En la primera categoría se ubicó la implementación del Proyecto de Reconfi-guración de la Refinería Lázaro Cárdenas”.

Posteriormente, en el Plan de Negocios Evaluación y Perspectivas de PR de octubre de 1997, en su apartado V, punto 3, Programa de inversiones 1997-2000, se establecieron tres etapas en la oferta y calidad de combustibles: satisfacer las preferencias y necesidades del consumidor, cumplir la normativa definida por las autoridades ambientales en los proyectos de inversión para la mejora de la calidad de los combustibles y realizar la conversión de resi-duales, a fin de reducir la producción de combustóleo con alto contenido de azufre y aumentar los destilados.

Entre otros objetivos, en el Plan de Negocios de PR se fijaron los siguientes:

• Modernizar el SNR para modificar la estructura de la producción hacia productos con mayor valor agregado.

• Satisfacer el crecimiento previsto de la demanda.

• Procesar un mayor volumen de crudo Maya.

• Elevar la rentabilidad de las refinerías y modificar la mezcla de productos.

Por consiguiente, PR diseñó la reconfiguración del SNR que considera la recon-versión de las refinerías de Madero, Tula, Salamanca, Salina Cruz y Minatitlán. Este proyecto tuvo su origen en un análisis detallado de planeación de las inver-siones necesarias, en el que se consideraron aquellos factores que influyen en el comportamiento de la demanda de productos petrolíferos, la disponibilidad de crudo pesado, las tendencias internacionales de la industria de refinación y la evolución del mercado petrolero mundial tanto en los crudos como en los pro-ductos. El análisis partió de la cuantificación del valor presente neto resultante sobre diferentes combinaciones de plantas en las refinerías del SNR, con objeto de maximizar el aprovechamiento de la infraestructura existente.

De ese análisis se definieron los proyectos que modernizarían y añadirían ca-pacidad de conversión de residuales a partir de su proceso en las refinerías de Madero, Minatitlán y Salina Cruz, además de los proyectos de producción y mejora en la calidad de gasolinas en las de Tula y Salamanca.

Se consideraron aquellos factores que influyen en el comportamiento de la demanda de productos

petrolíferos, la disponibilidad de crudo pesado, las

tendencias internacionales de la industria de refinación y la evolución del mercado

petrolero mundial

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Con el fin de satisfacer la demanda y cumplir con el suministro oportuno de petrolíferos a nivel nacional, en la primera década del siglo XXI se incluyó en el programa de inversiones la reconfiguración del SNR, en la cual se consideró el incremento en el proceso de crudo Maya y el cumplimiento de las normas ambientales en los productos.

Adicionalmente, para atender la demanda interna de gasolinas y la creciente producción de crudo Maya, se efectuó el análisis de costo-beneficio dentro del SNR para obtener una mayor cantidad de gasolinas con la calidad reque-ridas. De los resultados obtenidos, se tomó la decisión de incrementar las plantas de proceso y modificar las capacidades de otras, así como de ampliar las áreas de servicios auxiliares e integración en diversas refinerías.

De ahí que el 29 de noviembre de 1999 el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se sometiera a consideración de la Comisión Inter-secretarial de Gasto Financiamiento, con el fin de que autorizara a PR realizar inversiones de mediano plazo tendientes a mejorar el esquema de proceso y a incrementar la calidad de los productos.

A partir de ese año se inició la inversión programable del proyecto y se incluyó posteriormente en el tomo IV del Presupuesto de Egreso de la Federación (PEF) de los ejercicios fiscales de 2001, 2002 y 2003 que la Cámara de Dipu-tados tuvo a bien aprobar.

En 2003, el proyecto, previamente dictaminado, se actualizó en los apartados de demanda y precios de petrolíferos y sus proyecciones; además, se con-sideraron modificaciones en cuanto a mejorar la calidad y demanda de pro-ductos, incrementar el proceso de crudo y su capacidad de procesamiento, y aumentar el monto de la inversión.

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Causas que motivaron la ejecución del proyectoEl Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se consideró pieza clave dentro del programa de reconfiguración del SNR por los siguientes motivos:

• Se trataba de la refinería más antigua del país, con elevados grados de obsolescencia. No obstante, su ubicación resultaba estratégica y contaba con la capacidad de albergar nuevas unidades para llegar a ser la refinería más moderna del país.

• El SNR requería reconfigurar sus refinerías de manera competitiva para elevar la producción de petrolíferos ligeros de mayor valor, en un marco de crecimiento de extracción de petróleo pesado. En el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se integrarían nuevas plantas y servicios que permitirían aumentar su capacidad de procesar adicionales de crudo pesado Maya, así como duplicar prácticamente la producción de refinados, gasolina y diesel.

• El mercado mostró incrementos en la demanda de combustibles y en sus especificaciones de calidad. Además, en el proyecto se consideró la necesidad de elevar la capacidad de su procesamiento y produc-ción, incluida la adopción de tecnología para eliminar el azufre y abatir la producción de residuales.

• Los recursos financieros para proyectos de inversión en el subsector de refinación eran limitados, por lo que debían ser evaluados deteni-damente.

En este sentido, el proyecto presentó proyecciones económicas y fi-nancieras aceptables en términos de costos, ingresos futuros, tiempo de recuperación de la inversión, valor presente neto superior a cero, tasa interna de retorno mayor que la tasa de descuento y vida econó-mica del proyecto. Adicionalmente, recibió los dictámenes favorables requeridos como proyecto de infraestructura productiva de largo plazo.

• En su calidad de planta productiva, la Refinería Lázaro Cárdenas era fuente de trabajo para más de 4,000 trabajadores que laboraban di-rectamente en ella, pero su obsolescencia ponía en riesgo a todo el complejo.

Asimismo, la ejecución del proyecto de reconfiguración generaría de-rramas económicas para la zona sur del estado de Veracruz, adiciona-ría puestos de trabajo permanentes necesarios para la operación de las nuevas plantas, y empleos indirectos vinculados a diversos provee-dores de otros estados de la república, principalmente.

El proyecto de reconfiguración generaría

derramas económicas para la zona sur del estado

de Veracruz, adicionaría puestos de trabajo

permanentes necesarios para la operación de las

nuevas plantas, y empleos indirectos vinculados a

diversos proveedores de otros estados de la república

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IV. Marco normativo

El marco jurídico aplicable y regulatorio del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se integra por normas externas e internas de Petróleos Mexicanos.

Marco normativo externo• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

• Tratados de libre comercio celebrados por México con diversos países.

Leyes y códigos• Ley de Planeación

• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal

• Ley Federal de las Entidades Paraestatales

• Ley Federal de Responsabilidades Administrativas de los Ser-vidores Públicos

• Ley Federal de Procedimiento Administrativo

• Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

• Ley Federal del Trabajo

• Ley General de Deuda Pública

• Ley General de Contabilidad Gubernamental

• Ley General de Bienes Nacionales

• Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente

• Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos

• Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mis-mas (LOPSRM)

• Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

• Ley de la Comisión Reguladora de Energía

• Ley de la Propiedad Industrial

• Código Civil Federal

• Código Federal de Procedimientos Civiles

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Reglamentos• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el

Ramo del Petróleo

• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales

• Reglamento de la Ley General de Contabilidad Gubernamental

• Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal

• Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

• Reglamento de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Am-biente en Materia de Áreas Naturales Protegidas

• Reglamento de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Am-biente en Materia de Autorregulación y Auditorías Ambientales

• Reglamento de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambien-te en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera

• Reglamento de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Am-biente en Materia de Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes

• Reglamento de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos

• Reglamento de Trabajos Petroleros

• Reglamento de la LOPOSRM

• Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

• Reglamento de la Ley de Energía Eléctrica

Decretos• Decreto por el que se aprueba el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012.

• Decretos de los Presupuestos de Egresos de la Federación para los ejercicios fiscales vigentes durante la ejecución del proyecto.

• Decreto por el que se aprueba el Programa Sectorial de Energía 2007-2012.

• Decreto por el que se aprueba el Programa Sectorial de Energía 2001-2006.

• Decreto por el que se aprueba el Programa de Desarrollo y Restructu-ración del Sector de la Energía 1995-2000.

• Decreto que tiene por objeto establecer la estructura, el funcionamiento y el control de los Organismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos.

Otros ordenamientos• Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios.

• Leyes de Ingresos de la Federación vigentes durante la ejecución del proyecto.

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• Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gu-bernamental y su reglamento vigente.

• Reglamento de la Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios.

• Lineamientos para la Elaboración e Integración de Libros Blancos y de Memorias Documentales.

• Lineamientos para la determinación de los requerimientos de informa-ción que deberá contener el mecanismo de planeación de Programas y Proyectos de Inversión.

• Lineamientos para la elaboración y presentación de los análisis y costo beneficio de los Programas y Proyectos de Inversión.

• Lineamientos para que las Dependencias y Entidades de la Administra-ción Pública Federal celebren y registren como inversión los contratos de arrendamiento financiero.

• Lineamientos para el seguimiento de la rentabilidad de los Programas y Proyectos de Inversión de la Administración Pública Federal.

• Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Comba-te a la Corrupción 2008-2012.

Marco normativo interno• Ley de Petróleos Mexicanos

• Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios

• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos

• Reglamento de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos

• Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos

• Políticas, bases y lineamientos en materia de obras públicas y servicios relacionados con las mismas de petróleos mexicanos, organismos y empresas filiales.

• Políticas, bases y lineamientos en materia de adquisiciones, arrenda-mientos y servicios del sector público de Petróleos Mexicanos, organis-mos y empresas filiales.

• Criterios para ejercer la función jurídica institucional en lo relativo a la revisión y sanción jurídica de proyectos de convenios y contratos a ser formalizados por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

• Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

• Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos 2010-2014.

• Plan de Negocios de Pemex Refinación.

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V. Vinculación con el PND y programas sectoriales, institucionales regionales y/o especiales

En mayo de 2007, conforme a lo dispuesto en el artículo 26 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, así como a lo previsto en los artículos 4, 5, 20 y 21 de la Ley de Planeación, el Poder Ejecutivo Federal presentó el PND 2007-2012 (PND 2007-2012), en el cual se establecieron los objetivos nacionales, las estrategias y las prioridades que regirían las acciones de gobierno de la Administración Pública Federal (APF) durante ese periodo.

El PND 2007-2012 se estructuró sobre los siguientes cinco ejes rectores:

1. Estado de derecho y seguridad.

2. Economía competitiva y generadora de empleos.

3. Igualdad de oportunidades.

4. Sustentabilidad ambiental.

5. Democracia efectiva y política exterior responsable.

En el segundo eje rector, Economía competitiva y generadora de em-pleos, se definieron los objetivos y las estrategias para el sector de hidrocarburos, entre los cuales destacan los siguientes para sustentar la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas:

• Objetivo 15. Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que deman-dan los consumidores.

– Estrategia 15.1. Fortalecer las atribuciones rectoras del es-tado sobre las reservas y la administración óptima de los recursos, procurando equilibrar la extracción de hidrocar-buros y la incorporación de reservas, a fin de garantizar que las generaciones futuras de mexicanos gocen de los beneficios de la riqueza del subsuelo nacional.

Se definieron los objetivos y las estrategias para el sector de hidrocarburos, para sustentar la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas

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– Estrategia 15.2. Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refina-ción, el incremento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas.

– Estrategia 15.7. Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos pesados.

El PND 2007-2012 y sus objetivos y estrategias nacionales sirvieron de base para elaborar e instrumentar los programas sectoriales, especiales e institucionales de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, en particular los de PR.

Vinculación con el Programa SectorialEn noviembre de 2007, en cumplimiento de lo dispuesto en el PND 2007-2012 y en la Ley de Planeación, se presentó el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER 2007-2012), en el cual se fijaron los objetivos sectoriales, metas, estrategias y líneas de acción del sector (anexo 5.1).

El PROSENER 2007-2012 se estructuró sobre tres puntos fundamentales:

1. Asegurar el abasto de energéticos que requiere la economía.

2. Fortalecer a las empresas públicas del sector para mejorar la oportunidad y calidad en el suministro de los insumos.

3. Promover intensamente la eficiencia energética y las energías renovables, a fin de disminuir el impacto ambiental que se deriva de la utilización de combustibles fósiles.

Por lo que se refiere al vínculo de la reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas con el principal objetivo sectorial, éste se sustentó en lo siguiente:

• Objetivo I.3. Elevar la exploración, producción y transformación de hi-drocarburos de manera sustentable.

Este objetivo se vinculó con el segundo eje rector, objetivo 15 y las estrategias 15.2 y 15.7 del PND 2007-2012.

Vinculación con el Plan de Negocios 2010-2024En 2010, se presentó el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los or-ganismos subsidiarios 2010-2024 (Plan de Negocios 2010-2024), en el cual se define el rumbo que se deberá seguir para lograr la sustentabilidad operativa y financiera de largo plazo de la empresa, basado en su situación presente y las perspectivas del mercado, además de establecer sus retos, líneas de acción, objetivos, metas y estrategias específicas (anexo 5.2).

El reto que dio sustento a la reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas fue el siguiente:

Se define el rumbo que se deberá seguir para lograr la sustentabilidad operativa y

financiera de largo plazo de la empresa.

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• Reto 5. Asegurar el suministro de petrolíferos al menor costo, conside-rando la volatilidad del mercado, la baja rentabilidad actual del negocio y las etapas de diseño, acreditación y ejecución de proyectos.

Las estrategias asociadas a dicho reto que apoyan la reconfiguración de la refinería son las siguientes:

– Estrategia 14. Reconfigurar la Refinería de Minatitlán para incre-mentar la producción de destilados a partir de residuales (2010).

En resumen, el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se sustentó en el reto 5, estrategia 14, del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los organismos subsidiarios 2010-2024, y en el objetivo I.3 del PROSENER 2007-2012 en relación con el segundo eje rector, objetivo 15, estrategias 15.2 y 15.7, del PND 2007-2012, como se muestra en el cuadro 5.1.

Cuadro 3. Vinculación PND-PROSENER-Plan de Negocios

Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012

Programa Sectorial de Energía 2007-2012

Plan de Negocios 2010-2024

Eje 2. Economía competitiva y genera-dora de empleos.

Objetivo 15. Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios com-petitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores.

• Estrategia 15.2. Fortalecer la ex-ploración y producción de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de alma-cenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas procesado-ras de productos derivados y gas.

• Estrategia 15.7. Modernizar y am-pliar la capacidad de refinación, en especial de crudos pesados.

Objetivo I.3. Elevar la exploración, pro-ducción y transformación de hidrocar-buros de manera sustentable.

Reto 5. Asegurar el suministro de petrolíferos al menor costo, conside-rando la volatilidad del mercado, la baja rentabilidad actual del negocio y las etapas de diseño, acreditación y ejecución de proyectos.

• Estrategia 14. Reconfigurar la refine-ría de Minatitlán para incrementar la producción de destilados a partir de residuales (2010).

Fuentes: Presidencia de la República. Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012.

Secretaría de Energía. Programa Sectorial de Energía 2007-2012.

Pemex. Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los organismos

subsidiarios 2010-2024.

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VI. Síntesis ejecutiva a. Inicio del proyectoEl Proyecto Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se rea-lizó en seis grandes paquetes de IPC y un HD, los cuales incluían la instalación de nuevas Unidades de proceso, unidades complementa-rias, servicios auxiliares y las construcciones requeridas (cuadro 4).

Cuadro 4. Paquetes IPC e hidrogenoducto

Paquetes Descripción

IPC 1 Construcción del camino de acceso y acondicionamiento del sitio para la reconfiguración de la refinería Gral. Lázaro cárdenas, ubicada en Minatitlán, Ver.

IPC 2 Obras y servicios para el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento y entrega de la documentación para la Planta de servicios auxiliares, Planta de tratamiento de aguas amargas N° 3 y Obras de integración para interrelacionar las Unidades de proceso con otras áreas de operación de la refinería.

IPC 3 Desarrollo de las obras y servicios para el suministro, desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comporta-miento y entrega de la documentación de la Planta combinada 100% Maya, Planta hidrodesulfuradora de diesel y Planta de desintegración catalítica N° 2.

IPC 4 Desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento y entrega de la documentación para la Planta hidrodesulfuradora de gasóleos, Planta de hidrógeno y Planta recuperadora de azufre (sección Claus y sección de tratamiento de gas de cola).

IPC 5 Obras y servicios para el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento y entrega de la do-cumentación para la Planta regeneradora de amina, Planta hidrodesulfuradora de naftas de coquización, Planta de coquización retarda y Planta de gas asociada.

IPC 6 Desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque; arranque y pruebas de comportamiento y entrega de la documentación para dos unidades de alquilación (sección de hidrogenación selectiva Huels y la sección de alquilación HF Alkylation).

HD Elaboración de ingeniería complementaria, procura de equipos y materiales, construcción, preparativos de arranque y puesta en servicio del HD (construcción desde el Complejo La Cangrejera hasta la Refinería Lázaro Cárdenas).

HD. Hidrogenoducto.

Las contrataciones de los seis IPC y el HD se efectuaron a través del mecanismo de licitación pública internacional.

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Sin excepción, las contrataciones de los seis IPC y el HD se efectuaron a través del mecanismo de licitación pública internacional, con convocatorias publica-das entre mayo de 2003 y mayo de 2009 (cuadro 5).

Cuadro 5. Contratos IPC y HD

IPC Número de contrato / Ganador de la licitación

Monto1 Inicio Final

1 PR-OP-L-043/03P. Tradeco Infraestructura, S.A. de C.V. y Rager de Tabasco, S.A. de C.V., en asociación

379.043 08/12/03 30/07/05

2 PR-OP-L-022/04P. ICA Fluor Daniel S. de R.L. de C.V.

376.594

3.539.063 18/10/04 29/04/08

3 PR-OP-L-025/04P. Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V., y Dra-gados Industriales, S.A., en asociación

534.084 25/10/04 26/07/07

4 PR-OP-L-002/05P. Técnicas Reunidas, S.A.; Constructora Norberto Odebrecht, S.A., y Río San Juan Construcciones, S.A. de C.V., en asociación

317.004 08/02/05 07/01/08

5 PR-OP-L-001/05P. Técnicas Reunidas, S.A.; Constructora Norberto Odebrecht, S.A. y Río San Juan Construcciones, S.A. de C.V., en asociación

317.904 01/02/05 04/03/08

6 PR-OP-L-003/05P. Samsung Engineering, Co. Ltd.

154.064 14/02/05 13/11/07

Hidrog. ROPL03309P. Proyectos y Desarrollos de Infraestruc-tura, S.A.P.I. de C.V.; Gutza Infraestructura, S.A. de C.V., y Constructora Marusa, S.A. de C.V.

187.393 58.782

14/09/09 30/07/10

1 No incluye IVA

2 Millones de pesos (MM$) para la parte de precio alzado.

3 MM$ para la parte de precios unitarios.

4 Millones de dólares (MMUS$) para la parte de precio alzado.

Para apoyar las diferentes tareas de coordinación y supervisión de la superin-tendencia de obra de cada uno de los seis paquetes IPC de la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, se efectuó la contratación de gerencias exter-nas de proyectos (GEP) mediante procesos de licitación pública internacional.

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Las seis GEP contratadas tuvieron alcances similares, destacando:

• Participar en las evaluaciones de las propuestas de los licitantes de los IPC.

• Supervisar la ingeniería de detalle, procura y construcción de las obras.

• Capacitación del personal operativo de PR.

• Preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento de las obras.

• Supervisión de diversos aspectos de seguridad.

• Verificación de la bitácora, los sistemas de calidad, garantías y seguros.

• Revisión y control de las estimaciones presentadas por los contratistas.

• Recepción y el finiquito de los contratos.

Cuadro 6. Contratos GEP para IPC

GEP Número de Contrato/Ganador de la licitación Monto1 Inicio Final

1 PR-SO-L-044/03P. Societé Generale de Surveillance de México, S.A. de C.V.; Urba Ingeniería, S.A. de C.V., y SGS Qualitest, S.A. de C.V., en asociación

20.302 24/11/03 12/11/05

2 PR-SO-L-005/04P. Consultoría Integral en Ingeniería S.A. de C. V.; Y. y A. Yanes y Asociados Estudios y Proyectos, C.A., y Lockwood Greene de México, S.A. de C.V., en asociación

149.882 03/05/04 28/10/08

3 PR-SO-L-015/04P. ABS Group Services de México, S.A. de C.V.; Soluziona México, S.A. de C. V., y Soluziona Ingeniería, S.A., en asociación

134.692 10/08/04 19/06/08

4 PR-SO-L-017/04P. Constructora de Obra Pública, S.A. de C.V. e Inelec-tra, S.A. C.A., en asociación

104.462 28/10/04 20/06/08

5 PR-SO-L-016/04P. Conip Contratistas, S.A. de C.V. y ABB Lumus, Inc., en asociación

97.662 20/09/04 29/08/08

6 PR-SO-L-020/04P. Jacobs Engineering de México, S.A. de C.V.; UHDE Jacobs México, S.A. de C.V., y Visión Integral Generadora de Empresas Nacionales, S.A. de C.V., en asociación

79.582 04/11/04 14/04/08

1 No incluye IVA

2 MM$ para la parte de precios unitarios y tiempo determinado

Cada GEP contratado tuvo fecha de inicio y terminación de los trabajos previos y después del IPC correspondiente (cuadro 6).

Por otra parte, se llevó a cabo la contratación de servicios especializados y de asistencia técnica para comprobar que los IPC cumplieran con las especifica-ciones, lineamientos y criterios definidos por los licenciadores de los procesos o para la obtención de las licencias de uso de tecnología con los licenciadores de los procesos (cuadro 7).

Notas a Cuadro 7

1 No incluye IVA.

2 MM$.

3 MMUS$

4 MMUS$ a precio alzado

5 MMUS$ a precios unitarios.

6 Millones de euros (MM€) a precio alzado

7 MM€ a precios unitarios

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Cuadro 7. Contratos con licenciadores

Contratista Número de contrato Monto1 Inicio Final

Instituto Mexicano del Petróleo PRSPR-070/01CMX 71.261 08/10/01 05/04/02

Instituto Mexicano del Petróleo RSPMC-040/02AMX 149.882 29/04/02 27/07/02

Instituto Mexicano del Petróleo PR-PS-A-012/03I 4.752 02/06/03 19/09/03

Instituto Mexicano del Petróleo PR-PS-A-013/03I 1.952/ 02/06/03 27/07/03


Instituto Mexicano del Petróleo PR-PS-A-017/03I 3.122/ 72.003

23/06/03 23/06/03

18/08/03 18/08/03










Instituto Mexicano de Tecnología del Agua PR-PS-A-040/03I 5.002 15/10/03 12/01/04

Universidad Veracruzana PR-SO-A-041/03I 0.672 06/10/03 28/11/03

Universidad Veracruzana PR-PS-A-054/03I 2.002 08/12/03 08/06/05

Universidad Nacional Autónoma de México PR-SO-A-010/04I 1.402 07/06/04 02/06/05

Instituto Politécnico Nacional PR-SO-A-008/07P 6.532 11/06/07 13/09/07

Foster Wheeler USA Corporation PR-SO-A-023/03I 0.154 0.035

25/08/03 02/11/03

02/11/03 31/12/04

Instituto Mexicano del Petróleo en asociación con ABB Lummus Global, Inc.

PR-SO-A-030/03I 0.384 0.025

22/08/03 12/12/03

22/08/03 18/02/04

UOP, LLC PR-SO-A-031/03I 1.984 0.045

18/08/03 31/12/03

20/12/03 27/06/04

Tecnología y Sistemas, S.A. y Cimentaciones Mexicanas, S.A. de C.V.

PR-OP-L-045/03I 17.422 10/11/03 08/03/04

Foster Wheeler, USA Corporation PR-OP-A-012/04I 0.013 08/06/04 28/06/04

Foster Wheeler USA Corporation PR-PS-A-022/05I 3.733 11/11/05 06/07/08

ABB Lummus Global, Inc. PR-PS-A-023/05I 1.603 24/10/05 18/04/08

UOP, LLC PR-PS-A-024/05I 2.263 10/10/05 30/12/07

Lurgi Aktiengesellschaft PR-PS-A-025/05I 0.056 1.227

30/12/05 30/12/05

16/10/07 16/10/07

Lurgi Aktiengesellschaft PR-PS-A-026/05I 0.056 1.117

30/12/05 30/12/05

16/10/07 16/10/07

A Kellogg Brown & Root, Inc. PR-PS-A-027/05I 0.324 0.815

28/09/05 28/09/05

30/12/07 30/12/07

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Los contratos con los licenciadores abarcan diferentes alcances, destacando:

• Adecuación de la ingeniería básica y suministro de la licencia de uso de tecnología para plantas, como la HDS de naftas de coquización, HDS de diesel y la HDS de gasóleos.

• Servicios de asistencia técnica del licenciador durante el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura, construcción, preparativos para el arranque, arranque, puesta en operación y pruebas de comportamien-to de las plantas como aguas amargas, HDS de naftas de coquización, Planta combinada 100% Maya, Obras de integración, mejoras tecnoló-gicas a la ingeniería básica.

b. Acciones y avances hasta noviembre de 2006Avances físico-financieros de los IPCA noviembre de 2006, el avance físico ponderado de los seis IPC fue de 56.4%, en comparación con 81.3% programado en los contratos, con un avan-ce físico real menor en 13.0% respecto al Plan objetivo.

El menor avance en los trabajos de los IPC se reflejó en una inversión ejercida inferior a la programada; la inversión en precios unitarios (PU) fue 948.7 M$ menor a la contratada de 3,768.6 M$ y, en precio alzado (PA), la inversión fue 665.8 MUS$ por debajo de la contratada de 1,339.8 MUS$.

• IPC 1. El 27 de octubre de 2005, durante el gobierno anterior, se llevó a cabo el acta de entrega-recepción de los trabajos del paquete IPC 1, con un rezago de 34 días en relación a lo programado. El costo total fue de 488.7 M$, superior en 109.7 M$ respecto al original contratado de 379.04 M$.

Los cambios en relación a lo contratado inicialmente se formalizaron a través de un Convenio de prórroga de plazo, un Convenio modificatorio de ampliación de plazo, tres convenios modificatorios para cubrir obras adicionales y extraordinarias no consideradas en el contrato original, y cuatro anexos que incluyen factores de ajuste a los costos.

• IPC 2. A noviembre de 2006, de los trabajos a PU se habían ejercido 2,327.9 M$, monto 29% menor al programado originalmente de 3,279.9 M$; a PA se ejercieron 231.4 MUS$, 36.3% menor al contratado de 363.1 MUS$.

El avance físico acumulado fue de 59.2%, menor en 14.7% al Plan ob-jetivo de 73.9%.

– Ingeniería. El avance físico acumulado fue de 78.5%, menor en 9.7% respecto al Plan objetivo de 88.2%.

– Procura. Se obtuvo un avance físico de 71.2%, menor en 19.6% en relación con el Plan objetivo de 90.8%.

– Construcción. Se alcanzó un avance físico de 55.5%, una diferencia neta de 12.9% en relación con el Plan objetivo de 68.4%.

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• IPC 3. A noviembre de 2006, se ejercieron 177.8 MUS$, 60.7% menor al programado originalmente de 452.5 MUS$.

El avance físico acumulado fue de 33.3%, menor en 22.6% al Plan ob-jetivo de 56.2%.

– Ingeniería. Se obtuvo un avance físico de 54.8%, menor en 26.3% en relación al Plan objetivo de 81.1%.

– Procura. Se alcanzó un avance físico de 36.1%, una diferencia neta de 23.8% en relación al Plan objetivo de 59.9%.

– Construcción. El avance físico acumulado fue de 26.7%, menor en 23.8% respecto al Plan objetivo de 50.5%.

• IPC 4. A noviembre de 2006, se habían ejercido 73.3 MUS$, 65.3% menos que el programado originalmente de 211.3 MUS$.

El avance físico acumulado fue de 23.1%, una diferencia neta de 10.2% respecto al Plan objetivo de 33.3%.

– Ingeniería. Alcanzó un avance físico de 53.6%, una diferencia neta de 20.8% en relación al Plan objetivo de 74.4%.

– Procura. Obtuvo un avance físico de 22.6%, menor en 11.2% en relación al Plan objetivo de 33.8%.

– Construcción. El avance físico acumulado fue de 22.9%, menor en 8.1% respecto al Plan objetivo de 31%.

• IPC 5. A noviembre de 2006, se ejercieron 87.0 MUS$, monto 58.9% menor al contratado originalmente de 211.8 MUS$.

El avance físico acumulado fue de 27.4%, una diferencia neta de 7.2% respecto al Plan objetivo de inferior en 34.6%.

– Ingeniería. El avance físico acumulado fue de 55.3%, menor en 12.2% respecto al Plan objetivo de 67.5%.

– Procura. Se obtuvo un avance físico del 27.2%, menor en 7.4% en relación al Plan objetivo de 34.6%.

– Construcción. Se alcanzó un avance físico de 26.3%, una diferencia neta de 7% en relación al Plan objetivo de 33.3%.

• IPC 6. A noviembre de 2006, se ejercieron 104.5 MUS$, 3.4% superior a lo programado originalmente.

El avance físico acumulado fue de 67.9%, superior en 7.7% respecto al Plan objetivo inferior en 60.2%.

– Ingeniería. Se obtuvo un avance físico de 78.6%, menor en 2% en relación al Plan objetivo de 80.6%.

– Procura. El avance físico acumulado fue de 70.2%, superior en 5.1% respecto al Plan objetivo de 65.1%.

– Construcción. Se alcanzó un avance físico de 68.8%, superior en 19.3% en relación al Plan objetivo de 49.5%.

MUS$ ejercidos en el IPC 5, a noviembre de 2006

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Avances de las gerencias externas de proyectos (GEP)A noviembre de 2006, al igual que el IPC 1, los trabajos de supervisión del GEP 1 habían concluido; los restantes cinco contratos GEP observaron avan-ces financieros de 74.2, 55.7, 60.0, 68.5 y 70.9% para los GEP 2, GEP 3, GEP 4, GEP 5 y GEP 6, respectivamente.

• GEP 1. Al cierre de noviembre de 2006, únicamente el GEP 1 había concluido y durante su ejecución fue objeto de dos convenios modifi-catorios (CP-1 y CP-2) y cuatro anexos (Ci1, Ci2, Ci3 y Ci4) de ajustes de costo que implicaron que el monto original del contrato de 20.3 M$ se ampliara en 4.8 M$, para cerrar en 25.1 M$.

El 17 de febrero de 2006, se formalizó la conclusión de los trabajos y servicios mediante la firma del Acta de finiquito.

• GEP 2. El 27 de julio de 2004 se formalizó un Convenio de prórroga, mediante el cual se estableció una nueva fecha de conclusión de los servicios para el 23 de diciembre de 2008.

• GEP-5. El 20 de octubre de 2004 se firmó el Primer convenio de prórro-ga, mediante el cual se modificó la fecha de terminación para el 29 de septiembre de 2008.

c. Acciones y avances de noviembre 2006 a diciembre 2012Avance financieroEn el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, los contratos a PU se ubicaban en 3,768.6 M$ en diciembre de 2006 para cerrar en 9,575.3 M$ en junio de 2012; los montos devengados pasaron de 2,819.9 a 9,515.8 M$ durante el periodo, con desfases en todos los años, con excepción de 2008.

En el caso de los recursos asignados a los paquetes a PA, durante el periodo, los contratos se incrementaron de 1,339.8 MUS$ a 2,221.7 MUS$, en tanto que los montos devengados pasaron de 674 MUS$ a 2,189.6 MUS$, con desfases permanentes en todos los años (cuadro 8).

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Cuadro 8. Flujo de devengado acumulado a diciembre de 2007 - junio 2012

Año Modalidad Moneda Programado Contrato

Devengado Diferencia neta

2006 PU M$ 3,768.6 2,819.9 -948.7

PA MUS$ 1,339.8 674.0 -665.8

2007 PU M$ 5,974.4 5,243.5 -730.9

PA MUS$ 1,720.0 1,213.1 -506.9

2008 PU M$ 6,611.2 6,722.2 111.0

PA MUS$ 1,874.2 1,574.8 -299.4

2009 PU M$ 8,527.2 8,097.4 -214.2

PA MUS$ 1,890.0 1,725.7 -164.30

2010 PU M$ 9,005.8 8,794.2 -211.6

PA MUS$ 2,096.3 1,966.9 -129.40

2011 PU M$ 9,572.1 9,458.4 -113.7

PA MUS$ 2,213.7 2,163.8 -49.9

2012 PU M$ 9,575.3 9,515.8 -59.5

PA MUS$ 2,221.7 2,189.6 -32.1

Avance físicoEl proyecto, desde sus inicios en 2004, presentó diversas contingencias que retrasaron el inicio de los trabajos de varios de los paquetes que lo conforman, en especial el IPC 2.

Durante el periodo 2007-2012 se cerraron año con año las brechas entre el avance físico acumulado real y el avance físico programado contractualmente, de un desvío máximo de 18.8% en 2007 a 1.2% en junio de 2012 (cuadro 9).

Cuadro 9. Avance físico acumulado a diciembre de 2006-junio de 2012

Año Avance físico acumulado Desviación

Contrato Real

2006 62.2 46.1 -16.1

2007 91.4 72.6 -18.8

2008 96.5 87.7 -8.7

2009 97.5 91.7 -5.8

2010 95.9 93.0 -2.9

2011 99.9 98.0 -1.9

2012 100.0 98.8 -1.2

El proyecto, desde sus inicios en 2004, presentó diversas

contingencias que retrasaron el inicio de los trabajos de

varios de los paquetes que lo conforman

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d. Procesos conciliatoriosDurante la ejecución del desarrollo del proyecto de reconfiguración se presen-taron factores que afectaron los alcances, términos y condiciones del proyecto.

Los contratos de obra pública, en condiciones normales, cumplen con las condiciones contractuales pactadas. No obstante, el surgimiento de circuns-tancias económicas, que no pueden ser previstas en su totalidad por las par-tes, condiciona su actividad y el resultado final (cuadro 10).

Cuadro 10. Elementos de justificación jurídica para la continuidad de la reconfiguración

Justificación jurídica Circunstancia no prevista Confirmación de la circunstancia

Acontecimiento extraor-dinario e imprevisible

Crisis de las hipotecas subprime en EEUU que gene-ró crisis internacional en el sector financiero y de la construcción.

Reconocimiento de la SFP de las circuns-tancias de tipo general que afectaron el ámbito de la construcción.

Excesiva onerosidad Por acontecimientos imprevisibles y extraordinarios, se incrementaron los precios de los insumos y una mayor permanencia en el sitio de la obra.

Confirmado por la SFP mediante oficio UNCP/309/AC/0384/2010.

Acontecimiento ajeno a la voluntad de las partes

Surgimiento de acontecimientos a nivel mundial y de condiciones externas a las obras que fueron ajenos a las partes.

Los acontecimientos estuvieron fuera del alcance de las partes contratantes, no imputables a una sola de ellas, su previsión y resolución fuera de su ámbito de actuación.

Contrato tracto sucesivo Los contratos de obra pública para el proyecto de reconfiguración son tracto sucesivo, dado que las obligaciones no se agotan de forma inmediata y son ejecutadas de forma sucesiva, periódica o diferida.

Situación pre vista en el artículo 59 de la LOPSRM* que reconoce incrementos o reducciones ante circunstancias económi-cas de tipo general ajenas a la responsa-bilidad de las partes.

* LOPSRM: Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

Mediante las previsiones formuladas por la LOPSRM y la solicitud de revisión del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas por la SFP, se obtuvieron previsiones para realizar ajustes de costos y la celebración de convenios conciliatorios.

A finales del año 2005, las contratistas Dragados y Proyectos Industriales, Mina-Trico, Ebramex y Samsung, solicitaron a Pemex Refinación (PR) reco-nocimiento de la existencia de condiciones inesperadas del mercado de la industria de la refinación que repercutieron en un alza en los precios de los equipos y materiales de instalación permanente con el consiguiente impacto económico adverso en los contratos.

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Derivado de los análisis realizados y las solicitudes recibidas por la SFP, se pu-blicó a principios de 2007 el Acuerdo por el que se establecen los lineamien-tos para efectuar la revisión y ajuste del precio del cobre, aluminio y acero en los contratos formalizados al amparo de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y emitió el oficio número SP/100/0467/2007 donde se hace referencia a la pertinencia de establecer mesas de trabajo para resolver la solicitud de las empresas contratistas respecto al reconocimiento del aumento del precio de los equipos de instalación permanente, al amparo de los citados lineamientos.

Asimismo, durante el primer semestre de ese año, la SFP reconoció dichos sucesos y condiciones, emitiendo las opiniones y criterios normativos para el reconocimiento de las imprevisiones, así como el cambio de términos y con-diciones a los originalmente pactados, elementos que facilitaron la realización de audiencias conciliatorias y la celebración de los convenios conciliatorios correspondientes.

Con las audiencias de conciliación y comunicados oficiales de la SFP y PR se alcanzó lo siguiente:

• Designación de la empresa ISA Ingeniería como perito que emitiera su opinión sobre los puntos pendientes de resolver y conciliar posturas de conceptos en conflicto entre PR y las contratistas Dragados y Proyectos Industriales, Ebramex y Mina-Trico.

• Acuerdos resolutorios para autorizar la devolución y suspensión de las penas convencionales por atraso realizadas en los contratos PR-OP-L-001/05P, PR-OP-L-002/05P y PR-OP-L-025/04P.

• Respuesta de la SFP sobre la procedencia para formalizar convenios parciales conciliatorios.

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Los convenios parciales conciliatorios se resumen en el cuadro 11.

Cuadro 11. Convenios parciales conciliatorios

Expediente Contratista, fecha y convenio

41/2007 Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.

• 07/03/2008. Convenio parcial conciliatorio. Pago al contratista de US$39,367,061.00 por concepto de ajuste de los precios al valor de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), del contrato de obra pública a precio alzado PR-OP-L025/04P. El convenio no significaría la renuncia a las determinaciones que las partes acordarán posteriormente, que el perito emita en su resolución, así como de la aplicación de los criterios normativos de la SFP.

52/2007 Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.

• 04/03/2008. Convenio parcial conciliatorio. Pago al contratista de US$14,086,963.82 por concepto de ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instala-ción permanente).

• 13/10/2008. Convenio parcial conciliatorio. Pago al contratista de US$8,097,046.50 por concepto de ajuste de precios y del costo indirecto de los catalizadores de la Planta Hidrodesulfuradora de gasóleos y de la Planta de hidrógeno.

• 08/12/2008. Convenio parcial conciliatorio. Pago al contratista de US$11,191,508.00 por concepto de gastos no recuperables originados por la suspensión generada por las circunstancias de tipo general señaladas en la LOPSRM equiparables a caso fortuito o de fuerza mayor, ajenas a la responsabilidad de las partes.

53/2007 Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V

• 04/03/2008. Convenio parcial conciliatorio. Pago al contratista de US$14,804,695.91 por concepto de ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instala-ción permanente).

Con la metodología acordada entre PR y las contratistas, avalada por la SFP, para revisar y ajustar los precios de los equipos y materiales de instalación permanente en los contratos de obra respectivos, los dictámenes del tercer experto y el acuerdo entre PR y contratistas sobre el procedimiento para re-visar y determinar el impacto al programa de actividades, se celebraron los convenios finales conciliatorios (cuadro 12).

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Cuadro 12. Convenios finales conciliatorios

Expediente Contratista, fecha y convenio

41/2007 Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.

• 25/09/2008. Convenio final conciliatorio. Ambas partes reconocían que el impacto económico total y defi-nitivo al Contrato era de US$79, 925,451.00. Al restar el pago de US$39, 367,061.00 del Convenio parcial conciliatorio del 07/03/2008, a PR le restaba realizar un pago por US$40, 558,390.00 de manera comple-mentaria, por concepto del impacto económico ocasionado al contrato, como consecuencia del ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), gastos no recuperables y la extensión de la garantía de cumplimiento.

Asimismo, las partes acordaron y aceptaron modificar la fecha de los trabajos objeto del contrato del 9 de diciembre de 2008 al 28 de julio de 2009.

52/2007 Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.

• 23/02/2009. Convenio final conciliatorio. Las partes acordaron que el impacto económico total y de-finitivo al Contrato era de US$47, 052,255.00. Al restar el pago de los convenios parciales conciliato-rios del 04/03/2008 por US$14,086,963.82, del 13/10/2008 por US$8,097,046.50 y del 08/12/2008 por US$11,191,508.00, a PR le faltaba realizar un pago por US$13,676,736.68 de manera complementaria, por concepto del impacto económico ocasionado al contrato, como consecuencia del ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), gastos no recuperables y la extensión de la garantía de cumplimiento.

Asimismo, se acordó modificar la fecha de los trabajos objeto del contrato, del 7 de enero de 2008 al 30 de julio de 2009.

53/2007 Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V.

• 04/12/2008. Convenio final conciliatorio. Las partes acordaron que el impacto económico total y definitivo al contrato era de US$40, 901,005.00. Al restar el pago del Convenio parcial conciliatorio del 04/03/2008 por US$14, 804,695.91, a PR le faltaba realizar un pago por US$26, 096,309.09 de manera complementa-ria, por concepto del saldo de la cantidad determinada como total y definitiva.

Asimismo, se acordó modificar la fecha de los trabajos objeto del contrato, del 29 de julio de 2008 al 19 de agosto de 2009.

55/2007 Samsung Ingeniería Minatitlán, S.A. de C.V.

• 17/12/2007. Convenio final conciliatorio. Las partes acordaron que el impacto económico total y definitivo al Contrato era de US$12, 291,783.11, por concepto de reconocimiento y ajuste de los precios de los equipos y materiales de instalación permanente del contrato.

• Referente al periodo de suspensión de trabajos, las partes acordaron que la correspondiente determina-ción de PR se haría del conocimiento del contratista, de manera previa a la nueva fecha de terminación establecida para el 11 de marzo de 2008, conforme al Acta circunstanciada de suspensión parcial tem-poral de los trabajos número ACS-01/2007, de fecha 26 de septiembre de 2007.

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Con posterioridad a la firma de los convenios finales conciliatorios, durante el quinto bimestre de 2009, las contratistas Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V., Proyectos Ebramex, S. de R. L. de C.V y Mina-Trico, S. de R.L. de C.V, solicitaron apoyo económico o anticipo para evitar, por insuficien-cia de efectivo,, la detención temporal de los trabajos, dañar a proveedores y subcontratistas, y desequilibrar el programa de terminación de las obras, como consecuencia de las condiciones económicas y crediticias que impera-ban a nivel internacional y en México.

Considerando las opiniones emitidas por la SFP y la Oficina del Abogado Ge-neral de Pemex, PR y las contratistas celebraron convenios modificatorios a los contratos PR-OP-L-025/04P, PR-OP-L-001/05P y PR-OP-L-002/05P, inclui-da una cláusula que permitió el otorgamiento a los contratistas de un anticipo por los trabajos pendientes de ejecutar (cuadro 13).

Cuadro 13. Anticipos

Contrato Contratista, fecha y convenio

PR-OP-L-025/04P Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.

• 18/012/2009. Convenio para la inclusión de la cláusula de anticipo, mediante el cual se otorgó al contratista la cantidad de US$45, 925,425.00.

PR-OP-L-002/05P Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.

• 08/12/2008. Convenio para la inclusión de la cláusula de anticipo, mediante el cual se otorgó al contratista un primer anticipo por US$31, 704,387.00, más IVA. El 31 de marzo de 2010, fue otorgado el segundo anticipo por US$2, 327,687.60.

PR-OP-L-001/05P Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V

• 18/12/2009. Convenio para la inclusión de la cláusula de anticipo, mediante el cual se otorgó al contratista un primer anticipo por US$6, 987,178.00 más IVA. El 31 de marzo de 2010 se otorgó un segundo anticipo por US$7, 994,543.10.

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En los meses de febrero, marzo y abril de 2010, durante la ejecución de los trabajos, las contratistas ICA Fluor, Dragados, Ebramex y Mina-Trico, presen-taron ante las residencias de obra de PR, reclamos para el reconocimiento y pago de la pérdida económica originada por: la paridad cambiaria; las afecta-ciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación de sus trabajos y por el aumento a los trabajadores del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), no considerados en las bases de licitación.

Ante esta circunstancia, PR promovió ante la SFP el inicio de los procesos conciliatorios indicados en el cuadro 14.

Cuadro 14. Inicio de segundos procesos conciliatorios

N° de Expediente Fecha de Inicio Empresa

84/2010 17/junio/2010 Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.

85/2010 15/junio/2010 Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.

86/2010 17/junio/2010 Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V.

93/2010 23/junio/2010 ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V.

Fuente: Secretaría de la Función Pública. Oficios de inicio de procesos conciliatorios.

Derivado de las audiencias de conciliación iniciadas en junio de 2010 y las res-puestas a diversas consultas formuladas por PR a la SFP, fue posible avanzar en la solución de los reclamos planteados a través de las siguientes medidas:

• La designación de la empresa C&C Estudios y Proyectos, para que ac-tuara como tercer experto en la evaluación de los conceptos objeto de los reclamos y emitiese dictámenes parciales hasta la determinación de su dictamen final, contando para ello con las diversas ordenes de cambio solicitadas por PR a las contratistas y sujetas a su opinión, a fin de determinar los montos de los conceptos sujetos a controversia y definir los impactos en la ampliación de plazos y definición de fechas de terminación de los trabajos.

• La posibilidad de celebrar convenios parciales de pago a las contratis-tas, con el objeto de que dispusieran de recursos económicos para dar continuidad a sus trabajos.

• La facultad normativa para que PR celebrara con las contratistas con-venios generales y específicos para la entrega-recepción de sus tra-bajos concluidos, a efecto de que la entidad fuera teniendo dominio pleno de la operación de las obras y equipos que fuesen liberando su funcionamiento.

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Como resultado de la actuación del tercer experto desde el inicio de su contra-tación y hasta el 30 de junio, ha emitido 22 dictámenes parciales (cuadro 15).

Cuadro 15. Dictámenes parciales

N° de Dictámenes Expediente Descripción Dictaminado (US$)

Monto por pagar (US$)

7 84/2010 Mina-Trico 176,112,393.84 115,930,776.52

4 85/2010 Dragados 137,964,553.21 124,419,967.21

7 86/2010 Ebramex 148,390,496.44 98,925,951.22

4 93/2010 Ica Fluor 49,590,771.43 49,590,771.43

22 total: 512,058,214.92 388,867,466.38

Con fundamento en la opinión emitida por la Unidad de Normatividad en Con-trataciones Públicas, en la audiencia del 17 de junio de 2010, durante el perio-do comprendido del 8 de julio de 2010 al 30 de junio de 2012, se han realizado 35 convenios parciales de pago (cuadro 16).

Cuadro 16. Segundo proceso de conciliación

Nombre del contratista

Número de Expediente

Número de convenios parciales de pago

Importe de los convenios (US$)

Mina-Trico 84/2010 10 79,300,000.00

Ebramex 86/2010 10 92,600,000.00

Dragados 85/2010 9 101,000,000.00

ICA 93/2010 6 42,900,000.00

Total 35 315,800,000.00

Fuente: Dictámenes parciales de C&C, estudios y proyectos y facturas emitidas por las contratistas.

Cabe señalar que, hasta la conclusión del primer semestre de 2012, no se ha llegado a ningún acuerdo técnico y normativo para resolver el reclamo de las contratistas, derivado de los efectos económicos sufridos al costo de los proyectos como consecuencia de la paridad cambiaria.

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e. Entrega del proyectoProcesos de entrega-recepción de las obras contratadasDerivado de la modificación en los plazos establecidos para la ejecución y puesta en marcha de los trabajos del proyecto de reconfiguración, así como de las consultas de orden normativo ante la SFP, PR llevó a cabo convenios generales y específicos de recepción parcial de las plantas.

• IPC 2. Con base en el Convenio general y el Convenio específico del 14 de diciembre de 2010 y 12 de septiembre de 2011, respectivamente, se acordó efectuar las pruebas de comportamiento equivalente y/o en-tregas parciales de las siguientes unidades:

– Planta de aguas amargas número 3. Las pruebas iniciaron en no-viembre de 2010 y en febrero de 2011. Posterior a la terminación de las pruebas, la operación de la planta quedó bajo la responsabili-dad del personal de GTR.

– Planta de servicios auxiliares. En febrero de 2011, el contratista no-tifica su aceptación al requerimiento de entrega, basado en que las obras han sido concluidas, probadas y verificadas, además de ser aptas de utilizarse y operarse por sí solas.

– Obras de integración. En octubre de 2009, se realizó entrega-re-cepción física parcial de las instalaciones terminadas correspon-diente al gasoducto de 12” de D.N. x 12 km; en septiembre de 2011, se realizó entrega-recepción física parcial del oleoducto de 30” de D.N. x 12 km de longitud, y en junio de 2011, se notificó la terminación del paquete de obra por parte del contratista.

• IPC 3. Conforme al Convenio General y el específico del 14 de diciem-bre de 2010 y el 28 de junio de 2011, se efectuaron las pruebas de comportamiento equivalentes y entregas parciales en las plantas del paquete.

– Planta catalítica FCC-2 U-13000. En noviembre de 2011 se efectuó la prueba de comportamiento equivalente y se formalizó la recep-ción parcial de la U-13000, quedando la planta bajo la responsabi-lidad de PR.

– Planta combinada 100% Maya U-10000. En septiembre de 2011 se llevó a cabo la prueba de comportamiento equivalente en esta planta; en noviembre de ese año se formalizó la recepción parcial contractual de la U-10000, quedando la misma bajo la responsabi-lidad de PR.

– Unidad Hidrodesulfuradora de diesel U-24000. En septiembre de 2010 se efectuaron las pruebas de comportamiento equivalentes, la aprobación de los resultados y se hizo constar su operatividad.

• IPC 4. Conforme al Convenio general y Convenio específico, del 14 de diciembre de 2010 y 28 de junio de 2011, respectivamente, se efectua-ron las pruebas de comportamiento equivalentes y entregas parciales de las diferentes plantas del paquete.

Derivado de la modificación en los plazos establecidos para la

ejecución del proyecto, PR llevó a cabo convenios generales

y específicos de recepción parcial de las plantas.

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– Unidad Hidrodesulfuradora de gasóleos U-11000. En febrero de 2012, los representantes de la GPM, el GTR, el contratista y del li-cenciador determinaron satisfactorio el resultado de las pruebas de comportamiento equivalentes, además de quedar bajo responsabi-lidad de PR la operación, cuidado, custodia, control, conservación y mantenimiento de la planta.

– Unidad generadora de hidrógeno U-20000. En diciembre de 2010, mediante el Acta circunstanciada de recepción parcial, se informó que PR se encontraba utilizando la producción de hidrógeno de la planta, además de informar del requerimiento de la continuación en operación de la Unidad de hidrógeno.

– Unidad recuperadora de azufre. En junio de 2012, formalizó la en-trega de la Unidad recuperadora de azufre, sección Claus trenes 1, 2, 3, 4, Servicios comunes, Secciones LTGT, Área de carga y almacenamiento de azufre.

• IPC 5. Conforme a lo establecido en el Convenio general y en el Con-venio específico, del 14 de diciembre de 2010 y 28 de junio de 2011, respectivamente, se realizaron las pruebas de comportamiento equiva-lentes y entregas parciales en las diferentes plantas.

– Planta de coquización retardada y Planta de gas asociada ACRP-HDSNC-001. En noviembre de 2011, se formalizó la recepción par-cial de ambas plantas; en el primer bimestre de 2012 concluyeron las pruebas de comportamiento equivalente para los trenes, que-dando bajo la responsabilidad de PR efectuar las funciones de ope-ración y mantenimiento.

– Planta regeneradora de amina. En enero de 2012, finalizaron las pruebas de comportamiento equivalentes de esta planta, y en fe-brero de ese año se efectuó su recepción parcial U-50000.

– Planta Hidrodesulfuradora de naftas de coquización U-12000. A partir de agosto de 2011, la planta quedó a cargo de PR, después de haber resultado satisfactorias las pruebas de comportamiento equivalentes.

• IPC 6. Conforme al Convenio general y Convenio específico, en no-viembre de 2011, se llevaron a cabo las pruebas de comportamiento equivalentes para la Planta de alquilación U-18000 y Servicios comu-nes, quedando la planta bajo la responsabilidad de PR.

• Hidrogenoducto. Conforme al Convenio general y específico, el con-tratista notifica su aceptación al requerimiento de entrega parcial del Sistema del HD de 10” de D.N. por 25.4 km.

En diciembre de 2010 se informó que PR se encontraba

utilizando la producción de hidrógeno de la planta generadora de hidrógeno

U-20000.

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Finiquito de contratosA continuación se describen de manera sintética los procedimientos de finiqui-to de los IPC y GEP del proyecto de reconfiguración a 2012.

• IPC 1. En octubre de 2005 se formalizó la entrega-recepción física de los trabajos del contrato PR-OP-L-043-03P. La inversión realizada fue por 488.7 M$.

• GEP 1. Los servicios de GEP del paquete IPC 1 y un plazo de vigencia de 720 días naturales, celebrándose el finiquito del contrato en de fe-brero de 2006.

• GEP 6. En mayo de 2008 se celebró el finiquito del contrato PR-SO-L-020/04P, que tuvo una vigencia de 1,258 días naturales.

Proyecciones a noviembre de 2012Las proyecciones para el periodo agosto-noviembre de 2012 para cerrar los trabajos de reconfiguración, por paquete, son las siguientes:

• IPC 2. Presentación de los precios unitarios de conceptos extraordina-rios y, en su caso, su aprobación y emisión de los anexos; entrega de refacciones; entrega de la METI de Integración y Servicios Auxiliares; entrega de los Libros Finales pendientes; atención de pendientes “B” de detalles constructivos para las instalaciones a cargo de ICA, y pre-paración de la documentación necesaria para el cierre y el finiquito del contrato.

• IPC 3. Presentación de los precios unitarios de conceptos extraordina-rios y, en su caso, su aprobación y emisión de los anexos y contratos ROPA (Recursos de obra a precio alzado); entrega de refacciones; en-trega de la METI de la Planta combinada y catalítica; entrega de los Libros finales pendientes; atención de pendientes “B” de detalles cons-tructivos para cada una de las plantas a cargo de la compañía Draga-dos, y preparación de la documentación necesaria para el cierre y el finiquito del contrato.

• IPC 4. Presentación de los precios unitarios de conceptos extraordi-narios y, en su caso, para su aprobación y emisión de los anexos y contratos ROPA; entrega de refacciones; entrega de los Libros finales pendientes; atención de pendientes “B” de detalles constructivos para las plantas a cargo de Mina-Trico, y preparación de la documentación necesaria para el cierre y el finiquito del contrato.

• IPC 5. Presentación de los precios unitarios de conceptos extraordi-narios y, en su caso, para su aprobación y emisión de los anexos y contratos ROPA; entrega del METI de la Planta de coque; entrega de refacciones; entrega de los Libros finales pendientes; atención de pen-dientes “B” de detalles constructivos para las instalaciones a cargo de Ebramex, y preparación de la documentación necesaria para el cierre y el finiquito del contrato.

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• IPC 6. Presentación de los precios unitarios de conceptos extraordi-narios y, en su caso, para su aprobación y emisión de los anexos y contratos ROPA; entrega de refacciones; entrega de los Libros finales pendientes; atención de pendientes “B” de detalles constructivos para las unidades de alquilación a cargo de Samsung, y preparación de la documentación necesaria para el cierre y el finiquito del contrato.

Finalmente, el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas presenta un avance promedio en la ejecución de 98%, no obstante, se re-quieren 409 MUS$ adicional para su conclusión administrativa a ejercer hasta diciembre de 2012.

f. Reporte de avance del proyectoFactores que influyeron en el desarrollo del proyectoEn el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 30 de junio de 2012, el proyec-to de reconfiguración estuvo sujeto a factores de tipo climatológico, técnico, económico y de carácter general que ocasionaron cambios en los alcances, términos y condiciones considerados inicialmente.

Los factores que incidieron en la modificación de los contratos a precios uni-tarios (IPC 2 e HD) fueron: realización de volúmenes de obras adicionales y conceptos de obra no previstos; reducción en los volúmenes de obra y/o la cancelación de conceptos de obra; realización de obras no consideradas en el contrato y en convenios, y la prórroga en la fecha de terminación de los tra-bajos del contrato, por la reprogramación de actividades.

Para resolver la situación anterior, y conforme a lo previsto en la LOPSRM y su Reglamento, se efectuaron 15 convenios modificatorios y 16 anexos a las condiciones de los contratos originales, por ajustes a los costos y precios, aumentos de la mano de obra y alteraciones a los precios de los materiales.

Los factores que incidieron en la modificación de los contratos a precio alzado (IPC 2, IPC 3, IPC 4, IPC 5 e IPC 6) fueron: la incorporación de avances tecno-lógicos para la mejora y actualización de los equipos de instalación permanen-te, y modificaciones requeridas para incrementar la eficacia y seguridad de las plantas y las instalaciones. Estos factores se afrontaron mediante 16 contratos tipo Refinación Obra Pública Adjudicación (ROPA) al contrato original.

Asimismo, a consecuencia del surgimiento de la crisis económica internacio-nal y de situaciones inesperadas del mercado de la industria de la refinación, incremento en el precio de equipos y materiales, ampliación del margen de precios entre crudos ligeros y pesados, ampliación de los plazos de entrega de equipos, mayor demanda internacional por plantas de procesamiento de bajo azufre y el desequilibrio en el corto plazo en el mercado de petrolíferos por los huracanes Katrina y Rita) se afectaron las condiciones originales de los contratos a precio alzado.

convenios modificatorios se efectuaron para resolver la situación, conforme a lo

previsto en la LOPSRM y su Reglamento.

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En consecuencia, las contratistas presentaron diversos reclamos y fueron pro-movidos ante la SFP:

• El reconocimiento y pago del ajuste de los precios de los equipos y materiales de instalación permanente incluidos en el contrato.

• El reconocimiento de diversas suspensiones parciales originadas por cau-sas ajenas a las partes, con objeto de que dichas suspensiones se tradu-jeran en un periodo de prórroga y la reprogramación de actividades.

• Reconocimiento de las afectaciones ocasionadas por las prórrogas a la fecha de terminación del contrato.

• Reconocimiento del incremento de los precios de la mano de obra deri-vado de la modificación que Pemex efectuó a las condiciones estable-cidas en las bases de licitación.

• Reconocimiento y pago de la pérdida económica en el tipo de cambio del peso en relación con el dólar al momento de realizar pagos en mo-neda nacional.

Dichos reclamos, que dieron pauta al inicio de 8 Procedimientos Conciliato-rios, fueron promovidos ante la SFP.

Acciones de mejora o correctivas para el avance del proyectoEn el periodo de diciembre de 2006 a junio de 2012, para afrontar los fac-tores adversos sobre el desarrollo de las obras IPC 2 al IPC 6 e HD, acorde con lo establecido en la LOPSRM y su Reglamento, se celebraron diversos convenios y anexos a los contratos a precios unitarios y mixtos de esta natu-raleza, así como contratos de Refinación Obra Publica Adjudicación (ROPA) y los convenios derivados de dos procedimientos conciliatorios, avalados por la SFP, para los contratos a precio alzado.

De diciembre de 2006 a junio de 2012, los montos se incrementaron en 9,660.1 M$ y 2,306.4 MUS$, derivado de los siguientes convenios, anexos y ROPA.

• En 2007. Los montos se incrementaron en 35 MUS$ y 2,031.37 M$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2 (anexo Ci-1, anexo Ci-2, Quin-to convenio adicional de ampliación de monto), IPC 3 (ROPA04007P, ROPA04107P y ROPA03907P) e IPC 6 (Primer convenio y convenio final conciliatorio).

• En 2008. Los montos del proyecto de reconfiguración aumentaron en 636.8 M$ y en 153.7 MUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2 (anexos Ci-3, Ci-4 y Ci-5), IPC 3 (Convenio parcial y Convenio final de pago del primer proceso conciliatorio), IPC 4 (tres convenios par-ciales de pago correspondientes al primer proceso conciliatorio) e IPC 5 (Convenio parcial y Convenio final de pago del primer proceso conciliatorio).

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• En 2009. Los montos se extendieron en 1,669.8 M$ y 15.7 MUS$, por las afectaciones a los IPC 2 (Séptimo convenio modificatorio de monto, Octavo convenio modificatorio de monto, anexos Ci-6 y Ci-7), IPC 4 (Convenio final del primer proceso conciliatorio) e IPC 6 (Segundo con-venio de reconocimiento de gastos no recuperables).

• En 2010. Los montos del proyecto se incrementaron en 478.4 M$ y 222.9 MUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2 (Noveno con-venio modificatorio de monto, Ci-9, Ci-10, Ci-11 y Segundo convenio de pago), IPC 3 (tres convenios parciales de pago) e IPC 4 (ROPA02709P, ROPA02710P, ROPA02809P, ROPA02909P, ROPA03609P, ROPA04011P y cuatro convenios parciales de pago), IPC 5 (ROPA04509P y cuatro convenios parciales de pago) e IPC 6 (Tercer convenio de prórroga).

• En 2011. Los montos del proyecto se incrementaron en 566.2 MM$ y 118.4 MMUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2 (Onceavo convenio mo-dificatorio de monto, Décimo catorce convenio modificatorio de monto, ane-xos Ci-12, Ci-13, Ci-14, Tercer convenio parcial de pago, Cuarto convenio parcial de pago, Quinto convenio parcial de pago y Sexto convenio parcial de pago), IPC 3 (Cuarto convenio parcial de pago, Quinto convenio par-cial de pago, Sexto convenio parcial de pago, Séptimo convenio parcial de pago y Octavo convenio parcial de pago), IPC 4 (Quinto convenio parcial de pago, Sexto convenio parcial de pago, Séptimo convenio parcial de pago, Octavo convenio parcial de pago y Noveno convenio parcial de pago), IPC 5 (ROPA04009P, ROPA01511P, ROPA03610P, Quinto convenio parcial de pago, Sexto convenio parcial de pago, Séptimo convenio parcial de pago, Octavo convenio parcial de pago y Noveno convenio parcial de pago) e IPC 6 (Cuarto convenio de reconocimiento de pago de gastos no recuperables).

• En 2012. Durante el primer semestre del 2012, el proyecto se incrementó en 3.2 M$ y 8 MUS$, por la afectación de los IPC 3 (Noveno convenio parcial de pago), IPC 4 (Décimo convenio parcial de pago) y IPC 5 (Dé-cimo convenio parcial de pago), así como en el HD (anexo Ci-1).

Auditorías y atención a las observaciones determinadasÓrgano Interno de Control en PemexPor la relevancia del proyecto de reconfiguración dentro de las estrategias de Pemex y el SNR, en el periodo 2004-2010 el Órgano Interno de Control en Pemex (OIC PM) practicó 29 auditorías de acompañamiento de los IPC, HD y GEP, determinándose 112 observaciones.

• Observaciones. Al cierre del tercer trimestre de 2010, se solventaron 100 observaciones, 12 en proceso de atención, ocho en seguimiento normal y cuatro con presuntas responsabilidades.

En agosto de 2010, Pemex entregó la administración del proyecto a Pe-mex Refinación (PR); en consecuencia, en el primer trimestre de 2011 el OIC PM transfirió al Órgano Interno de Control en Pemex Refinación (OIC PR) ocho observaciones de seguimiento normal pendientes de solventar.

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• Seguimiento. Al cierre de 2011, se habían solventado cuatro de las ocho observaciones pendientes; para las cuatro restantes, se realizó Auditoría de seguimiento 16/02, incluyéndose una observación más de-rivada de la auditoría N° 09/11, practicada por el OIC PR.

Al 30 de junio de 2012, de 112 observaciones determinadas, 106 fueron solventadas, de las cuatro observaciones con presunta responsabili-

dad dos se concluyeron, y dos más en seguimiento normal.

Auditoría Superior de la FederaciónLa Auditoría Superior de la Federación, llevó a cabo la revisión y fiscalización de los ejercicios fiscales 2007, 2009 y 2010, mediante auditorías dirigidas al Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

• Revisión al ejercicio fiscal 2007. En la Auditoría 07-1-18TAM-04-0132 se determinó un posible daño patrimonial por 84.8 MM$, relacionado con el contrato ROPA-04107P; sin embargo, el 18 de enero de 2012 la ASF dio por atendido el pliego de observaciones al haberse efectuado su justificación.

• Revisión al ejercicio fiscal 2009. Realización de cinco auditorías, de-terminando 63 observaciones, las cuales se encomendaron 41 al OIC PM, nueve a la propia SFP y 13 a la ASF para efectos de control y seguimiento.

De las 13 observaciones encomendadas a la ASF, tres fueron reco-mendaciones y 10 solicitudes de aclaración; el 8 de julio de 2011, la ASF dictaminó solventadas las tres recomendaciones y nueve de las 10 solicitudes de aclaración.

• Revisión al ejercicio fiscal 2010. Realización de ocho auditorías, deter-minando 14 observaciones, que generaron 10 recomendaciones y 10 solicitudes de aclaración. Durante el desarrollo de estas, PR solventó nueve observaciones antes de integrar el informe.

• Revisión a la Cuenta Pública 2011. Durante el segundo trimestre de 2012, la ASF comunicó el inicio de dos auditorías dirigidas a verificar la gestión financiera de los recursos federales canalizados al proyecto.

• Seguimiento. Al mes de julio de 2012, la ASF dictaminó solventada una en situación de aclaración correspondiente a la Cuenta Pública 2009, 10 recomendaciones, tres solicitudes de aclaración de la Cuenta Públi-ca 2010, e informó que procederá a formular pliego de observaciones de siete solicitudes de aclaración.

observaciones fueron solventadas al 30 de junio de 2012.

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g. Principales resultados Los resultados del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárde-nas se exponen de manera sintética a continuación:

En materia de producciónCon las nuevas instalaciones en la Refinería Lázaro Cárdenas, se incrementó la capacidad de proceso de crudo pesado, el rendimiento de la gasolina y diesel, además de reducir la producción de combustóleo y mejorar la calidad de los productos destilados (cuadro 17).

Cuadro 17. Producción y rendimientos con la reconfiguración

Concepto Anterior Reconfigurada

Capacidad (mbd) 185 285

Proceso de crudo (óptimo)

175 246

% Maya 33.1 71.0

Gasolinas totales (mbd) 45.5 92.8

• Magna 45.5 77.4

• Premium 0.0 15.4

Destilados Intermedios (mbd)

45.0 81.8

• Diesel y turbosina 45.0 51.8

• Diesel UBA 0.0 30.0

Combustóleo (mbd) 65.0 23.7

Coque 0.0 3,300 t

En materia económica-financiera

• La inversión total del proyecto fue de 3,559 MMUS$, al momento de su inauguración en julio de 2011.

• Un estimado de 7,000 empleos directos y 15,000 empleos indirectos.

• Alrededor de 500 puestos de trabajo adicionales para la operación de las nuevas instalaciones.

• El proyecto involucró esquemas de promoción de contenido nacional, en beneficio de contratistas nacionales en los IPC y GEP.

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• Con la reconfiguración del SNR, se estima que la importación de gaso-lina se reducirá de 40% en 2011 a 34% en 2016.

• Los productos de la refinería abastecerán la demanda de gasolinas de Puebla, Veracruz, Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, y una parte del Distrito Federal.

En materia de medio ambiente

• Mejora en la calidad de la gasolina, con la producción de gasolinas y diesel de 15 o menos partículas por millón.

• Productos más amigables con el medio ambiente, con mejoras tecnoló-gicas y la eliminación de azufre en los productos destilados

• Cumplimiento de normas nacionales e internacionales ecológicas, con gasolinas de alto octanaje y menor contenido de azufre.

• Contar con un sistema de aseguramiento de la calidad, basado en la norma ISO-9002/NMX-CC-004.

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VII. Accionesrealizadasa. Programa de trabajoInicialmente, para llevar a cabo el Proyecto de la Reconfiguración de la Refi-nería Lázaro Cárdenas, Pemex determinó dividirlo en seis grandes paquetes de ingeniería, procura y construcción (IPC) y seis gerencias externas de proyectos (GEP), con el propósito de apoyar las tareas de supervisión de los IPC a cargo del Superintendente de obra.

En los paquetes IPC se consideró la instalación de nuevas Unidades de proceso y de unidades complementarias, así como de los servicios auxiliares requeridos para su operación, la construcción de un camino de acceso y el acondicionamiento del sitio donde se edificarían las nuevas unidades, ade-más de la construcción de un gaseoducto y un oleoducto, como se detalla en el cuadro 18.

Cuadro 18. Descripción de Trabajos por Paquete

Paquete Descripción de trabajos

IPC 1 • Camino de Acceso y Acondicionamiento del Sitio des-tinado para la Reconfiguración de la Refinería “Lázaro Cárdenas”

IPC 2 • Planta de Servicios Auxiliares

• Obras de Integración

• Planta de Tratamiento de Aguas Amargas

IPC 3 • Planta de Destilación Combinada para 100% Crudo Maya

• Planta Hidrodesulfuradora de Diesel

• Planta de Desintegración Catalítica FCC

IPC 4 • Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos

• Planta de Hidrogeno

• Planta Recuperadora de Azufre

IPC 5 • Planta de Coquización Retardada y Planta de Gas Asociada

• Planta Regeneradora de Amina

• Planta Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización

IPC 6 • Dos plantas de alquilación

Se consideró la instalación de nuevas Unidades de proceso y de unidades complementarias, así como de los servicios auxiliares requeridos para su operación.

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Para llevar a cabo el proyecto, Pemex determinó dividirlo en seis grandes

paquetes de ingeniería, procura y construcción (IPC) y seis gerencias

externas de proyectos (GEP)6

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Como parte de los requerimientos de contratación, se estableció que en los paquetes IPC se debía realizar lo siguiente:

• El desarrollo de ingeniería de detalle a partir de los paquetes básicos de ingeniería proporcionados por los licenciantes de las unidades, la docu-mentación técnica proporcionada por Pemex y los lineamientos, normas técnicas e ingeniería señaladas para cada una de las unidades.

• El suministro (procura) de todos los equipos y materiales necesarios durante el desarrollo de las obras hasta su culminación.

• Desarrollo y ejecución de las obras de edificación, tuberías de proce-sos y servicios, hidráulicas, eléctricas, de telecomunicaciones, elec-tromecánicas, de instrumentación, control automático y todas aquellas que se requirieran para el desarrollo del proyecto.

Se autorizó que el proyecto se efectuara conforme el esquema de financia-miento de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo denomina-dos Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), con el fin de que, mediante el procedimiento de licitación pública, se adjudicara la contratación y ejecución de los trabajos correspondientes a empresas priva-das con capacidad de financiamiento propio de largo plazo, de manera que se amortizara la inversión con los activos productivos generadores de ingresos y que a su vez permitiera diferir el impacto presupuestario en los ejercicios fiscales subsecuentes (anexo 3).

En 2002, Pemex Refinación (PR) clasificó como prioritario el proyecto denomi-nado Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas en su Programa Ope-rativo Anual. El 6 de junio de ese año, PR celebró un contrato específico con Petróleos Mexicanos para que las actividades de ingeniería, procura, cons-trucción y apoyo para la puesta en operación y demás acciones necesarias fueran realizadas por Pemex, por conducto de su Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (anexo 4).

En 2003 se autorizó la contratación de los trabajos de ingeniería, procura, construcción, arranque e integración de las plantas de proceso, así como de sus servicios auxiliares, y mediante gasto programable, el desarrollo de las in-genierías básicas y de detalle de la integración, asistencia técnica, consultoría en administración de proyectos, las licencias y los contratos auxiliares (anexo 5), como se muestra en el cuadro 19.

En 2002, Pemex Refinación clasificó como prioritario el proyecto denominado

Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas en su Programa Operativo Anual.

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Cuadro 19. Financiamiento y alcance de los trabajos de la reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas

Financiamiento PIDIREGAS Contratos

IPC 1 Acondicionamiento del sitio y camino de acceso PU

IPC 2 Planta de servicios auxiliares, Planta de tratamiento de aguas amar-gas y Obras de integración

PM

IPC 3 Planta combinada 100% Maya, Planta catalítica y Planta Hidrodesul-furadora de diesel

PA

IPC 4 Planta Hidrodesulfuradora de gasóleos, Planta de hidrógeno y Planta recuperadora de azufre

PA

IPC 5 Planta regeneradora de amina, Planta de coquización y Planta Hidro-desulfuradora de naftas

PA

IPC 6 Dos Plantas de alquilación PA

Financiamiento con gasto programable Contratos

Actualización de ingeniería básica y desarrollo de la ingeniería básica y de detalle para la integración

PA

Asistencias técnicas, extensión de garantías de licenciadores PA

Supervisión de trabajos de cada IPC (GEP) PA

Acometida eléctrica CFE PM

Fuente: Contratos.

PA. Precio Alzado.

PU. Precios Unitarios.

PM. Precios Mixtos.

La factibilidad y sustentabilidad del proyecto se basó en los siguientes aspec-tos y acciones:

• Ubicación estratégica por su cercanía a los centros de producción y dis-tribución de crudo.

• Modernizar la estructura de la planta productiva hacia productos de ma-yor valor agregado.

• Facilidad para distribuir gasolinas y destilados intermedios a los estados del sureste del país.

• Incrementar la refinación de crudo Maya, puesto que el crudo destilado que se manejaba en la refinería era una mezcla de 67% Istmo y 33% Maya.

• Aumentar la producción de destilados y mejorar la calidad de los combustibles.

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• Incrementar la proporción de manejo de aceites pesados (de 33 a 71%), con un nuevo tren de refinación 100% Maya.

• Ampliar la capacidad de proceso de petróleo crudo hasta 350 Mbd.

• Ayudar a cubrir parte de la demanda de gasolinas y sustituir su impor-tación.

• Aportar mayores volúmenes de diesel UBA y turbosina y reducir la pro-ducción de combustóleo.

• Reforzar la viabilidad económica del centro de trabajo.

• Cumplir con la normatividad ambiental.

El programa financiero y de avance físico del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas consideraba cinco años (2003-2008), como se observa en las cuadro s 20 y 21.

Cuadro 20. Programa financiero acumulado de ejecución de obra

Paquete 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Precio Unitario (MM$)

IPC-1 28.3 330.8 379.0 379.0 379.0 379.0

IPC-2 20.0 1,679.4 3,279.9 3,539.1 3,539.1

Subtotal 28.3 350.8 2,058.5 3,658.9 3,918.1 3,918.1

Precio Alzado (MMUS$)

IPC-2 5.9 184.6 363.1 375.4 376.6

IPC-3 0.9 117.3 452.5 534.1 534.1

IPC-4 38.3 211.3 315.5 317.0

IPC-5 40.6 211.8 303.0 317.9

IPC-6 14.8 101.1 154.1 154.1

Subtotal 6.8 395.6 1,339.8 1,682.1 1,699.6

Fuente: Contratos de los IPC, Anexos, Programa de erogaciones de obra.

En 2009, para satisfacer el consumo que requiere el proyecto y respaldar la demanda de hidrógeno de las plantas existentes, Pemex decidió incor-porar al proyecto la construcción de un HD de 10” de diámetro por 25.4 km de longitud, desde el Complejo Petroquímico La Cangrejera hasta la Refinería Lázaro Cárdenas.

Pemex decidió incorporar al proyecto la construcción de

un HD de 10” de diámetro por 25.4 km de longitud.

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Cuadro 21. Programa de avance físico acumulado de ejecución de obra (%)

Paquete Ponderador 2003 2004 2005 2006 2007 2008

IPC-1 2.05 7.47 87.26 100.00

IPC-2 33.27 1.07 48.38 94.85 100.00

IPC-3 26.11 0.18 21.96 84.72 100.00

IPC-4 15.5 12.21 66.47 99.69 100.00

IPC-5 15.54 12.78 66.66 96.34

IPC-6 7.53 9.60 65.63 100.00

Totales 100.00 0.15 2.19 28.48 81.33 99.4 100.00

Fuente: Contratos IPC, Anexos, Programa de ejecución de obra.

Licitación y adjudicación de contratos IPCLa contratación de los IPC y del proyecto de construcción del HD se realizó mediante procedimientos de licitación pública internacional. La publicación de las convocatorias de los IPC se inició el 29 de mayo de 2003, y el último fallo se emitió el 12 de enero de 2005. Durante dichos procedimientos se au-torizaron cambios en los plazos establecidos inicialmente, debido a que se modificaron las fechas originales de las juntas de aclaraciones.

En el caso del proyecto de construcción del HD, la convocatoria para licitarlo se publicó el 12 de mayo de 2009 y el contrato respectivo se adjudicó el 11 de septiembre de 2009. El detalle de cada concurso se presenta en el cuadro 22.

Cuadro 22. Procedimientos de licitación y fallo de los IPC e Hidrogenoducto

IPC Licitación Fechas

C V J P A F

1 18572039-003-03 29/05/03 13/06/03 19/06/03 03/09/03 03/10/03 22/10/03

2 18572039-007-03 18/09/03 17/10/03 31/10/03 28/07/04* 31/08/04* 14/09/04

3 18572039-011-03 21/10/03 31/10/03 12/11/03 13/08/04* 10/09/04* 22/09/04

4 18572039-015-03 30/12/03 21/01/04 29/01/04 8/11/04* 15/12/04* 05/01/05

5 18572039-012-03 25/11/03 17/12/03 9/01/04 5/11/04* 3/12/04* 03/01/05

6 18572039-016-03 30/12/03 22/01/04 2/02/04 15/11/04* 22/12/04* 12/01/05

HD 18572039-004-09 12/05/09 19/05/09 21/05/09 30/06/09 30/06/09 11/09/09a

Fuente: Convocatorias de licitación publicadas en el Diario Oficial de la Federación.

C: Convocatoria. A: Apertura económica. *: Fechas modificadas por juntas de V: Visita al sitio. F: Fallo. aclaraciones.

J: Junta de aclaraciones. HD: Hidrogenoducto. a: Fecha de asignación

P: Presentación de propuestas.

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Contrato IPC 1El procedimiento de contratación del IPC 1 se realizó mediante la licitación pública internacional número 18572039-003-03, en la que participaron 13 de los 44 concursantes que adquirieron las bases (anexo 6):

• Tradeco Infraestructura, S.A. de C.V., y Rager de Tabasco, S.A. de C.V.

• Alfa Proveedores y Contratistas, S.A. de C.V.; Consorcio Aristos, S.A. de C.V.; Presforza, S.A. de C.V., y Torres Mexicanas, S.A. de C.V.

• Sur-2000, S.A. de C.V.; Infraestructura Técnica, S.A. de C.V.; Arrendado-ra de Equipos para Infraestructura, S.A. de C.V., y Delta Cimentaciones, S.A. de C.V.

• Gutsa Inmobiliaria, S.A. de C.V.; Fosmon Construcciones, S.A. de C.V.; Edificadora y Urbanizadora del Sureste, S.A. de C.V.; Reparaciones In-dustriales del Golfo, S.A. de C.V.; Constructora Cortijal, S.A. de C.V., y Proveeduría y Servicios Industriales, S.A. de C.V.

• La Peninsular Compañía Constructora, S.A. de C.V., y Consorcio de Obras y Dragados Marítimos, S.A. de C.V.

• ARB Arendal, S. de R.L. de C.V.; Díaz Iga Edificaciones Urbanas e In-dustriales, S.A. de C.V.; Construcciones y Cimentaciones de Tamauli-pas, S.A. de C.V., y ARB Inc.

• Gutiérrez de Velasco, S.A. de C.V.; Construcciones y Montajes Indus-triales del Sur, S.A. de C.V.; Inmobiliaria Río Medio, S.A. de C.V.; Cons-trucciones Santa Clara, S.A. de C.V.; Luna Rodríguez, S.A. de C.V.; Gru-po Constructo, S.A. de C.V.; Constructora Barragán Macías de Orizaba, S.A. de C.V.; ASF Pavimentos, S.A. de C.V.; Inmobiliaria Jamapa, S.A. de C.V.; Consorcio de Constructores Veracruzanos, S.A. de C.V., y Joa-quín Carvajal Palencia.

• Compañía Contratista Nacional, S.A. de C.V.

• Projects and Industrial Products, LLC; Constructora Mool, S.A. de C.V. y Ardica Construcciones, S.A. de C.V.

• Promotora e Inversora Adisa, S.A. de C.V. e Ingenieros Civiles Asocia-dos, S.A. de C.V.

• Ingeniería y Desarrollo Urbano, S.A. de C.V.; Escudero Construcciones, S.A. de C.V.; Grupo Industrial Rubio, S.A. de C.V.; Puentes y Construc-ciones, S.A., y Constructoras Ordóñez, S.A. de C.V.

• Constructora Industrial de Monclova, S.A. de C.V.; Minera Siderúrgica de Coahuila, S.A. de C.V.; Transportes Regulares y Especializados Ka-mar, S.A. de C.V., y Materiales La Gloria, S.A. de C.V.

• Construcciones e Instalaciones Modernas, S.A. de C.V.

Se efectuaron dos juntas de aclaraciones: 19 y 27 de junio de 2003, en las cuales se precisaron diversos aspectos técnicos y administrativos que los contratistas consideraron en la integración de sus propuestas, entre las que destacó la sustitución de varios planos del proyecto (anexo 7).

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El 22 de octubre de 2003, en la sala de juntas de la Gerencia de Licitaciones de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP), se levantó el acta de fallo de la licitación para adjudicar las obras y servicios del IPC 1 (anexo 8).

En el fallo correspondiente se declaró como licitante ganador a Tradeco In-fraestructura, S.A. de C.V., y Rager de Tabasco, S.A. de C.V., en asociación, por presentar la propuesta solvente cuyo precio fue el más bajo (anexo 9).

En consecuencia, el 19 de noviembre de 2003, Pemex y el licitante ganador celebraron el contrato de obra pública número PR-OP-L-043/03P en la mo-dalidad de precios unitarios por un monto de $379,043,141.90 (Trescientos setenta y nueve millones cuarenta y tres mil ciento cuarenta y un pesos 90/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado, con fechas de inicio de los trabajos del 8 de diciembre de 2003 y de conclusión del 30 de julio de 2005. El pago de los trabajos se efectuaría mediante estimaciones mensuales, con base en los precios unitarios pactados y las cantidades de obra realizadas.

El alcance de las obras y objeto del contrato incluía la construcción del camino de acceso y el acondicionamiento del sitio para la reconfiguración de la Refi-nería Lázaro Cárdenas (anexo 10).

Acondicionamiento del sitio

En cuanto al acondicionamiento del sitio para la reconfiguración de la refinería, se realizarían las siguientes actividades:

• Trazo y nivelación para la configuración de las áreas de proyecto, con-forme a la guía de ingeniería de detalle.

• Colocación de placas para medición de asentamientos.

• Limpieza, desmonte, despalme del área del proyecto y demolición de las instalaciones existentes de mampostería y concreto armado.

• Conformación de cortes y rellenos compactados, incluyendo taludes y bermas.

• Acondicionamiento del acceso a la puerta número 6 de la refinería.

• Camino perimetral de la banda hasta la zona de reconfiguración.

• Camino a paso nuevo del derecho de vía del sector de ductos, en el tramo interior de la refinería.

• Suministro y colocación de geomallas y geotextiles para reforzar la construcción de los terraplenes y taludes.

• Acabado final mediante la aplicación de bioesferas a los taludes.

• Construcción de explanadas asfaltadas para enviar el agua pluvial fue-ra de las plataformas.

• Instalación de drenes verticales y terraplenes de sobrecarga, con ma-terial dragado de río y bancos de arena.

El alcance de las obras y objeto del contrato incluía la construcción

del camino de acceso y el acondicionamiento del sitio para la

reconfiguración de la Refinería

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54

Camino de acceso

En lo que se refiere al camino de acceso, con una longitud de 5.4 km y capa-cidad para la circulación de vehículos ligeros y pesados, así como de auto-tanques con semirremolques (T3-S2-R4), se ejecutarían las siguientes activi-dades:

• Alineamientos horizontal y vertical, con base en el Manual de proyecto geométrico de carreteras.

• Diseño de puentes conforme a las especificaciones establecidas en el AASHTO LRFD Bridge Design Specifications, 1998.

• Terraplén en 95% del camino de acceso.

• Trazo y localización del eje del camino, y desmonte, limpieza y despal-me del área prevista para la construcción.

• Escariado en terreno firme y compactación de 30 cm de espesor en el terreno natural.

• Corte del terreno con maquinaria para alcanzar los niveles de subra-sante.

• Construcción de las bases reforzadas en zona pantanosa con base en geomallas y geotextiles, incluyendo los dispositivos para la medición y el control de asentamientos.

• Conformación y afine de taludes del cuerpo del terraplén.

• Canales y cunetas para drenar el agua pluvial, cunetas de sección triangular, de concreto y bordillo o guarnición.

• Alcantarillas de tubo de polietileno de alta densidad corrugado y su correspondiente estructura de concreto para proteger y estabilizar los terraplenes que la cubren.

• Cerca perimetral con postes de concreto y alambre de púas, incluyen-do puertas guardaganado en los cruces de caminos existentes.

• Base negra de 15 cm de espesor y carpeta asfáltica de 12 cm de gro-sor en el entronque con la autopista.

• Señalización y delimitación de carriles, así como señales verticales ba-jas, restrictivas e informativas a lo largo del camino.

• Puentes montados sobre pilotes, con estructura de elementos prefa-bricados.

Camino vecinal

En lo que respecta a la construcción del camino vecinal, se llevarían a cabo las siguientes actividades:

• Trazo y localización del eje del camino, así como limpieza y despalme del área prevista para su construcción.

• Escarificado y compactación de 30 cm de espesor en terreno natural y corte del terreno para alcanzar los niveles de subrasante.

kilómetros de longitud del camino de acceso, con capacidad para la

circulación de vehículos ligeros y pesados.

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• Construcción de una base negra de 15 cm de espesor y de carpeta asfáltica con un ancho promedio de 8 metros (m), incluyendo los acota-mientos de dos carriles, y superficie de rodamiento de 6.08 m de ancho desde el origen hasta el límite de la zona inundable.

• Canales y cunetas para drenar el agua pluvial, cunetas de sección triangular de concreto, alcantarillas de tubo de polietileno corrugado de alta densidad y su correspondiente estructura de concreto para pro-teger y estabilizar los terraplenes que la cubren.

• Señalización y delimitación de carriles, así como señales verticales ba-jas, restrictivas e informativas.

Contrato IPC 2Las obras y servicios del IPC 2 se contrataron mediante la licitación pública internacional número 18572039-007-03 (anexo 11).

En atención a las preguntas que los licitantes formularon en las siete juntas de aclaraciones que se llevaron a cabo, Pemex emitió varias notas aclaratorias para precisar aspectos técnicos y administrativos; sin embargo, esta situación provocó que se modificaran las fechas previstas originalmente para celebrar los actos de presentación de propuestas y apertura técnica, y de apertura económica (anexo 12).

Las bases fueron adquiridas por 12 empresas o asociaciones de empresas, de las cuales solamente las siguientes tres presentaron sus propuestas:

• Skanska México, S.A. de C.V.; Abengoa México, S.A. de C.V.; Gutsa Infraestructura, S.A. de C.V.; Skanska, S.A.; Telvent Energía y Medio Ambiente, S.A., y Abener Energía. S.A.

• ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V.

• Duro Felguera, S.A.

El 14 de septiembre de 2004 se celebró el acto de fallo en las instalaciones de la DCIDP, conforme al cual el contrato para el desarrollo de las obras y servicios relacionados con el IPC 2 se adjudicó a ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V., empresa licitante que resultó ganadora por presentar la propuesta solvente cuyo precio fue el más bajo (anexo 13).

En consecuencia, el 11 de octubre de 2004, Pemex y la contratista suscri-bieron el contrato de obra pública número PR-OP-L-022/04P sobre la base de precios mixtos, con importes de US$376,592,855.00 (Trescientos setenta y seis millones quinientos noventa y dos mil ochocientos cincuenta y cinco 00/100 dólares estadounidenses) en la parte de los trabajos a precio alzado y de $3,539,063,277.98 (Tres mil quinientos treinta y nueve millones sesenta y tres mil doscientos setenta y siete pesos 98/100 M.N.) en la parte de los tra-bajos a precios unitarios, más el Impuesto al Valor Agregado en ambos casos. Pemex pagaría dichos importes con base en las estimaciones de avances presentadas por el contratista (anexo 14).

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56

En el contrato se establecieron como fechas de inicio de los trabajos el 18 de octubre de 2004 y de terminación el 29 de abril de 2008.

En el alcance de las obras y servicios considerados en el contrato se incluye-ron el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento, así como la entrega de la documentación para las unidades de la planta de servicios auxiliares, la planta de tratamiento de aguas amargas y las obras de integración en la Refinería Lázaro Cárdenas.

Alcances generales

Para el desarrollo de las obras y servicios del IPC 2, en sus alcances genera-les se consideraron las siguientes acciones y actividades:

• Elaboración de análisis de peligro y operabilidad (Hazop) para la eje-cución de las obras relacionadas con la unidad.

• Cumplir con las recomendaciones, acciones y/o requerimiento de Pro-tección Ambiental de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Medio Ambiente y sus reglamentaciones y las normas y estándares aplicables.

• Desarrollo de toda la ingeniería de detalle y del Modelo electrónico tri-dimensional inteligente (METI) de la Unidad para su integración con las instalaciones de la Refinería Lázaro Cárdenas. La ingeniería de detalle debe incluir los ajustes a la ingeniería básica que sean resultado de la revisión del proceso que debe realizar el contratista para cumplir con las especificaciones del contrato.

• Suministro y puesta en sitio de todos los equipos de instalación permanen-te, de todos los materiales de instalación permanente, y de las refacciones necesarias para los preparativos, arranque y pruebas de comportamiento.

• Suministro de aditivos, aceites y lubricantes para equipos mecánicos y motores, necesarios para las puestas en operación de las unidades.

• Suministro de químicos y aditivos, tal como se especifica en la ingenie-ría básica, así como los químicos y aditivos que se requieran derivado del desarrollo de la ingeniería de detalle.

• Licencias para el uso de los derechos de propiedad industrial e intelec-tual, el uso de los derechos de patente y el uso de la información téc-nica de software y de tecnología para equipos especiales y equipos o sistemas relacionados con la operación comercial de instrumentación, equipos especiales y sistemas del paquete de proceso requeridos en las unidades y cuya tecnología y patente sean propiedad exclusiva del licenciante o tecnólogo.

• Construcción y montaje de las unidades y su integración.

• Automatización de las Unidades de proceso, empleando la instrumen-tación adecuada para la operación de los siguientes sistemas: SCD, ESD, Sistema de seguridad (fuego y gas), Sistema de comunicación y voceo, SCCTV, y sistemas ininterrumpibles de energía.

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• Inspección y pruebas a materiales y equipos de instalación permanen-te, así como supervisión de control de calidad durante el desarrollo de las obras de construcción.

• Pruebas y limpieza de equipos

• Trabajos previos a los preparativos, arranque y pruebas de comportamiento.

• Capacitación y/o entrenamiento al personal operativos de PR.

• Puesta en operación y pruebas de comportamiento.

• Elaboración de dibujos finales de construcción (planos AS Built)

• Elaboración de manuales de entrenamiento y operación.

• Emisión de Libros de documentos finales.

• Planeación, programación y control de los avances.

• Control detallado de todas las comunicaciones con Pemex Refinación generado durante el proyecto.

Planta de servicios auxiliares

El objetivo principal de la obra es generar los servicios auxiliares necesarios para la operación de las plantas de proceso así como para autoconsumo, con-siderando el Complemento de ingeniería básica y desarrollo de la ingeniería de detalle, procura y construcción de la Planta de servicios auxiliares, desta-cando lo correspondiente a: turbogenerador a contrapresión de 45 Mv (TG-3A), calderas de vapor de 250 t/h cada una (CB-6/7), Torre de enfriamiento de 10,000 GPM (CT-2003N), Unidad desmineralizadora de agua (UDA-300), Uni-dad de tratamiento de condensado aceitoso (MLA-02), unidad de tratamiento de condensado limpio (MLA-03), desaereadores (ED-305 A/B), el Paquete de aire de instrumentos/plantas, (PA-01) y el Edificio de turbogeneradores, cuyos aspectos más relevantes se resumen a continuación.

• Generación y el suministro de vapor de agua en los niveles de alta, media y baja presión a las distintas plantas de proceso, así como para autoconsumo como vapor motriz y de calentamiento en las turbinas, intercambiadores de calor y demás equipos propios del área de servi-cios auxiliares que así lo requieran.

• Producción, almacenamiento y suministro de agua desmineralizada para alimentación de calderas de servicios auxiliares, así como para alimentación de las calderas y calderetas de las plantas de proceso que así lo requieran.

• Captación, recuperación y tratamiento para su posterior reutilización de los condensados limpio y aceitoso generados en la propia Unidad así como de los provenientes de las otras Unidades de proceso.

• Torre de enfriamiento para servicios propios y equipo para desaerea-ción de agua de alimentación a calderas.

• Generación y suministro de energía eléctrica en nivel de 13.8 Kv para su-ministro a la red de distribución del proyecto y en 4.16 Kv para autocon-sumo en ventiladores, bombas y equipos periféricos del área de servi-cios auxiliares, así como suministro a la red de distribución del proyecto.

El objetivo principal de la obra es generar los servicios auxiliares

necesarios para la operación de las plantas de proceso así como para

autoconsumo

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Planta de tratamiento de aguas amargas número 3

Esta planta, conformada por cuatro trenes de 10 Mbpd (U-60000, U-65000, U-70000 y U-75000), tuvo por objeto realizar la eliminación de ácido sulfhídri-co (H2S), fenoles (C6H6OH), ácido cianhídrico (HCN), mercaptanos (RSH) y amoniaco (NH3) por medio de un proceso de desorción con vapor de agua en condiciones moderadas de presión y temperatura Mediante la realización de lo siguiente:

• El tratamiento de las corrientes tributarias de agua amarga provenien-tes de las plantas nuevas combinada “U-10000”, Hidrodesulfuradora de gasóleos “U-11000”, de coquización retardada “U31000”, regene-radora de DEA (dietanolamina pobre o dietanolamina regenerada) “U-50000”, Hidrodesulfuradora de naftas de coquización “U-18000”, azu-fre “U-23000” y de la planta de hidrógeno “U-20000”, del proyecto de reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

Obras de integración

El objetivo de las obras de integración consistió en implementar la infraestruc-tura requerida para interrelacionar las Unidades de proceso con otras áreas in-dispensables para la operación global, eficiente y segura de la refinería, como:

• La Planta de tratamiento primario de efluentes.

• Las torres de enfriamiento (CT-2000N coquizadora, combinada, HDS diesel, azufre, HDSG, HDSNC, aguas amargas, H2. CT-2001N catalíti-ca, combinada, azufre).

• Las descargaderas de TAME.

• El sistema de desfogues y quemadores.

• Las tuberías de proceso y servicio, que incluyen marcos (racks) y puentes.

• Los sistemas de telecomunicaciones.

• Las subestaciones eléctricas (de enlace con la CFE y de distribución).

• Los sistemas de control y telemedición.

• Los equipos mecánico/eléctrico/tuberías para casas de bombas.

• Los tanques de almacenamiento nuevos.

• Las edificaciones: laboratorio, subestaciones eléctricas, almacén de productos químicos, cuarto de control centralizado, central contra incendios, bodega de equipo de seguridad, edificios de supervisión (dos), cinco casas de bombas nuevas, ampliación de cuatro casas de bombas existentes, urbanización, vías de ferrocarril, calles, barda peri-metral, sistemas de drenajes e instalaciones subterráneas.

• Las subestaciones eléctricas: subestación de enlace con la CFE, cua-tro subestaciones principales y cuatro secundarias.

El objetivo de las obras de integración consistió en

implementar la infraestructura requerida para interrelacionar las

Unidades de proceso con otras áreas indispensables

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Contrato IPC 3El 21 de octubre de 2003 Pemex emitió la convocatoria de la licitación pública internacional número 18572039-011-03 para la contratación de las obras y servicios del IPC 3 (anexo 15).

A partir de las aclaraciones y precisiones realizadas durante las dos juntas de aclaraciones que tuvieron lugar, se generaron cambios en las característi-cas y condiciones de los trabajos por contratar. En virtud de lo anterior y con objeto de permitir que los licitantes atendieran los cambios requeridos en sus propuestas, se ampliaron tanto los plazos para la presentación de propuestas como para su apertura (anexo 16).

Las bases de licitación fueron adquiridas por 13 empresas o asociaciones de empresas, y de éstas solamente las siguientes presentaron sus propuestas:

• SnamProgetti, S.PA-Italia; Obras Portuarias de Coatzacoalcos, S.A. de C.V., y Spisa Ingeniería, S.A. de C.V.

• Técnicas Reunidas, S.A.; Constructora Norberto Odebrecht, S.A., y Río San Juan Construcciones, S.A. de C.V.

• Technip y Technip France.

• Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V., y Dragados Industriales, S.A.

Con fecha 22 de septiembre de 2004, la Gerencia de Licitaciones de la DCIDP dio a conocer el fallo a favor de la asociación de Dragados Proyectos Indus-triales de México, S.A. de C.V., y Dragados Industriales, S.A., para el desarro-llo de las obras y servicios del IPC 3 por presentar la propuesta solvente cuyo precio fue el más bajo (anexo 17).

En consecuencia, el 22 de octubre de 2004, la asociación de empresas ga-nadora firmó el contrato de obra pública número PR-OP-L-025/04P por un importe de US$534,083, 026.00 (Quinientos treinta y cuatro millones ochenta y tres mil veintiséis 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado, en la modalidad de precio alzado (anexo 18).

Se estableció un plazo de 1,128 días para llevar a cabo los trabajos contrata-dos, con fechas de inicio del 25 de octubre de 2004 y de conclusión del 26 de noviembre de 2007.

En los alcances generales del contrato IPC 3 se incluyó el desarrollo de la inge-niería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capa-citación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento, así como la entrega de la documentación de las plantas combinada, Hidrodesul-furadora de diesel y catalítica FCC número 2 en la Refinería Lázaro Cárdenas.

Alcances generales


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• Elaboración de análisis de peligro y operabilidad (Hazop) para la eje-cución de las obras relacionadas con la unidad.

• Cumplir con las recomendaciones, acciones y/o requerimiento de pro-tección ambiental de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Medio Ambiente y sus reglamentaciones y las normas y estándares aplicables.

• Desarrollo de toda la Ingeniería de Detalle y del Modelo Electrónico Tri-dimensional Inteligente (METI) de la Unidad para su integración con las instalaciones de la Refinería Lázaro Cárdenas. La ingeniería de detalle debe incluir los ajustes a la ingeniería básica que sean resultado de la revisión del proceso que debe realizar el contratista para cumplir con las especificaciones del contrato.

• Suministro y puesta en sitio de todos los equipos de instalación per-manente, de todos los materiales de instalación permanente, y de las refacciones necesarias para los preparativos, arranque y pruebas de comportamiento.





• Automatización de las Unidades de Proceso, empleando la instrumen-tación adecuada para la operación de los siguientes sistemas: SCD, ESD, Sistema de seguridad (fuego y gas), Sistema de comunicación y voceo, SCCTV, y sistemas ininterrumpibles de energía.



• Trabajos previos a los preparativos, arranque y pruebas de comporta-miento.


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Planta combinada

Esta unidad de proceso se encargaría de realizar la separación física (tanto atmosférica como al vacío) de petróleo crudo 100% Maya para la obtención de destilados, como gas húmedo, gasolina inestabilizada, turbosina, querosina, diesel primario, gasóleo pesado atmosférico (GOPA), gasóleo ligero de vacío (GOLV), gasóleo pesado de vacío (GOPV) y residuo de vacío, con una capa-cidad normal de 150,000 bpd.

Dicha unidad se integraría con las siguientes secciones:

• Destilación atmosférica.

• Destilación al vacío.

• Enfriamiento de residuo.

• Preparación de combustóleo.

Planta hidrodesulfuradora de diesel

Con esta unidad se realizaría el proceso de hidrogenación catalítica mediante el cual se eliminan los compuestos de azufre, monóxido de carbono y nitróge-no contenidos en el diesel primario, el gasóleo ligero de coquización y el aceite cíclico ligero (ACL) y, como resultado, se obtiene diesel con bajo contenido de azufre (0.05%).

La unidad se diseñó para procesar 34 miles de barriles estándar de petróleo diario (Mbspd) de una mezcla de diesel con 48.96% de volumen, ACL con 3.12% de volumen y gasóleo ligero con 47.92% de volumen, y se integró con las secciones de reacción, lavado con DEA, compresión y recirculación de gas, agotamiento y regeneración de amina.

Planta catalítica FCC número 2

El objetivo de esta planta consistió en maximizar la producción de pentano plus, gasolinas y olefinas de propano y butano, para lo cual procesaría como carga 42 Mbspd de operación de gasóleos atmosférico y de vacío provenien-tes de la unidad combinada 100% Maya y gasóleo pesado de la unidad de coquización retardada, preferentemente después de habérseles eliminado los compuestos de azufre en la planta hidrodesulfuradora de gasóleos, con el propósito de otorgar mayor valor agregado a los productos por su menor con-tenido de azufre.

La planta combinada se encargaría de realizar la separación física

(tanto atmosférica como al vacío) de petróleo crudo 100% Maya para

la obtención de destilados.

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Contrato IPC 4El 30 de diciembre de 2003, mediante la convocatoria de la licitación pública internacional número 18572039-015-03, Pemex realizó el proceso de contrata-ción de las obras y servicios para el desarrollo del IPC 4 (anexo 19).

De igual manera que en los concursos anteriores, en las dos juntas de aclara-ciones celebradas para el efecto se realizaron varias precisiones y adiciones a las condiciones o especificaciones del proyecto, por lo que fue necesario re-programar para el último bimestre de 2004 las fechas previstas originalmente para la presentación de propuestas y apertura de ofertas (anexo 20).

En este procedimiento licitatorio se inscribieron ocho empresas o asociaciones de empresas, de las cuales solamente las tres siguientes presentaron pro-puestas durante el acto que se celebró el 8 de noviembre de 2004:

• Snamprogetti, S.PA-Italia; Obras Portuarias de Coatzacoalcos, S.A. de C.V., y Spisa Ingeniería, S.A. de C.V.


• Samsung Engineering, Co. Ltd., y Gutsa Infraestructura, S.A. de C.V.

En el fallo emitido el 5 de enero de 2005, Pemex determinó como licitante ganador a las empresas asociadas Técnicas Reunidas, S.A.; Constructora Norberto Odebrecht, S.A., y Río San Juan Construcciones, S.A. de C.V., por presentar la propuesta solvente cuyo precio fue el más bajo (anexo 21).

En consecuencia, el 4 de febrero de 2005 representantes de Pemex y Mina-Tri-co, S. de R.L. de C.V. en su carácter de contratista, y Técnicas Reunidas, S.A.; Constructora Norberto Odebrecht, S.A., y Río San Juan Construcciones, S.A. de C.V., en su carácter de obligados solidarios, firmaron el contrato de obra pública número PR-OP-L-002/05P por un monto de US$317,000,000.00 (Tres-cientos diecisiete millones 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado, en la modalidad de precio alzado. El plazo de ejecución de los trabajos se fijó del 8 de febrero de 2005 al 7 de enero de 2008 (anexo 22).

En los alcances de los trabajos objeto del contrato se incluyó el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, prue-bas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de compor-tamiento, así como la entrega de la documentación para las unidades de las plantas hidrodesulfuradora de gasóleos, de hidrógeno y recuperadora de azu-fre; esta última incluye las secciones Claus y de tratamiento de gas de cola.

Alcances generales


• Elaboración de Hazop para la ejecución de las obras relacionadas con la unidad.

empresas, o asociaciones de empresas, se inscribieron en este procedimiento licitatorio

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• Cumplir con las recomendaciones, acciones, y/o requerimiento de Pro-tección ambiental de la SEMARNAT, la Ley General del Equilibrio Eco-lógico y la Protección al Medio Ambiente y sus reglamentaciones y las normas y estándares aplicables,

• Desarrollo de toda la ingeniería de detalle y del METI de la Unidad para su integración con las instalaciones de la Refinería General Lázaro Cár-denas. La ingeniería de detalle debe incluir los ajustes a la ingeniería básica que sean resultado de la revisión del proceso que debe realizar el contratista para cumplir con las especificaciones del contrato.






• Automatización de las Unidades de Proceso, empleando la instrumen-tación adecuada para la operación de los siguientes sistemas: SCD, ESD, Sistema de seguridad (fuego y gas), Sistema de comunicación y voceo, SCCTV, y sistemas ininterrumpibles de energía.



• Trabajos previos a los preparativos, arranque y pruebas de comporta-miento.








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Planta hidrodesulfuradora de gasóleos

En esta planta se realizaría el tratamiento de los gasóleos amargos producidos en las unidades primaria número 5 y preparatorias de carga 2 y 3 existentes en la refinería y los gasóleos provenientes de las nuevas unidades combinada 100% Maya (U-10000) y de las plantas de coquización retardada y de gas asociada (U-31000) con base en un proceso de hidrogenación catalítica para reducir la concentración de compuestos de azufre, nitrógeno y metales pesados, con el fin de obtener gasóleos con bajo contenido de azufre (1,500 ppm en peso máximo).

La unidad hidrodesulfuradora de gasóleos (U-11000) se integraría con las si-guientes secciones:

• Reacción, fraccionamiento y compresión de hidrógeno de repuesto.

• Sistema de amina.

Planta de hidrógeno

Con esta unidad se produciría hidrógeno con una pureza de 99.9% mediante el proceso de desulfuración, reformación y conversión de gas natural con va-por de agua.

El hidrógeno obtenido se purifica en una unidad Pressure Swing Absorption (PSA) y es utilizado en las unidades hidrodesulfuradoras de gasóleos diesel y naftas de coquización, y el de la sección de Huels, en las unidades de alquila-ción. La capacidad nominal de la planta se estimó en 48 MMp2/d.

Las secciones de proceso que componen esta planta son:

• Desulfurización de la carga de gas natural.

• Reformación del gas natural con vapor de agua.

• Conversión del CO a CO2 e hidrógeno.

• Paquete de purificación de hidrógeno.

• Recuperación de calor de desecho.

• Integración de la planta por dos trenes en la sección de reformación con la flexibilidad de operar cada uno a 50% de su propia capacidad de diseño.

• Operación conforme al principio de adsorción a presión cambiante (Pres-sure Swing Absorption) en la sección de recuperación y purificación de hidrógeno, con el propósito de que, en caso de falla, pueda continuar operando y dejar fuera de servicio la cama en que ocurriera la falla.

Planta de recuperación de azufre

Con esta planta, que incluye las secciones Claus y de tratamiento de gas de cola, se generaría un total de 600 toneladas métricas estándar por día de azufre líquido con una pureza de 99.9% a partir de la combustión, reacción y desgasificación de las corrientes de gas ácido provenientes de las unidades regeneradora de amina, catalítica FCC número 2, hidrodesulfuradora de diesel, así como del gas amonia-cal de las unidades de aguas amargas y de la planta catalítica FCC número 2.

de pureza del hidrógeno produciría la planta de hidrógeno, mediante el

proceso de desulfuración, reformación y conversión de

gas natural con vapor de agua.

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El proceso se basaría en la reacción Claus, en el cual los gases ácidos reaccio-nan con aire en una cámara de combustión y el H2S se convierte en gas SO2; posteriormente, este gas pasa a los reactores Claus para convertirse en azufre.

La unidad en su conjunto estaría integrada por:

• Cuatro trenes de procesamiento con una capacidad de producción de 150 td de azufre líquido por cada tren.

• La sección de reacción Claus de cuatro trenes.

• Dos tanques de balance para recibir las corrientes de gas ácido a la entrada de la planta.

• Dos tanques de balance para recibir las corrientes de gas ácido amo-niacal, incluidas todas las instalaciones necesarias para distribuirlas a cada uno de los cuatro trenes.

• Los paquetes de tratamiento del gas de cola LTGT (dos paquetes).

• La sección de regeneración de amina para cada paquete LTGT.

• Los paquetes de desgasificación de azufre “AQUISULF” (cuatro pa-quetes, uno por cada tren Claus).

• Los incineradores (dos unidades), chimeneas de venteo (dos unida-des) y un quemador elevado.

Contrato IPC 5El 25 de noviembre de 2003 Pemex inició el procedimiento licitatorio con la emisión de la convocatoria de la licitación pública internacional a precio alza-do número 18572039-012-03, con la finalidad de realizar la contratación de las obras y servicios para el desarrollo del IPC 5 (anexo 23).

Las fechas para celebrar los actos tanto de presentación de las propuestas y apertura técnica como de la apertura económica se difirieron casi seis meses respecto de las consideradas originalmente, debido a las aclaraciones, modi-ficaciones y adiciones efectuadas a las especificaciones técnicas y adminis-trativas del proyecto que surgieron durante las cuatro juntas de aclaraciones realizadas para el efecto (anexo 24).

En la etapa de presentación de propuestas y apertura técnica del procedi-miento licitatorio se registraron cuatro licitantes:


• ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V.

• SK Engineering & Construction Co., Ltd.

• Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.; Dragados Industrial, S.A.; Mantenimiento y Montajes Industriales, S.A., y Control y Montajes Industriales CYMI, S.A.

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En el procedimiento licitatorio solamente se evaluó una propuesta económica sol-vente, correspondiente al licitante en asociación Técnicas Reunidas, S.A.; Construc-tora Norberto Odebrecht, S.A., y Río San Juan Construcciones, S.A. de C.V., que fue declarado licitante ganador en el fallo emitido el 3 de enero de 2005 (anexo 25).

En consecuencia, el 31 de enero de 2005 Pemex y Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V. en su carácter de contratista, y Técnicas Reunidas, S.A.; Cons-tructora Norberto Odebrecht, S.A., y Río San Juan Construcciones, S.A. de C.V., en su carácter de obligados solidarios, formalizaron el contrato de obra pública número PR-OP-L-001/05P por un monto de UA$317,900,000.00 (Tres-cientos diecisiete millones novecientos mil 00/100 dólares estadounidenses ), más el Impuesto al Valor Agregado (anexo 26).

Para el desarrollo de las obras y servicios, en el contrato se estipuló que los trabajos se efectuarían en el periodo comprendido del 1 de febrero de 2005 al 4 de marzo de 2008.

Las obras y servicios contratados incluirían el desarrollo de la ingeniería de deta-lle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, prepa-rativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento, así como la entrega de la documentación para las unidades de las plantas de coquización retardada y de gas asociada, regeneradora de amina e hidrodesulfuradora de naftas de coquización del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

Alcances generales




• Desarrollo de toda la ingeniería de detalle y del METI de la Unidad para su integración con las instalaciones de la Refinería General Lázaro Cár-denas”. La ingeniería de detalle debe incluir los ajustes a la ingeniería básica que sean resultado de la revisión del proceso que debe realizar el contratista para cumplir con las especificaciones del contrato.

• Suministro y puesta en sitio de todos los equipos de instalación permanen-te, de todos los materiales de instalación permanente, y de las refacciones necesarias para los preparativos, arranque y pruebas de comportamiento.



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• Pruebas y limpieza de equipos.









Plantas de coquización retardada y de gas asociada

En esta unidad de proceso se fraccionarían mediante craqueo térmico los resi-duos de vacío “fondos de barril” para obtener productos de mayor valor agre-gado, como butano-butileno, nafta de coquización, gasóleos ligero y pesado y coque, con una capacidad de operación nominal estimada de 55,797 bd .

El proceso utilizado para el manejo del residuo se realiza con la tecnología SYDEC (The Selective Yield Delayed Coking), licenciada por Foster Wheeler USA Corporation (FWUSA); proceso que se lleva a cabo a baja presión y recir-culación y en el que se obtiene la máxima producción de líquidos.

La planta de coquización retardada estaría integrada por las siguientes secciones:

• Fraccionamiento, hornos y tambores de coque.

• Sección de Blowdown.

• Generación de vapor.

• Agua para decoquizado.

Se fraccionarían los residuos de vacío “fondos de barril” para

obtener productos de mayor valor agregado, como butano-butileno,

nafta de coquización, gasóleos ligero y pesado y coque.

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• Precalentamiento de carga.

• Acondicionamiento de productos.

• Manejo de lodos e inyección de químicos.

Por su parte, la planta de gas asociada estaría compuesta por las siguientes secciones:

• Compresión.

• Depropanizado.

• Absorbedor “esponja”.

• Debutarizado.

• Endulzamiento del gas y de butanos.

• Tratamiento de butanos (paquete que se tendría que adquirir).

Planta regeneradora de amina

En esta unidad de proceso se regeneraría la amina rica en contenido de azufre uti-lizada en el endulzamiento de los gases butano-butileno proveniente de la unidad de coquización retardada y de la planta de gas asociada, separando el gas ácido para poder reutilizar la solución de amina. Su capacidad sería de 51,420 Bpd.

En la unidad de coquización retardada se utilizaría el tratamiento conocido con el nombre de proceso Girbotol, que se aplica comúnmente para el en-dulzamiento; es decir, para eliminar el ácido sulfhídrico (H2S) y el dióxido de carbono (CO2) de corrientes contaminadas con dichos gases.

El proceso consiste en poner en contacto el fluido contaminado a contraco-rriente con una solución de DEA (dietanolamina pobre o dietanolamina rege-nerada). La DEA que absorbe los gases se denomina DEA rica.

La unidad de coquización retardada entregaría en L.B. la DEA rica (después del proceso de absorción), donde esta corriente alimentaría a la planta rege-neradora de DEA; asimismo, se recibiría la DEA pobre en L.B. de la unidad de coquización retardada.

El proceso de regeneración de la DEA se efectuaría en una planta indepen-diente; en este caso, en la unidad regeneradora de amina.

Planta hidrodesulfuradora de naftas de coquización

En esta unidad (“U-12000”) se eliminarían los compuestos indeseables pre-sentes en la carga de naftas proveniente de la unidad de coquización retar-dada, principalmente diolefinas, sílice, olefinas, azufre y nitrógeno, mediante procesos de hidrogenación catalítica, separación y tratamiento para obtener como productos principales una corriente de nafta ligera, constituida básica-mente por pentanos y hexanos, que se enviaría como carga a la planta isome-rizadora de pentanos-hexanos.

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La unidad hidrodesulfuradora de naftas de coquización “U-12000” se diseñó para procesar 7.4 Mbspd de una corriente de nafta proveniente de la unidad de coquización retardada “U-31000”, o de almacenamiento, y contaría con un tanque de balance y con las instalaciones necesarias para recibir dicha corriente.

La planta se integraría con las secciones de reacción, fraccionamiento y rege-neración de amina.

Contrato IPC 6El 30 de diciembre de 2003 se publicó en el Diario Oficial de la Federa-ción la convocatoria para celebrar la licitación pública internacional número 18572039-016-03, con lo que se dio inicio al procedimiento de contratación de las obras y servicios del IPC 6 (anexo 27).

Las fechas para los actos de la presentación de las propuestas y apertura técnica, así como de la apertura económica, se difirieron casi seis meses respecto de las que se consideraron originalmente, debido a las aclaracio-nes, modificaciones y adiciones realizadas a las especificaciones técnicas y administrativas del proyecto que surgieron en las dos juntas de aclaraciones celebradas (anexo 28).

En total se inscribieron 21 empresas interesadas en participar el procedimien-to licitatorio:

• Técnicas Reunidas, S.A.; Constructora Norberto Odebrecht, S.A., y Swecomex, S.A. de C.V.

• Inelectra, S.A.C.A., y Gutsa Infraestructura, S.A. de C.V.

• Snamprogetti, S.PA; Obras Portuarias de Coatzacoalcos, S.A. de C.V., y Spisa Ingeniería, S.A. de C.V.

• Samsung Engineering Co., Ltd.

• Samsung Ingeniería y Construcción, S.A. de C.V.

• SK Engineering & Construction Co., Ltd.

• ICA Fluor Daniel, S. de RL de C.V.

• Emerson Process Management, S.A. de C.V.

• Siemens, S.A. de C.V.

• Honeywell, S.A. de C.V.

• Earth Tech México, S.A. de C.V.

• Flowserve, S.A. de C.V.

• Bombas Internacionales Mexicanas, S.A. de C.V.

• Constructora Bay de México, S.A. de C.V.

• Invensys Systems México, S.A.

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• Ingersoll-Rand, S.A. de C.V.

• Prolec Ge, S. de R.L. de C.V.

• Industrias John Crane de México, S.A. de C.V.

• Conductores Monterrey, S.A. de C.V.

• Smar México, S.A. de C.V.

• Integración de Aplicaciones y Servicios, S.A. de C.V.

No obstante, en el acto de presentación de propuestas únicamente las cuatro primeras empresas entregaron sus propuestas, las cuales fueron sujetas a una evaluación técnico-económica.

En el fallo emitido el 12 de enero de 2005 Pemex determinó que el licitante ga-nador fue Samsung Engineering Co., Ltd., por presentar la propuesta solvente cuyo precio fue el más bajo (anexo 29).

El 11 de febrero de 2005 se adjudicó a Samsung Engineering Co., Ltd, el con-trato de obra pública No. PR-OP-L-003/05P por un importe de US$154,059, 694.00 (Ciento cincuenta y cuatro millones cincuenta y nueve mil seiscientos noventa y cuatro 00/100 dólares estadounidenses), más el IVA (anexo 30).

Para el desarrollo de las obras y servicios contratados se estableció un plazo de 1,002 días, con fechas de inicio el 14 de febrero de 2005 y de conclusión el 13 de noviembre de 2007.

En el contrato se establecieron los trabajos que ejecutaría el contratista, in-cluido el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento, así como la entrega de la documentación para dos plantas de alquilación, las cuales incluyen cada una las secciones de hidrogenación selectiva (Huels) y de alquilación (HF Alkylation).

Plantas de alquilación (dos)

Estas Unidades de proceso comprenderían las secciones de Huels y de HF Alkylation, donde las olefinas son hidrogenadas y mezcladas posteriormente con el isobutano para que, mediante una reacción catalítica con ácido fluorhí-drico (HF), se obtenga alquilado producto, el cual se utiliza para la elaboración de gasolinas de alto octano.

La capacidad de las unidades contratadas se estimó en 13.4 Mbpd de alqui-lado producto cada una.

El proceso de (Huels), del licenciador UOP LLC, consiste en la isomerización de buteno-1 a buteno-2 y la hidrogenación de diolefinas para saturarlas par-cialmente y convertirlas en monolefinas.

La reacción se lleva a cabo en reactores de cama fija con recirculación conti-nua en condiciones moderadas de presión y temperatura con el fin de obtener gasolinas de alto octanaje.

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Los trabajos y servicios a ejecutar por la contratista para la realización de las obras relacionadas con las unidades U-18000 A/B y U-19000 A/B incluirían en forma no limitativa los siguientes alcances.

Alcances generales



• Desarrollo de toda la ingeniería de detalle y del METI de la Unidad para su integración con las instalaciones de la Refinería General Lázaro Cár-denas. La ingeniería de detalle debe incluir los ajustes a la ingeniería básica que sean resultado de la revisión del proceso que debe realizar el contratista para cumplir con las especificaciones del contrato.












La ingeniería de detalle debe incluir los ajustes a la ingeniería básica que sean resultado de la revisión del proceso que debe realizar el contratista para cumplir con las

especificaciones del contrato.

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Licitación y adjudicación del contrato para el hidrogenoducto

En 2009, al Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se adicionó el requerimiento para la construcción de un HD desde el Complejo La Cangrejera hasta esa refinería. Para ello, el 12 de mayo de 2009 Pemex inició el procedimiento de licitación pública internacional número 18572039-004-09 en la modalidad de precios mixtos (anexo 31).

Para esta licitación se celebraron ocho juntas de aclaraciones con el propósito de realizar precisiones y adecuaciones a las especificaciones, de acuerdo con las preguntas formuladas por los participantes (anexo 32).

En el procedimiento licitatorio participaron seis concursantes, de los cuales los siguientes cuatro presentaron propuestas:

• Líneas de Producción, S.A. de C.V., y Constructora Everest, S.A. de C.V.

• Grupo de Construcciones Alemán, S.A. de C.V.; Constructora Tauride, S.A. de C.V., y AC Special Directional de Hidalgo, S.A. de C.V.

• ARB Arendal, S. de R.L. de C.V.

• Proyectos y Desarrollos de Infraestructura, S.A.P.I. de C.V.; Gutsa In-fraestructura, S.A. de C.V., y Constructora Marusa, S.A. de C.V.

En el fallo emitido el 18 de agosto de 2009 por la Gerencia de Concursos y Contratos de la DCIDP determinó que la empresa que ofertó la propuesta sol-vente cuyo precio fue el más bajo fue Proyectos y Desarrollos de Infraestructu-ra, S.A.P.I. de C.V.; Gutsa Infraestructura, S.A. de C.V., y Constructora Marusa, S.A. de C.V (anexo 33).

En consecuencia, el 11 de septiembre de ese año, Pemex y el licitante ganador formalizaron el contrato de obra pública número ROPL03309P por un monto de $246,166,513.76 (Doscientos cuarenta y seis millones ciento sesenta y seis mil qui-nientos trece pesos 76/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado (anexo 34).

De ese importe, $187,387,332.02 (Ciento ochenta y siete millones trescientos ochenta y siete mil trescientos veintidós pesos 02/100 M.N.) corresponde-rían a los trabajos que se desarrollarían sobre la base de precios unitarios y $58,779,181.74 (Cincuenta y ocho millones setecientos setenta y nueve mil ciento ochenta y un pesos 74/100 M.N.) sobre la base de precio alzado, más el Impuesto al Valor Agregado en ambos casos.

En 2009, al Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se adicionó el

requerimiento para la construcción de un HD desde el Complejo La Cangrejera hasta esa refinería.

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Para el desarrollo de las obras y servicios contratados se estableció un plazo de ejecución de 320 días, con fechas de inicio el 14 de septiembre de 2009 y de conclusión el 30 de julio de 2010.

En el alcance del contrato se consideraron la elaboración de la ingeniería com-plementaria, procura de equipos y materiales, construcción, preparativos de arranque y puesta en servicio del HD de 10” de diámetro por 25.4 km de lon-gitud del Complejo La Cangrejera a la Refinería Lázaro Cárdenas.

Precios unitarios

Los trabajos sobre la base de precios unitarios comprenderían las siguientes actividades:

• Interconexión y tubería dentro del Complejo Petroquímico La Cangrejera.

• Línea regular.

• Instalaciones superficiales.

• Topografía y obras especiales.

• Permisos y licencias.

• Protección catódica y monitoreo de corrosión interior.

Precio alzado

En cuanto a los trabajos sobre la base de precio alzado, se ejecutarían las siguientes actividades:

• Filtrado, medición, calidad de producto y regulación.

• Edificaciones y obra civil.

• Telecomunicaciones.

• Seguridad industrial.

• Sistemas de control.

• Suministro eléctrico.

• Análisis de esfuerzos y flexibilidad

Licitación y adjudicación de contratos GEPLos contratos para la Gerencia Externa de Proyectos (GEP) considerados den-tro de la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas tuvieron por objetivo apoyar a la residencia de obra en las tareas de supervisión de los IPC. Para ello, Pemex realizó los procesos de licitación de estos contratos sobre la base de precios unitarios y tiempo determinado, como se muestra en el cuadro 23.

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Cuadro 23. Procedimientos de licitación y fallo de los contratos GEP

GEP N° de licitación Fechas

C V J P A F

1 18572039-005-03 12/08/03 20/08/03 30/09/03 14/10/03 03/10/03 24/10/03

2 18572039-010-03 14/10/03 21/10/03 24/10/03 08/01/04* 30/01/04* 26/02/04

3 18572039-013-03 02/12/03 18/12/03 30/12/03 31/05/04* 25/06/04* 14/07/04

4 18572039-002-04 24/02/04 03/03/04 09/03/04 17/06/04* 07/07/04* 23/07/04

5 18572039-014-03 23/12/03 15/01/04 20/01/04 03/06/04* 02/07/04* 20/07/04

6 18572039-001-04 24/02/04 03/03/04 09/03/04 21/06/04* 16/07/04* 12/08/04

Fuente: Convocatorias de licitación publicadas en el Diario Oficial de la Federación.

C: Convocatoria.V: Visita al sitio.J: Junta de aclaraciones.P: Presentación de propuestas.

En términos generales, los objetivos y alcances de los seis contratos de GEP fueron similares:

• Participar en la evaluación técnica y económica de las propuestas de los licitantes del contrato IPC, de acuerdo con lo establecido en las bases de licitación, la LOPSRM y el RLOPSRM.

• Presentar a PR los resultados de la evaluación técnica y económica.

• Revisar y supervisar la ingeniería de detalle complementaria.

• Supervisar la fase de procura de los suministros.

• Supervisar la construcción de las obras.

• Supervisar la capacitación del personal operativo de PR, así como los pre-parativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento de las obras.

• Supervisar el control del proyecto de acuerdo con el anexo AP.

• Supervisar el sistema de calidad.

• Supervisar la entrega en tiempo y forma de los permisos y licencias.

• Vigilar y verificar garantías y seguros.

• Control de la bitácora de obra.

• Supervisar el cumplimiento de la seguridad industrial, salud ocupacio-nal y protección ambiental.

• Coordinar y documentar las reuniones de trabajo y dar seguimiento a los acuerdos y compromisos.

A: Apertura económica.F: Fallo.* Fechas modificadas por juntas de aclaraciones.

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• Supervisar y controlar las estimaciones del contrato IPC.

• Contar con un departamento de control de documentos para archivar, administrar, controlar y difundir los documentos.

• Detectar, analizar y documentar desviaciones respecto del cumplimien-to de especificaciones.

• Analizar y documentar reclamos y solicitudes del contratista.

• Revisar las solicitudes del contratista para realizar modificaciones en plazo o monto del contrato.

• Verificar y elaborar el acta de recepción de los trabajos.

• Elaborar el acta de finiq uito y efectuar el cierre del contrato IPC.

• Supervisar el periodo de garantía del contrato.

En caso del GEP 2, se efectuaron actividades de coordinación específicas del pro-yecto integral de la reconfiguración con las GEP 3, 4, 5 y 6, conforme el cuadro 24.

Cuadro 24. Actividades de coordinación de la GEP 2

Número Actividad

1 Coordinación del Programa del proyecto integral.

2 Control de documentos del Proyecto integral.

3 Coordinación de las redes de cómputo, Telecomunicaciones y sistemas de información

4 Supervisión del desarrollo de la ingeniería y procura de instrumentación y control del Proyecto integral.

Fuente: Pemex. Términos de Referencia del GEP 2.

Contrato GEP 1El 12 de agosto de 2003 se emitió la convocatoria de la licitación pública internacio-nal número 18572039-005-03 para la contratación de la empresa que se encarga-ría de los servicios profesionales de supervisión del IPC 1, relativo al camino de ac-ceso y acondicionamiento del sitio para la reconfiguración de la refinería (anexo 35).

El 24 de octubre de 2003 se levantó en la sala de juntas de la Gerencia de Licitaciones de la DCIDP el acta de fallo de la licitación pública para adjudicar los servicios de supervisión externa GEP 1 (anexo 36).

De acuerdo con el fallo emitido, el licitante ganador fue Societé Generale de Surveillance de México, S.A. de C.V.; Urba Ingeniería, S.A. de C.V., y SGS Qualitest, S.A. de C.V., en asociación, por haber presentado la propuesta eco-nómica solvente más baja.

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El 12 de noviembre de 2003 se formalizó con el licitante ganador el contrato de servicios a precios unitarios y tiempo determinado número PR-SO-L-044/03P por un importe de $20, 297,641.72 (Veinte millones doscientos noventa y siete mil seiscientos cuarenta y un pesos 72/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado, que Pemex pagaría de acuerdo con las estimaciones presentadas mensualmente por el contratista (anexo 37).

Las fechas de inicio y terminación de los servicios se establecieron en el con-trato del 24 de noviembre de 2003 al 12 de noviembre de 2005.

Contrato GEP 2El 14 de octubre de 2003 se emitió la convocatoria de la licitación pública in-ternacional número 18572039-010-03 para la contratación de la empresa que se encargaría de los servicios profesionales de supervisión del IPC 2 corres-pondiente a la planta de servicios auxiliares, planta de tratamiento de aguas amargas, obras de integración y actividades de coordinación especificas del proyecto integral de la reconfiguración de la refinería (anexo 38).

Con fecha 26 de febrero de 2004, la Gerencia de Licitaciones de la DCIDP emitió el fallo de la licitación para adjudicar los servicios de supervisión ex-terna GEP 2 a Consultoría Integral en Ingeniería S.A. de C. V.; Y. y A. Yanes y Asociados Estudios y Proyectos, C.A., y Lockwood Greene de México, S.A. de C.V., en asociación, como el licitante ganador, en virtud de que su propuesta económica resultó la más solvente, con el importe más bajo (anexo 39).

El 25 de marzo de 2004 Pemex y el licitante ganador suscribieron el contrato de ser-vicios a precios unitarios y tiempo determinado No. PR-SO-L-005/04P (anexo 40).

En el contrato se establecieron como fechas de inicio y de conclusión de los servicios el 3 de mayo de 2004 y el 28 de octubre de 2008.

El importe total de los servicios contratados fue de $149, 880,539.15 (Ciento cuarenta y nueve millones ochocientos ochenta mil quinientos treinta y nueve pesos 15/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

Contrato GEP 3El 2 de diciembre de 2003 la Gerencia de Licitaciones de la DCIDP inició el procedimiento de la licitación pública internacional número 18572039-013-03 para la contratación de servicios profesionales de supervisión del IPC 3 relativo a las plantas combinada, catalítica e hidrodesulfatadora de diesel (anexo 41).

En el fallo de la licitación pública emitido el 14 de julio de 2004 se declaró como licitante ganador a ABS Group Services de México, S.A. de C.V.; Soluziona Mé-xico, S.A. de C. V., y Soluziona Ingeniería, S.A., en asociación, por haber pre-sentado la propuesta económica solvente con el precio más bajo (anexo 42).

El 27 de julio de 2004 las partes celebraron el contrato de servicios a precios unitarios y tiempo determinado número PR-SO-L-015/04P. En dicho contrato

En el contrato se establecieron como fechas de inicio y de conclusión de los servicios

el 3 de mayo de 2004 y el 28 de octubre de 2008.

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se establecieron como fechas de inicio y terminación de los servicios el 10 de agosto de 2004 y el 19 de junio de 2008 (anexo 43), y el total contratado fue de $134,691,045.35 (Ciento treinta y cuatro millones seiscientos noventa y un mil cuarenta y cinco pesos 35/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado

Contrato GEP 4El 24 de febrero de 2004 se inició el procedimiento de la licitación pública número 18572039-002-04 para la contratación de servicios profesionales de supervisión del paquete IPC 4 correspondiente a las plantas recuperadoras de azufre, de hidrógeno e hidrodesulfuradora de gasóleos (anexo 44).

En el fallo de la licitación pública emitido el 23 de julio de 2004 se declaró como licitante ganador a Constructora de Obra Pública, S.A. de C.V., e Inelec-tra, S.A.C.A., en asociación, por haber presentado la propuesta económica solvente con el importe el más bajo (anexo 45).

El 20 de agosto de 2004 Pemex y el licitante ganador firmaron el contrato de servicios a precios unitarios y tiempo determinado número PR-SO-L-017/04P, por un monto de $104, 462,499.00 (Ciento cuatro millones cuatrocientos se-senta y dos mil cuatrocientos noventa y nueve pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado. Las fechas de inicio y terminación de los servicios fueron el 28 de octubre de 2004 y el 20 de junio de 2008 (anexo 46).

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Contrato GEP 5El 23 de diciembre de 2003 se inició el procedimiento de la licitación pública internacional número 18572039-014-03 para la contratación de los servicios profesionales de supervisión del paquete IPC 5 relativo a las plantas de coqui-zación retardada y de gas asociada, regeneradora de amina e hidrodesulfura-dora de naftas de coquización (anexo 47).

En el fallo de la licitación pública emitido el 20 de julio de 2004 se declaró como licitante ganador a Conip Contratistas, S.A. de C.V., y ABB Lumus, Inc., en asociación, por haber presentado la propuesta económica solvente con el importe más bajo (anexo 48).

El 17 de agosto de 2004 Pemex y el licitante ganador celebraron el contrato de servicios a precios unitarios y tiempo determinado número PR-SO-L-016/04P por un monto de $97,664,429.85 (Noventa y siete millones seiscientos sesenta y cuatro mil cuatrocientos veintinueve pesos 85/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado (anexo 49), y se establecieron como fechas de inicio y de con-clusión de los servicios el 20 de septiembre de 2004 y el 29 de agosto de 2008.

Contrato GEP 6El 24 de febrero de 2004 se inició el procedimiento de la licitación pública in-ternacional número 18572039-001-04 para la contratación de servicios profe-sionales de supervisión del IPC 6 correspondiente a dos plantas de alquilación del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas (anexo 50).

En el fallo de la licitación pública emitido el 12 de agosto de 2004 Pemex de-claró como licitante ganador a Jacobs Engineering de México, S.A. de C.V.; UHDE Jacobs México, S.A. de C.V., y Visión Integral Generadora de Empresas Nacionales, S.A. de C.V., en asociación, por haber presentado la propuesta económica solvente con el importe más bajo (anexo 51),

El 10 de septiembre de 2004 las partes formalizaron el contrato de servicios a precios unitarios y tiempo determinado número PR-SO-L-020/04P por un importe de $79,577,956.66 (Setenta y nueve millones quinientos setenta y siete mil novecientos cincuenta y seis pesos 66/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado (anexo 52), y en él se fijaron como fechas de inicio y de conclusión de los servicios el 4 de noviembre de 2004 y antes del 14 de abril de 2008.

Adjudicación de contratos a licenciantesCon la finalidad de garantizar que en el desarrollo de los diferentes paquetes que integraron la reconfiguración de la refinería se diera cumplimiento a las especificaciones y normas establecidas por los licenciadores de los procesos, Pemex celebró contratos de servicios especializados con objeto de contar con la asistencia técnica requerida para verificar que en las obras y servicios realizados por los contratistas para la ingeniería de detalle, procura, construc-ción y arranque de las unidades se observaran cabalmente los lineamientos y criterios establecidos.

Asimismo, en varios casos Pemex celebró contratos para obtener las licencias de uso de tecnología con los licenciadores de los procesos.

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Contratos con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP)El 1 de enero de 1999 Pemex celebró el Convenio general de colaboración nú-mero IMP-2924 con el IMP, del que a su vez se derivaron varios contratos para los procesos relacionados con la asistencia técnica y licencias de uso de tec-nología para las diversas plantas que integraron el proyecto de reconfiguración.

• Contrato PRSPR-070/01CMX. Relativo al desarrollo de un paquete inte-gral de ingeniería de detalle de frontera para la integración en el Pro-yecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas (anexo 53).

La firma del contrato se efectuó el 8 de octubre de 2001 y con esa mis-ma fecha se iniciaron los servicios contratados y finalizaron el 5 de abril de 2002, por un importe de $71,258,471.00 (Setenta y un millones dos-cientos cincuenta y ocho mil cuatrocientos setenta y un pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato RSPMC-040/02AMX. Correspondiente a trabajos complemen-tarios del estudio geotécnico para el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas (anexo 54).

El 29 de abril de 2002 se formalizó el contrato y, con esa fecha, se iniciaron los trabajos y finalizaron el 27 de julio del mismo año, por un importe de $3, 249,876.97 (Tres millones doscientos cuarenta y nueve mil ochocientos setenta y seis pesos 97/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-012/03I. Referente a la manifestación de impacto ambiental modalidad regional y estudio de riesgo nivel 3 para la Re-configuración de la Refinería Lázaro Cárdenas (anexo 55).

El 2 de junio de 2003 se firmó el contrato con un plazo del 2 de junio al 19 de septiembre de ese mismo año y un monto de $4, 749,509.06 (Cuatro millones setecientos cuarenta y nueve mil quinientos nueve pe-sos 06/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-013/03I. Tuvo por objeto la adecuación de la ingenie-ría básica y el suministro de la licencia de uso de tecnología para una planta hidrodesulfuradora de naftas de coquización de 7,400 Bpd de capacidad conforme a las condiciones de proceso establecidas en el reporte técnico del caso denominado Coker 55_R4, elaborado por la Compañía KBC Advanced Technologies (anexo 56).

El contrato se celebró el 2 de junio de 2003, con un plazo del 2 de junio al 27 de julio de 2003 y un monto de $1, 954,532.00 (Un millón nove-cientos cincuenta y cuatro mil quinientos treinta y dos pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-016/03I. Consistió en la adecuación de la ingeniería básica y el suministro de la licencia de uso de tecnología para una planta combinada U-10000 por el aumento de capacidad de procesa-miento de crudo 100% Maya de 137 a 150 Mbpd de acuerdo con las condiciones de proceso establecidas en el reporte técnico del caso denominado Coker 55_R4, elaborado por la Compañía KBC Advanced Technologies (anexo 57).

El 1 de enero de 1999 Pemex celebró el Convenio general de colaboración número IMP-2924 con el IMP, del que a su vez se derivaron varios contratos para

los procesos relacionados con la asistencia técnica y licencias de

uso de tecnología.

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Este contrato se formalizó el 30 de junio de 2003, con un plazo del 30 de junio al 30 de agosto del mismo año y con un monto de $2, 728,932.00 (Dos millones setecientos veintiocho mil novecientos treinta y dos pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-017/03I. Tuvo por objeto la adecuación de la inge-niería básica y el suministro de la licencia de uso de la tecnología para una planta hidrodesulfuradora de diesel de 34 Mbpd de acuerdo con el nuevo esquema de reconfiguración de la refinería (anexo 58).

Las fechas de inicio y de conclusión fueron del 23 de junio al 18 de agosto de 2003, con un monto de $3, 115,736.00 pesos (Tres millones ciento quince mil setecientos treinta y seis pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado, por los trabajos de ingeniería básica, y de US$72,000.00 (Setenta y dos mil 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado, por los derechos de licencia de uso de tecnología.

• Contrato PR-PS-A-056/03I. Consistió en la actualización y revisión de los anexos técnicos de las bases de licitación, ingeniería de detalle aprobada para construcción, apoyo técnico durante el proceso licitato-rio y servicios complementarios (anexo 59).

El 17 de noviembre de 2003 se suscribió el contrato, con un plazo del 17 de noviembre de 2003 al 14 de enero de 2006 y un monto de $58, 311,451.01 (Cincuenta y ocho millones trescientos once mil cuatrocien-tos cincuenta y un pesos 01/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agre-gado.

• Contrato PR-PS-A-009/04I. Su objeto consistió en la realización de tra-bajos adicionales de ingeniería básica para la planta combinada 100% Maya de 150 Mbpd (anexo 60).

Este contrato se formalizó el 31 de mayo de 2004 y en él se estableció un periodo de ejecución de los trabajos y servicios del 31 de mayo al 28 de junio del mismo año y un monto de $1, 384,676.26 (Un millón trescientos ochenta y cuatro mil seiscientos setenta y seis pesos 26/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-011/04I. Amparó la elaboración de los formatos téc-nicos para la evaluación técnica de las propuestas de los licitantes de los paquetes 4, 5 y 6 (anexo 61).

El contrato se formalizó el 21 de junio de 2004 y en él se fijó un plazo de ejecución de 28 días naturales y un monto de $2, 018,814.00 (Dos millones dieciocho mil ochocientos catorce pesos 00/100 M.N.), más el importe del Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-008/05I. Correspondiente a la asistencia técnica del licenciador durante el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura, construcción, preparativos para el arranque, arranque, puesta en ope-ración y pruebas de comportamiento de las plantas de servicios auxilia-res y aguas amargas número 3 U-60000, U-65000, U-70000 y U-75000, con el fin de garantizar que la filosofía, criterios y lineamientos de in-geniería indicados en los paquetes de ingeniería básica y de licitación fueran aplicados y desarrollados por la contratista del IPC 2 de total conformidad con el licenciador y PR (anexo 62).

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El monto del contrato fue de $5, 500,000.00 (Cinco millones quinientos mil pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado, con un plazo del 17 de junio de 2005 al 25 de junio de 2007.

• Contrato PR-PS-A-009/05I. Tuvo por objeto proporcionar asistencia téc-nica en los trabajos de ingeniería de detalle, procura, construcción, preparativos para el arranque, puesta en operación y pruebas de com-portamiento de la planta hidrodesulfuradora de naftas de coquización U-12000, con el fin de dar seguimiento continuo al desarrollo del pro-yecto de la planta en sus diversas fases, además de garantizar que la filosofía, criterios y lineamientos de ingeniería indicados en los paque-tes de ingeniería básica y de licitación fueran aplicados y desarrollados por la contratista del IPC 5 de total conformidad con el licenciador y PR, a fin de que el IMP otorgara la garantía del proceso (anexo 63).

En el contrato se establecieron como fechas de inicio y de conclusión el 17 de junio de 2005 y el 25 de octubre de 2007, y el monto adjudi-cado fue de $8, 150,000.00 (Ocho millones ciento cincuenta mil pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-010/05I. Consistió en proporcionar asistencia técnica en el desarrollo de la ingeniería de detalle, procura, construcción, pre-parativos para el arranque, puesta en operación y pruebas de compor-tamiento de la planta combinada 100% Maya U-10000 para dar segui-miento continuo al desarrollo del proyecto de la planta en sus diversas fases y garantizar que la filosofía, criterios y lineamientos de ingeniería indicados en los paquetes de ingeniería básica y de licitación fueran aplicados y desarrollados por la contratista del IPC 3 de total confor-midad con el licenciador y PR, con el propósito de que el IMP otorgara finalmente la garantía del proceso (anexo 64).

En el contrato se pactaron como fechas de inicio y de conclusión el 17 de junio de 2005 y el 25 de septiembre de 2007, y el monto adjudica-do fue de $15, 180,000.00 (Quince millones ciento ochenta mil pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-011/05I. Tuvo por objeto proveer asistencia técnica durante la ejecución de los trabajos de ingeniería de detalle, procu-ra, construcción, preparativos para el arranque, puesta en operación y pruebas de comportamiento de la planta hidrodesulfuradora de diesel U-24000 para dar seguimiento continuo al desarrollo del proyecto de la planta en sus diversas fases, además de garantizar que la filosofía, criterios y lineamientos de ingeniería indicados en los paquetes de in-geniería básica y de licitación fueran aplicados y desarrollados por la contratista del IPC 3 de total conformidad con el licenciador y PR, con el fin de que el IMP otorgara la garantía del proceso (anexo 65).

Las fechas de inicio y de conclusión establecidas en el contrato fueron el 17 de junio de 2005 y el 23 de diciembre de 2007, y en él se auto-rizó un monto de $8, 200,000.00 (Ocho millones doscientos mil pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-012/05I. Su objeto consistió en proporcionar asisten-cia técnica durante las fases de desarrollo de la ingeniería de deta-lle, procura, construcción, preparativos para el arranque, arranque y puesta en operación de las obras de integración para el Proyecto de

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Reconfiguración de la Refinería a fin de dar seguimiento continuo al de-sarrollo del proyecto de las obras en sus diversas fases, además de ga-rantizar que la filosofía, criterios y lineamientos de ingeniería indicados en los paquetes de ingeniería básica y de licitación fueran aplicados y desarrollados por la contratista del IPC 2 de total conformidad con el licenciador y PR, con el propósito de que el IMP otorgara la garantía del proceso (anexo 66).

El plazo estipulado en el contrato fue del 17 de junio de 2005 al 23 de diciembre de 2007, y el monto adjudicado ascendió a $18, 800,000.00 (Dieciocho millones ochocientos mil pesos 00/100 M.N.), más el Im-puesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-PS-A-032/05I. Tuvo por objeto realizar los trabajos de inge-niería básica y de detalle necesarios para satisfacer los nuevos reque-rimientos operativos en la integración de las áreas nueva y existente del proyecto (anexo 67).

El plazo pactado en el contrato fue del 11 de noviembre de 2005 al 30 de diciembre del mismo año y el total autorizado ascendió a $8, 090,390.09 (Ocho millones noventa mil trescientos noventa pesos 09/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

Contratos con el Instituto Mexicano de Tecnología del AguaEl 6 de mayo de 2003 Pemex y el Instituto Mexicano de Tecnología del Agua firmaron un convenio general que sirvió de marco para la celebración del siguiente contrato:

• Contrato PR-PS-A-040/03I. Su objetivo consistió en la elaboración de los estudios de manifestación de impacto ambiental que cubriera los requerimientos de la autoridad en materia ambiental para la extracción de material de los ríos Coatzacoalcos y Uxpanapa, así como para la localización y cuantificación de material con las especificaciones para efectuar el relleno en el área del proyecto (anexo 68).

En el contrato se pactó un plazo del 15 de octubre de 2003 al 12 de enero de 2004 y un monto de $5, 000,000.00 (Cinco millones de pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

Contratos con la Universidad Veracruzana

• Contrato PR-SO-A-041/031. Tuvo por objeto realizar el rescate de la especie Andira galeottiana Standl (FABACEAE) en el nuevo camino de acceso a la refinería Minatitlán mediante el desplazamiento de los indi-viduos y la reconstitución de su población por medio de la propagación sexual y asexual en condiciones de vivero para realizar reintroduccio-nes en diferentes localidades dentro de su distribución (anexo 69).

El 3 de octubre de 2003 Pemex y la Universidad Veracruzana formali-zaron un convenio específico en el que se fijó un plazo del 6 de octubre al 28 de noviembre de 2003 y un monto de $671,625.00 (Seiscientos setenta y un mil seiscientos veinticinco pesos 00/100 M.N.), más el Im-puesto al Valor Agregado.

Su objetivo consistió en la elaboración de los estudios de

manifestación de impacto ambiental que cubriera los requerimientos de

la autoridad en materia ambiental para la extracción de material de

los ríos Coatzacoalcos y Uxpanalpa

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• Contrato PR-PS-A-054/03I. PROY B-170-40-97 consistente en realizar el mo-nitoreo de vertebrados listados en la NOM-ECOL-059 o endémicos presen-tes en el pantano de Santa Alejandrina, en Minatitlán, Veracruz (anexo 70).

El contrato fue formalizado el 1 de diciembre de 2003, con un plazo de realización de los trabajos de 549 días naturales, del 8 de diciembre de 2003 al 8 de junio de 2005 y un monto de $2, 000,000.00 (Dos millones de pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

Contrato con la Universidad Nacional Autónoma de México

• Contrato PR-SO-A-010/04I. Tuvo por objeto elaborar un modelo geoes-tadístico y proporcionar asistencia técnica en geotecnia para el Pro-yecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas (anexo 71).

El 7 de junio de 2004 Pemex y la Universidad Nacional Autónoma de México celebraron un convenio específico en el que se estableció un plazo del 7 de junio de 2004 al 2 de junio de 2005 y un monto de $1, 400,000.00 (Un millón cuatrocientos mil pesos 00/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

Pantano de Santa AlejandrinaMinatitlán, Veracruz

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Convenio con el Instituto Politécnico Nacional

• Convenio PR-PS-A-008/07P. El objetivo consistió en realizar levantamien-tos en campo, topografía, mecánica de suelos, estudio batimétrico del cruzamiento del río Coatzacoalcos y los estudios de impacto y riesgo am-biental a lo largo del derecho de vía, así como la elaboración del censo de los predios (ingeniería legal) que potencialmente se verían afectados por los trabajos del Proyecto HD de 10” de diámetro desde el Complejo Pe-troquímico La Cangrejera hasta la Refinería Lázaro Cárdenas (anexo 72).

En el convenio se estipuló un plazo del 11 de junio al 13 de septiembre de 2007 y un monto de $6, 525,195.20 (Seis millones quinientos veinti-cinco mil ciento noventa y cinco pesos 20/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

Contratos con particulares

• Contrato PR-SO-A-023/03I. El objetivo del contrato en la modalidad de precio alzado consistió en efectuar mejoras tecnológicas a la ingenie-ría básica de las plantas de coquización retardada y de gas asociada de 55,794 Bpd de operación de capacidad, y en la de precios unita-rios, en proporcionar apoyo técnico durante el procedimiento licitatorio para contratar la ejecución de las obras y servicios relacionados con la construcción de las plantas de coquización retardada y de gas asocia-da, a fin de responder preguntas y efectuar aclaraciones o precisiones que fueran requeridas por los licitantes (anexo 73).

El 25 de agosto de 2003 se formalizó con la empresa Foster Wheeler USA Corporation el contrato a precio alzado para la primera parte de los servicios y a precios unitarios para la segunda. La fechas de inicio de los trabajos para ambas modalidades fue el 25 de agosto de 2003 y la terminación en la parte de precio alzado el 2 de noviembre de 2003, en tanto que para los servicios a precios unitarios se fijó para el 31 de diciembre de 2004.

El monto del contrato se pactó en US$180,000.00 (Ciento ochenta mil 00/100 dólares estadounidenses), de los cuales US$154,053.00 (Cien-to cincuenta y cuatro mil cincuenta y tres 00/100 dólares estadouni-denses) correspondieron a la parte de los trabajos a precio alzado, mientras que los restantes US$25,947.00 (Veinticinco mil novecientos cuarenta y siete 00/100 dólares estadounidenses) se destinaron a los trabajos a precios unitarios.

• Contrato PR-SO-A-030/03I. Este contrato tuvo por objeto efectuar la re-visión y adecuación de la ingeniería básica y licencia de uso de tecno-logía para la planta hidrodesulfuradora de gasóleos, a fin de procesar 50 Mbpd de operación de la nueva carga conforme a las condiciones de proceso establecidas en el reporte técnico denominado Coker 55-R4, elaborado por KBC Advanced Technologies (anexo 74).

El 22 de agosto de 2003 Pemex y el Instituto Mexicano del Petróleo en asociación con ABB Lummus Global, Inc., formalizaron el contrato, con plazos de 112 días naturales para los trabajos a precio alzado y de 180 días naturales para la parte a precios unitarios.

El Contrato PR-SO-A-023/03I consistió en efectuar mejoras

tecnológicas a la ingeniería básica de las plantas de coquización retardada y de gas asociada

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En el contrato se acordó el pago por un total de US$395,000.00 (Tres-cientos noventa y cinco mil 00/100 dólares estadounidenses), de los cuales US$375,000.00 (Trescientos setenta y cinco mil 00/100 dólares estadounidenses) corresponderían a los trabajos contratados a precio alzado y US$20,000.00 (Veinte mil 00/100 dólares estadounidenses) a la parte de precios unitarios.

De los US$375,000.00 (Trescientos setenta y cinco mil 00/100 dólares estadounidenses) consignados a precio alzado, US$330,000.00 (Tres-cientos treinta mil 00/100 dólares estadounidenses) se destinarían a la adecuación de la ingeniería, mientras que los restantes US$45,000.00 (Cuarenta y cinco mil 00/100 dólares estadounidenses) serían para la actualización de las licencias de uso de tecnología.

• Contrato PR-SO-A-031/03I. El objetivo del contrato en la modalidad de precio alzado consistió en realizar la adecuación de la ingeniería bá-sica y licencia de uso de tecnología para dos plantas de alquilación con pretratamiento de carga, con una capacidad de producto alquilado de 13,400 Bpd cada una, de acuerdo con las condiciones de proceso establecidas en el reporte técnico denominado Coker 55-R4, elabo-rado por KBC Advanced Technologies, y en la de precios unitarios, en proporcionar apoyo técnico durante el proceso licitatorio, a fin de responder preguntas y efectuar aclaraciones o precisiones que fueran requeridas por los licitantes que participaran en la licitación pública para contratar la ejecución de las obras y servicios relativos a la cons-trucción de las dos plantas de alquilación (anexo 75).

El 18 de agosto de 2003 Pemex y la empresa UOP LLC suscribieron el contrato, con plazos de realización de los servicios a precios alzados del 18 de agosto al 20 de diciembre de 2003 y para los servicios a pre-cios unitarios de 180 días naturales, contados a partir de la fecha de la publicación de la convocatoria para licitar la contratación del desarrollo de las dos plantas de alquilación.

En el contrato se estableció un monto de US$2, 017,015.00 (Dos mi-llones diecisiete mil quince 00/100 dólares estadounidenses), de los cuales US$1, 976,295.00 (Un millón novecientos setenta y seis mil doscientos noventa y cinco 00/100 dólares estadounidenses) corres-ponderían a los trabajos a precio alzado y US$40,720.00 (Cuarenta mil setecientos veinte 00/100 dólares estadounidenses) a los trabajos a precios unitarios.

• Contrato PR-OP-L-045/03I. Este contrato tuvo por objeto realizar la construcción de terraplenes de prueba y cimentaciones profundas para efectuar pruebas de carga y de verificación de la efectividad de las técnicas de mejoramiento masivo de suelos, a fin de evitar la licua-ción de arenas en las áreas correspondientes al camino de acceso y a la localización de plantas (anexo 76).

El 7 de noviembre de 2003 Pemex y las empresas Tecnología y Siste-mas, S.A. y Cimentaciones Mexicanas, S.A. de C.V., firmaron el contrato en la modalidad de precios unitarios y tiempo determinado, en el cual se estableció un plazo de ejecución de los trabajos de 120 días natu-rales, comprendidos del 10 de noviembre de 2003 al 8 de marzo de 2004, y un monto de $17,422,408.95 (Diecisiete millones cuatrocientos

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veintidós mil cuatrocientos ocho pesos 95/100 M.N.), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-OP-A-012/04I consistente en la actualización del paquete de ingeniería básica producto del nuevo plano de localización general (PLOT PLAN) propuesto por el licenciador del proceso para las plantas de coquiza-ción retardada y de gas asociada de 55,794 Bpd de operación (anexo 77).

El 18 de junio de 2004 Pemex y la empresa Foster Wheeler USA Corpo-ration formalizaron dicho contrato, en el que se fijó un plazo del 18 al 28 de junio de 2004 y un monto de US$134,100.00 (Ciento treinta y cuatro mil cien 00/100 dólares estadounidenses).

• Contrato PR-SO-A-022/05I. Ampara la asistencia técnica del licencia-dor durante las diferentes etapas de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento de las plantas de coquización retardada y de gas asociada con capacidad nominal de 55,794 Bpd de operación realizadas por el contratista del IPC (anexo 78).

El 11 de noviembre de 2005 Pemex y la empresa Foster Wheeler USA Corporation celebraron el contrato, en el cual se fijó un plazo del 11 de noviembre de 2005 al 6 de julio de 2008 y un monto de US$3, 732,800.00 (Tres millones setecientos treinta y dos mil ochocientos 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-SO-A-023/05I. Este contrato consistió en la asistencia téc-nica del licenciador del proceso durante las diferentes etapas de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque y pruebas de com-portamiento de la planta hidrodesulfuradora de gasóleos con una ca-pacidad nominal de 50 Mbpd de operación desarrollada por el contra-tista del paquete (anexo 79).

El contrato se firmó con la empresa ABB Lummus Global, Inc., con un plazo comprendido del 24 de octubre de 2005 al 18 de abril de 2008 y un monto de US$1, 595,140.00 (Un millón quinientos noventa y cinco mil ciento cuarenta 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-SO-A-024/05I. Consistente en la asistencia técnica del li-cenciador del proceso durante las diferentes etapas de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capa-citación, preparativos de arranque y pruebas de comportamiento de las dos plantas de alquilación, las cuales comprenden cada una las secciones de (Huels) y de (Hf Alkylation) con una capacidad nominal por planta de 13.4 Mbpd de operación de alquilado producto.

El contrato se suscribió con UOP LLC y en él se estableció un plazo del 10 de octubre de 2005 al 30 de diciembre de 2007 y un monto de US$2, 258,978.00 (Dos millones doscientos cincuenta y ocho mil novecientos setenta y ocho 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado.

• Contrato PR-SO-A-025/05I. El propósito de este contrato consistió en la asistencia técnica del licenciador del proceso durante las diferen-tes etapas de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque y prue-

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bas de comportamiento, así como en la extensión de la vigencia de la garantía de proceso de la planta recuperadora de azufre, que incluye las secciones Claus y de tratamiento de gas de cola con una capaci-dad nominal de 600 MTSD (anexo 80).

El contrato se adjudicó el 18 de agosto de 2005 a Lurgi Aktiengesells-chaft (LURGI AG) y en él se pactó un plazo del 30 de diciembre de 2005 al 16 de octubre de 2007 y montos de €52,500.00 (Cincuenta y dos mil quinientos 00/100 euros), más el Impuesto al Valor Agregado, para los trabajos a precio alzado y de €1,217,581.00 (Un millón dos-cientos diecisiete mil quinientos ochenta y uno 00/100 euros), más el Impuesto al Valor Agregado, para los trabajos a precios unitarios.

• Contrato PR-SO-A-026/05I. Consistió en la asistencia técnica del licen-ciador del proceso durante las diferentes etapas de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capa-citación, preparativos de arranque y pruebas de comportamiento, así como en la extensión de la vigencia de la garantía de proceso de la planta de hidrógeno (anexo 81).

El contrato se celebró con Lurgi Aktiengesellschaft y en él se estableció un plazo del 30 de diciembre de 2005 al 16 de diciembre de 2007 y mon-tos de €52,500.00 (Cincuenta y dos mil quinientos 00/100 euros), más el Impuesto al Valor Agregado, para los trabajos a precio alzado y de €1, 107,922.00 (Un millón ciento siete mil novecientos veintidós 00/100 euros), más el Impuesto al Valor Agregado, para los trabajos a precios unitarios.

• Contrato PR-SO-A-027/05I. Este contrato comprendió tanto la asisten-cia técnica del licenciador del proceso durante las diferentes etapas de la ingeniería de detalle, procura de equipo y materiales, construcción, pruebas, capacitación, preparativos de arranque y pruebas de com-portamiento como la extensión de la vigencia de la garantía de proceso de la planta catalítica FCC número 2, con una capacidad nominal de 42 Mbpd (anexo 82).

Dicho contrato se formalizó con A. Kellogg Brown & Root, Inc., y en él se estableció un plazo del 28 de septiembre de 2005 al 30 de diciembre de 2007 y montos de US$319,000.00 (Trescientos diecinueve mil 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado, para los trabajos a precio alzado y de US$810,875.00 (Ochocientos diez mil ochocientos setenta y cinco 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado, para los trabajos a precios unitarios.

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b. Acciones y avances hasta noviembre de 2006A noviembre de 2006 se habían formalizado los contratos de los seis IPC para la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas conforme al esquema PI-DIREGAS, con lo cual se establecieron los programas Financiero y de Avance físico en la ejecución de las obras a cargo de los contratistas.

A esa fecha se presentaron diversos factores que afectaron el desarrollo y el costo de los IPC, entre los que destacan los siguientes:

• Retrasos en la ingeniería de detalle encomendada a los contratistas.

• Incremento a nivel mundial del costo de materiales para la fabricación de equipos y bienes de capital.

• Precipitaciones pluviales mayores que las del promedio anual de 2006.

• Condiciones del subsuelo diferentes de las consideradas originalmen-te, lo cual afectó el diseño de las cimentaciones.

• Bloqueo en el acceso al sitio de la Refinería Lázaro Cárdenas por un grupo de personas de la Sección 10 del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), quienes impidieron el ingreso del personal de las contratistas.

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Como resultado de lo anterior, se incrementó el costo del IPC 1 y se retrasó la entrega de las plataformas comprometidas para el desarrollo del proyecto, por lo que Pemex autorizó un acuerdo de reprogramación del IPC2 y un plan de recuperación con los contratistas de los IPC 3 al 5, de manera que se modificó el programa de ejecución y los avances periódicos de los trabajos.

Se estableció un nuevo Plan objetivo de avance físico de los IPC con un por-centaje ponderado de 56.4%, en comparación con el de 81.3% establecido inicialmente en los contratos. No obstante la disminución en la reprograma-ción, a noviembre de 2006 se alcanzó un avance físico real menor en 13.0% que el del Plan objetivo (cuadro 25).

Cuadro 25. Avance físico acumulado a noviembre de 2006

Paquete Ponderación (%)

Avance físico acumulado Desviación

Plan objetivo Real Neta Ponderada

IPC-1 2.05 100.00 100.00 0.00 0

IPC-2 33.27 73.96 59.24 -14.72 -4.90

IPC-3 26.11 56.21 33.28 -22.92 -5.99

IPC-4 15.50 33.31 23.13 -10.18 -1.58

IPC-5 15.54 34.59 27.37 -7.21 -1.12

IPC-6 7.53 60.17 67.85 7.68 0.58

Totales 100.00 56.40 43.40 -13.00

El menor avance en los trabajos de los IPC se reflejó igualmente en una menor inversión ejercida. En la parte de los contratos a precios unitarios (PU), la inver-sión ejercida fue menor en 948.7 MMUS$ que la contratada de 3,768.6 MM$, y en la parte a precio alzado (PA) fue inferior en 665.8 MUS$ a la contratada de 1,339.8 MUS$ (cuadro 26).

Paquete IPC 1En octubre de 2005 se concluyó el IPC 1, con un desfase de 34 días en rela-ción con lo programado. Su costo total ascendió a 488.7 M$ y superó en 109.7 M$ al original contratado de 379.04 M$.

Los cambios en relación con lo originalmente contratado se formalizaron me-diante un convenio de prórroga del plazo, un convenio modificatorio de am-pliación del plazo, tres convenios modificatorios para cubrir obras adicionales y extraordinarias no consideradas en el contrato y cuatro anexos que incluyen factores de ajuste de costos.

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Cuadro 26. Flujo de devengado acumulado por paquete IPC a noviembre de 2006 (MM$, MMUS$ y %)

Paquete Modalidad Moneda Plazo (días)

Contratado Devengado Diferencia

Monto (%)

IPC-1 PU M$ 6341 488.72 492.0 3.3 0.7

IPC-2 PU M$ 1,290 3,279.9 2,327.9 -952.0 -29.0

IPC-2 PA MUS$ 1,290 363.1 231.4 -131.7 -36.3

IPC-3 PA MUS$ 1,128 452.5 177.8 -274.7 -60.7

IPC-4 PA MUS$ 1,064 211.3 73.3 -138.0 -65.3

IPC-5 PA MUS$ 1,128 211.8 87.0 -124.8 -58.9

IPC-6 PA MUS$ 1,002 101.1 104.5 3.4 3.4

Totales M$ 3,768.6 2,819.9 -948.7

MUS$ 1,339.8 674.0 -665.8

Fuente: Petróleos Mexicanos, Subdirección de Proyectos, Reporte del Estado Financiero de los contratos IPC.

1 Se amplió el plazo de ejecución del contrato en 34 días naturales mediante convenio.

2 Se amplió el monto del contrato en 109.7 MM$ mediante tres convenios modificatorios y cuatro anexos de ajustes de costos.

• Convenio de prórroga. Celebrado el 7 de septiembre de 2004 para pos-tergar la fecha de terminación de los trabajos en 55 días naturales, por lo que la nueva fecha de terminación se fijó para el 23 de septiembre de 2005 (anexo 83). Las principales causas en que se sustentó este convenio de prórroga fueron las siguientes:

– Demora de la SEMARNAT en la entrega del resolutivo sobre el estu-dio de impacto ambiental presentado por PR.

– Restricción de la SCT para construir el entronque del camino de acceso con la autopista Teapa-Cosoleacaque, a la altura del km 22+440.

– Falta de información actualizada sobre las instalaciones de los duc-tos subterráneos de Pemex.

– Diferencias entre el derecho de vía que consideró PR para el cami-no vecinal y las condiciones físicas reales del sitio donde se ejecu-tarían los trabajos.

– Retraso de PR en la elaboración y entrega del estudio de impacto ambiental.

– Se modificó la distribución de las áreas donde se construirían las nuevas plantas industriales en la refinería.

• Convenio modificatorio D-1. Suscrito el 25 de octubre de 2004 para ampliar el plazo de los trabajos contratados en 34 días naturales (de

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600 a 634 días), con fecha de terminación programada para el 27 de octubre de 2005, debido principalmente a la realización de trabajos ex-traordinarios para extraer y retirar material ferroso adicional (anexo 84).

• Convenio modificatorio CP-1. Formalizado el 6 de mayo de 2005 para ampliar el monto en 38.82 M$ por obras adicionales y extraordinarias (anexo 85).

• Convenio modificatorio CP-2. Celebrado el 29 de agosto de 2005 para ampliar el monto en 21.09 M$ por obras adicionales y extraordinarias (anexo 86).

• Convenio modificatorio CP-3. Suscrito el 20 de octubre de 2005 para ampliar el monto en 10.74 M$ por obras adicionales y extraordinarias (anexo 87).

• anexo Ci1. Del 11 de marzo de 2005, para ampliar el monto en 19.35 M$ por ajuste de costos de los trabajos (anexo 88).

• anexo Ci2. De fecha 27 de junio de 2005, para ampliar el monto en 8.68 M$ por ajuste de costos de los trabajos (anexo 89).

• anexo Ci3. Del 14 de noviembre de 2005, para ampliar el monto en 8.68 M$ por ajuste de costos de los trabajos (anexo 90).

• anexo Ci4. De fecha 6 de diciembre de 2005 para ampliar el monto en 7.90 M$ por ajuste de costos de los trabajos (anexo 91).

El 27 de octubre de 2005 se formalizó el acta de entrega-recepción de los trabajos correspondientes al paquete IPC 1 (anexo 92).

Principales acciones

• Trazado, nivelación, desmonte y compactación de las áreas destinadas a recibir las nuevas plantas e instalaciones consideradas en el pro-yecto, así como de los espacios para la construcción del camino de acceso y del camino vecinal del ejido Tacoteno.

• Construcción de las plataformas y terraplenes compactados para la instalación de las nuevas plantas de proceso, así como de los drenes y canales de dren requeridos.

• Construcción del camino de acceso y de los puentes por utilizarse, que incluían el recubrimiento asfáltico, la aplicación de pintura y señalizacio-nes, el enrejado del derecho de vía y los elementos de drenaje y desfogue.

• Encarpetamiento, aplicación de pintura y señalizaciones del camino vecinal.

• Construcción de la puerta número 6 para el acceso al sitio donde se realiza la reconfiguración de la refinería.

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Paquete IPC 2A noviembre de 2006, en la parte del contrato IPC a precios unitarios se ha-bían ejercido 2,327.9 M$, monto menor en 29.0% que el programado original-mente, y en la parte a precio alzado se erogaron 231.4 MUS$, importe inferior en 36.3% que el contratado.

El avance físico acumulado a ese mes fue de 59.2% y resultó menor en 14.7% que el del Plan objetivo de 73.9%, y en las fases de ingeniería, procura y cons-trucción también se registraron variaciones negativas de 9.7, 19.6 y 12.9%, en ese orden (anexo 93) (cuadro 27).

Cuadro 27. Avance físico acumulado a noviembre 2006 IPC 2

Fase Acumulado Plan objetivo Diferencia

Ingeniería 78.5 88.2 -9.7

Procura 71.2 90.8 -19.6

Construcción 55.5 68.4 -12.9

Total 59.2 73.9 -14.7

Los cambios en el plazo en relación con lo contratado se formalizaron median-te tres reprogramaciones de actividades.

• Primera reprogramación. Se formalizó por medio del segundo convenio modificatorio del 30 de noviembre de 2005, derivado del bloqueo de las instalaciones de la refinería realizado por el personal de la sección 10 del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) (anexo 94).

• Segunda reprogramación. Se realizó al amparo del cuarto convenio modificatorio del 21 de abril de 2006 por el retraso registrado en el grado de consolidación de las áreas y plataformas destinadas para la construcción de las plantas objeto del contrato (anexo 95).

• Tercera reprogramación. Solicitada al cierre de 2006 por los trabajos adi-cionales requeridos por Pemex y por los nuevos requerimientos opera-tivos que no se habían considerado en el contrato (anexo 96); reprogra-mación que se realizó aún estando vigente la segunda reprogramación.

Principales acciones de ingeniería de detalle

• Terminación de 12,997 planos para ser aprobados para construcción (APC), 90% de los 14,437 programados en el contrato, que incluyen procesos, tuberías, eléctricos, instrumentación, mecánica, civil, arqui-tectura, sistemas contra incendios, calefacción, ventilación y aire acon-dicionado (HVAC por sus siglas en inglés), METI, telecomunicaciones y sistemas de control y medición, entre otros.

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• Conclusión de la planta de servicios auxiliares, excepto la revisión de información del proveedor, de los planos de proveedores faltantes y de los libros de proyecto.

• Terminación de la planta de aguas margas, excepto las pruebas del sistema de control distribuido, del sistema de paro de emergencia, del sistema de fuego y gas, de los planos de proveedores faltantes y de los libros de proyecto.

• Revisión del METI, con 60% de avance.

• Para efectos de revisión, se editaron los planos de las obras de inte-gración, incluidos los paquetes de inyección de ácido sulfúrico, casas de bombas, descargaderas de TAME, mezclado de crudo, tanques de almacenamiento de diesel, tratamiento de efluentes, modificaciones de ingeniería básica, distribución de servicios y estaciones de servicios. En todas las disciplinas se llevó a cabo la edición y revisión de los dife-rentes planos de los trabajos del paquete.

Principales acciones de procuración

• Compra de 951 equipos de los 1,012 programados, y se recibieron 632 equipos en sitio en la Refinería Lázaro Cárdenas o en zonas aledañas, entre los cuales destacan los siguientes:

– Fabricación: ventiladores de tiro forzado, tableros de control, pre-calentadores, Paquete de aire de instrumentos, descargaderas y tableros de metal Clad, panel autosoportado, bombas de proce-so, equipos y accesorios de unidad desmineralizada, unidades de tratamiento de condensados, analizador de aceite-agua, conden-sado limpio, placa y accesorios de tanque de condensado limpio, quemadores de calderas, sistema de inyección de ácido sulfúrico, tablero y tanques de retrolavado, tanques de ácido y sosa, tanque de condensados de turbogenerador, unidad de lubricación y venti-ladores de tiro forzado, calderas, transformador de silicón, tablero de distribución, sistema de monitoreo, bombas de desplazamiento positivo, arrancadores de tensión reducida e instrumentos varios.

– Recepción en sitio: calderas, recipientes de presión, precipitado-res de calderas, equipos y accesorios, transformadores tipo si-licón, transformadores de potencia, cargadores y bancos de ba-terías, secadora de Paquete de aire de instrumentos, bombas de proceso, unidades catiónicas, CCM (centro de control de motores) 480V, cargador y banco de baterías, esferas de almacenamiento, tanques, termómetros, transformador tipo seco y silicón, bombas, indicadores de presión, sistemas de control, CCM 220V, básculas, descargadora, grúas para bombas, polipastos, bombas de proce-so, válvulas de control y mariposa, válvulas de aislamiento.

– Suministro de materiales en taller: válvulas motorizadas, cubiertas de calderas, escaleras, plataformas y ductos de aire, y gases de la caldera, planta de condensado limpio, bombas de proceso, trans-formador, válvulas de control, subestación encapsulada e instru-mentos varios.

Equipos recibidos en sitio en la Refinería Lázaro Cárdenas o en

zonas aledañas

632Pemex

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Principales acciones de construcción

• Planeación y programación de las obras incluidas en el paquete y con-clusión de la ejecución de sondeos de mecánica de suelos.

• Programación de actividades de los trabajos de exploración geotécni-ca y de topografía, los alcances para los tanques cilíndricos verticales, los planes de inspección y las pruebas de las actividades de la obra mecánica, tuberías e instrumentación.

• Se revisó la información de los recipientes esféricos y las torres de en-friamiento, así como de la cédula de valores de construcción.

• Acondicionamiento del sitio y de las plataformas, y los trabajos en el sistema de alumbrado y del sistema de red de tierras.

• Precolado de 13 plataformas, incluida la prefabricación de puntas de pilotes y cimentación en los D-3 y D11.

• Construcción en la planta de servicios auxiliares de los tanques de agua pretratada, sistema de control distribuido, tanque de combustó-leo a calderas, tanque de ácido sulfúrico y tanque de sosa, así como la conclusión de la compactación dinámica de suelos en las áreas de la subestación eléctrica.

• Fabricación de pilotes del rack secundario y de torres de enfriamiento, así como el colado de zapata de cimentación del tanque TV-55-A.

• Construcción del cuarto de control satelital, del deshidratador de lodos y soldadura de placas en tanques.

• Compactación dinámica de suelos en área de tanques de agua amar-ga y desflemada de la planta de aguas amargas, inyección de mortero para las unidades U-60000/75000; fabricación de pilas en U-75000, de pilotes para el rack principal y de pilotes para torres agotadoras DA-65001 y rack de tuberías.

• Inicio de la construcción de los tanques acumuladores FA-60001/65001/750001, TV-2009, y conclusión del cuarto de control, sub-estación eléctrica y caseta de analizadores.

• Entre los trabajos a precio alzado destacan: la construcción de fosas para los drenajes pluviales, bases para los equipos HVAC y pilas para los tanques esféricos; excavación de cimentación de TE-2001; instala-ción de los sistemas contra incendios, de detección de alarmas, sand blast y acabado de tuberías de agua de servicio; cimentación principal para el tanque TV-2005 y fabricación de pilotes para la Torre de enfria-miento CT-2000.

• Soldaduras verticales y de placa de tanques TV-2000/03/04, las pilas de tanque TV-2004, la colocación de placas de tanque TV-2006, la ci-mentación del tanque TH-2000 y la torre CT-2000, y la fabricación de pilotes del tanque TE-2001 y la torre CT-2001.

• Entre los trabajos a precio unitario destacan el achique de aguas de lluvia y freático, armado de marcos, cimentación de soportes, colado de cabeza de marcos, colado de dados D1/D2 en la cimentación del almacén general, colocación de loseta cerámica en diversas áreas, ins-talaciones eléctricas y construcción de líneas de drenaje exterior.

Plataformas precoladas, incluida la prefabricación de puntas de pilotes

y cimentación en los D-3 y D11.

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Paquete IPC 3A noviembre de 2006, en el IPC 3 se ejercieron 177.8 MUS$, monto menor en 60.7% que el programado originalmente de 452.5 MUS$.

El avance físico acumulado fue de 33.6% y resultó menor en 22.6% que el del Plan objetivo de 56.2% y las fases de ingeniería, procura y construcción tam-bién registraron variaciones negativas de 26.3, 23.8 y 23.8% (anexo 97), como se observa en el cuadro 28.



Ingeniería 54.8 81.1 -26.3

Procura 36.1 59.9 -23.8


Total 33.6 56.2 -22.6


• Planos: terminación de 5,749 planos APC, actividad que representó 39.2% de los 14,437 establecidos en el contrato.

• Procesos operativos de las plantas

– Emisión de los DTI (diagrama de tubería e instrumentación) para la planta combinada y parte de los DTI de la planta catalítica.

– Elaboración de los planos e ingeniería del sistema de vacío, de los desaladores, de las torres, del soloaires, de los intercambiadores, de las bombas principales, de los compresores de aire, de los pa-quetes de inyección, del sistema de lubricación por niebla, de los recipientes y de los filtros.

– Se trabajó en RM en los servicios de análisis de riesgos Hazop/SIL, el cual quedó pendiente de aprobación, y en el sistema contra incendios, y se llevó a cabo la revisión del MEBI y METI A (modelos electrónicos bidimensionales y tridimensionales inteligentes).

– Elaboración de las hojas de datos de tanques, recipientes, com-presores, torres, bandejas e internos, Paquete de aire y secadores, tanques atmosféricos, y cálculo de tambores Blowdown y bombas asociadas.

– Verificación de consistencia del balance de masa de final de corrida de los sistemas de secciones de reacción; lavado con DEA; compre-sión y recirculación de gas; agotamiento y regeneración de Amina.

– Inició del diseño de los sistemas de alivio, aire de instrumentos y plan-ta, combustóleo, cerrado de enfriamiento con condensado limpio, de bombas del sistema de vaciado y purgas, y de drenaje aceitoso.

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– Emisión de 4,983 isométricas APC y presentación a Pemex de los planos de NATCO de las dos etapas de desalado.

– Análisis de consistencia y revisión de la ingeniería básica del licencian-te, lo cual generó el impacto que representa el cambio de ingeniería.

• Civil/arquitectura/estructura

– Terminación del RM para compra del informe geotécnico de la zona destinada para la construcción de las plantas, y conclusión del di-seño conceptual de drenajes/pavimentos.

– Revisión de los cálculos sísmicos del rack de tubería y de las es-tructuras A, B, C, D y E, y elaboración de planos en que se muestran áreas con arenas licuables y planos de estratos competentes.

– Se tenían en proceso el modelado de plataformas, la elaboración de planos y especificaciones para la cimentación y construcción, la emisión de los diseños de estructuras, los requerimientos técnicos para el pilotaje de los edificios y estructuras, las especificaciones y planos para el diseño de las edificaciones, la realización de los cálculos y las memorias técnicas para las obras civiles, arquitectó-nicas y de estructura.

• Mecánica y tecnología

– Conclusión de los trabajos en la RM de calentadores de fuego di-recto; sistema de vacío; desaladores; torres; soloaires; intercam-biadores, bombas principales; compresores de aire; paquetes de inyección; sistema de lubricación por niebla; recipientes y filtros, así como la edición de las RM de todos los equipos (básicos) para la petición de oferta de dichos equipos.

– Desarrollo del informe final de la tabulación técnica para los reac-tores R-24001 y R-24002; de los compresores centrífugos; del mez-clador de combustóleo; de las bombas centrífugas de proceso, y de las bombas reciprocantes.

– Se continuó con la tabulación técnica para las bombas centrífugas de media tensión P-24001A/B/R (T), P-24003/R, P-24005/R y P-24006/R; de las torres; del intercambiador de placas en espiral; de las bande-jas de las torres; de los internos de torres, y del paquete Merichem.

• Eléctrico

– Diseño de rutas de charolas para electricidad, análisis de cargas eléctricas; desarrollo de detalles de montajes eléctricos y especifi-caciones de equipos eléctricos; desarrollo de diagramas unifilares; especificaciones técnicas del banco de capacitores; modelaje del cuarto de tableros eléctricos; disposición de charolas en el rack de tubería; sistema de puesta a tierra; elaboración de lista de cables; distribución de alumbrado, CCM e instalación de fuerza, y emisión de tabulación técnica de CCTV (circuito cerrado de televisión) y del equipo de comunicación de datos.

– Predimensionamiento de cuarto eléctrico y subestación eléctrica.

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– Elaboración del plano de clasificación de áreas peligrosas, de puesta a tierra subterránea, de disposición de equipos en el cuarto de control, de distribución de tierra aérea y subterránea, y de distri-bución de fuerza y control.

• Tuberías

– Desarrollo del plano de implantación de tuberías y de los DTI en MEBI; inició el recuento de materiales de tuberías; emisión APD del plano de implantación; continuación de la modelización en PDS de equipos preliminares y definitivos, de las líneas de servicio, de la torre atmosférica, de estructura atmosférica y del rack de tubería; se diseñó el layout de equipo y charolas del rack; desarrollo de especificaciones de materiales; modelado de líneas de proceso de las áreas H, G y N, de líneas de servicios, de stress y soportes en las áreas C, G, N, H, B y en el rack auxiliar.

Conclusión del modelaje de equipos críticos para METI A (101 /101); se inició la revisión de información de la ingeniería básica, y se realizó la evaluación preliminar del Plot Plan.

Se cálculo la flexibilidad de la línea de 30” que comunica la torre estabilizadora T-24002 con el horno H-24002

Otros trabajos efectuados por el contratista: corrección en emisión de los DTI, los cambios realizados en el diseño del rack principal, así como la modificación en las líneas de subida lateral de dicho rack.

• Instrumentación

– Se terminaron las especificaciones del sistema Field Bus, de los instrumentos de los equipos del paquete y de la definición de di-mensiones de la subestación.

– Elaboración de la lista de instrumentos y los planos de su localización.

– Revisión de la ingeniería básica de los licenciadores de las plantas que se construyen.

– Para el cierre de 2006 se habían emitido para revisión las arquitec-turas de los sistemas de control (SCD, ESD y F&G) y se elaboraron y sometieron a revisión B las especificaciones generales de instru-mentación y los criterios de diseño de instrumentación.

• Recipientes

– Tabulación técnica de torres, formulación del RM para la compra de torres, revisión de la documentación de los fabricantes, revisiones avanzadas para enfriadores de aire e intercambiadores de calor, elaboración de planos de diseño de recipientes y tanques, y emi-sión del plano de diseño de las torres.

• METI

– Terminación del modelaje de equipos para METI A, inicio del METI B, y diseño de ruteos de tuberías preliminares y de las escaleras y vías de acceso en el rack de tubería para el METI B.

Se elaboró el plano de clasificación de áreas peligrosas, de puesta a

tierra subterránea, de disposición de equipos en el cuarto de control,

de distribución de tierra aérea y subterránea, y de distribución de

fuerza y control.

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Al cierre de este periodo se recibieron 251 equipos o materiales en sitio en la refinería o en zonas aledañas, en tanto que ya se había realizado la compra de 991 de los 1,067 equipos o materiales establecidos para el paquete.

Entre las actividades más relevantes realizadas en esta fase del paquete des-tacan las siguientes:

• Adquisiciones

– Adquisición de los calentadores a fuego directo, la torre atmosféri-ca, la torre de agotadores y la torre de vacío, así como el paquete de vacío, el enfriador de condensado limpio, el paquete de inyec-ción química, el sistema de lubricación por niebla, el mezclador de combustóleo, el intercambiador de crudo 1 y 2 condensado, la bomba de condensado, la bomba de hidrocarburos recuperados, el calentador crudo, el paquete de aceite de calentamiento y la bomba desaladora.

También se aprobaron los documentos de los proveedores de bom-bas Bimsa y Worthington, se presentaron los planos de inyección de químicos e intercambiadores y la certificación de los planos de cambiadores de aleado especial.

– Acopio del EA-1004, del condensador de segunda etapa y de los cambiadores de aleado especial, y certificación de la fabricación y embarque de la sección de radiación alta del calentador de crudo y otros equipos, como la bomba de flushing, y los recipientes de primera y segunda etapas.

– Otros equipos relevantes adquiridos fueron la torre debutanizadora, la torre depropanizadora y la torre fraccionadora principal; la cáma-ra de orificios splitter; la trampa de vapor; los recipientes a presión y tanques atmosféricos RQ A018 y B004; los intercambiadores RQ E001, E002 y E09; las bombas API de Kellogs RQ F001; el paquete de limpieza y enfriador de Flue gas RQ H005 y H011; los compreso-res centrífugos Air Lift RQ H023, y el paquete lubricación por niebla.

– Recepción de los equipos tipo paquete como el Fract. Overhead Air Con-ditioned, el Air Blower, el Wet Gas Compressor, del paquete de drenajes, purgas y vaciado, así como del paquete del sistema de recuperación.

– Respecto a las tuberías, válvulas y accesorios, se realizaron las adquisiciones del tipo de acero al carbono, de acero al carbono aleado y de acero inoxidable.

– Se enviaron los planos de los recipientes a presión, tanques, filtros, intercambiadores y bombas; del Paquete de aire de instrumentos y del paquete de lubricación por niebla.

– Para esa fecha se encontraba prácticamente terminada la ingeniería de detalle de los compresores axial MINAX, del compresor axial de turbina de vapor MINAX y del compresor de gas húmedo MINWET.

– Otras adquisiciones fueron el calentador de carga, el rehervidor de la torre, el reactor de hidrodesulfuración, el reactor desmetalizador,

equipos o materiales, que se recibieron en sitio

en la refinería o en zonas aledañas, al cierre del periodo

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la purificadora de hidrógeno, las torres RQ B001, el Paquete de aire de instrumentos RQ H002, el paquete lubricación por niebla RQ H003 y los recipientes a presión de acero carbono RQ B004.

• Compras

– Compra del compresor centrífugo reciclado de H2, los recipientes a presión de cladding, los indicadores locales y elementos tipo RTD, los internos metálicos para reactor, el paquete secuestrante de oxí-geno, el paquete de agente quelante, el catalizador para reactor, los transmisores de temperatura, los transmisores de flujo de presión di-ferencial, las válvulas reguladoras de presión, el analizador de CO, el analizador de PH, los posicionadores y el recubrimiento de calenta-dores, los transmisores de nivel de presión diferencial y de presión, las válvulas de emergencia y los cables de media tensión.


Esta fase fue la que registró el menor avance físico a noviembre de 2006, debido al atraso registrado en la adecuación del sitio, la construcción de las plataformas sobre las cuales se edificarían las plantas correspondientes a este contrato y sus obras de integración, ya que el contratista encargado de este paquete no pudo dar inicio a los trabajos durante 2005.

Los avances en esta fase corresponden a los trabajos realizados a partir del primer semestre de 2006 y hasta el cierre de noviembre de 2006, los cuales se detallan a continuación:

• Planta combinada

– Inicio de los trabajos de inyección de mortero en las áreas B, G, H, K, N y P; cimentaciones en las áreas de la bomba de combustóleo, bomba de condensado a sistema de enfriamiento, calentador de crudo y de residuo atmosférico; coloración de las pilas aéreas en áreas B, K y L y en el rack principal.

– Por otra parte, se efectuó el montaje de los calentadores de crudo y de residuo atmosférico, así como de calentamiento de carga a la planta coquizadora; la torre de vacío; calentador de aceite, del acumulador de expansión y del intercambiador crudo/domos de la primera y segunda etapas de condensación; bombas de agua a la primera etapa de desalado, de recirculación y lavado de lodos, y de crudo, de condensado y de hidrocarburos.

– En cuanto a la construcción de tuberías, se realizó la prefabricación y el montaje de tubería, colocando soportes especiales de tubería, además de efectuarse las pruebas hidráulicas requeridas.

– En la parte eléctrica, se realizaron los trabajos de trazado, montaje de ductos y charolas, tendido de cableado, montaje de alumbrado y luminarias.

– Montaje de charolas y conductos, el tendido y conexiones de cable simple y multicable, el montaje tubing y bulk de instrumentos. En tanto que para la instalación de SCD/PLC, se realizaron las pruebas ESD, DCS y del sistema de fuego y gas.

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– En ese periodo se continuaron los trabajos de encofrado y hormi-gonado de pedestales en la cimentación de los calentadores de residuo atmosférico, y se encontraba en proceso de conclusión la cimentación de los racks secundarios oeste área B y este.

– Colocación del primer módulo de la sección de convección del ca-lentador H-10001A.

– Se finalizó la cimentación de la estructura de vacío y se inició la construcción de la estructura de las columnas del primer nivel. Asi-mismo, se concluyó la cimentación de la torre de vacío y se inicia-ron los trabajos en pedestales y columnas del primer nivel.

– Se terminó la compactación de la cimentación del edificio de la subestación eléctrica. Con respecto al cuarto de control satelital, se finalizó el habilitado y armado del acero de la cimentación y se concluyeron los trabajos de cimentación de la estructura de inter-cambiadores secundaria.

– En la torre de vacío, se terminaron los trabajos de construcción del tercer nivel de la estructura de la torre V-10006 y las cimentaciones de varios intercambiadores de crudo, condensadores y el enfriador.

– Se inició la cimentación de los tanques verticales TK- 10001/2/3 y TK-10105, así como del tanque de balance del diluente V-10014. Por otra parte, se realizó el montaje de varios intercambiadores, y quedaron pendientes las actividades de mortero, plomeo y sus respectivas pruebas.

– Se concluyó la instalación de los módulos de la sección de radia-ción del calentador H-10001B, así como el primero de la sección de convección.

• Planta Catalítica FCC 2

– Inyección de mortero en las áreas A, C, D, E, F, G, H, J y L, y colo-cación de las pilas en las áreas A, B, C, D, E, F, H, I y J.

– Cimentación en las bombas de aceite cíclico ligero, de líquido del se-parador de alta presión, de las interetapas inferior y superior del ab-sorbedor, de aceite pobre, del fondo del regenerador de aminas, del fondo y del pump around del tope del agotador de aguas amargas. Adicionalmente, se colocaron los pedestales del condensador del domo del splitter de C3 y del enfriador del domo de la debutanizadora.

– Para la planta, se construyó la cimentación de la estructura para el reactor, de la estructura para los silos 112-V, 113-V1, 113-V2, así como la realización de la estructura de concreto soporte del reactor y de la estructura de concreto soporte de silos de almacenamiento catalizador.

– El montaje del convertidor, desgasificador y agotador; del conden-sador de domo del splitter de C3; del tambor separador de vapores; del tambor de reflujo del splitter de C3; del enfriador del domo de la desbutanizadora; de compresor axial de aire; del compresor de gas húmedo; del compresor aire de instrumentos/aire de planta; de ae-roenfriadores del domo de la fraccionadora, del aceite cíclico ligero y de las interetapas del compresor de gas húmedo.

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– A noviembre de 2006 se continuó con los trabajos de perforación y de colado de pilas; de un total estimado de 504 pilas a esa fecha, se colaron 490. Además, se ejecutaron y concluyeron 5,667 inyec-ciones de mortero.

– Se concluyeron los trabajos de cimentación del reactor/convertidor, rack, la torre fraccionadora, elevador del reactor, Flue gas cooler, Flue gas scrubber y rack E-PR-02

– Finalización de uno de los cuatro módulos del E-PR-03 y avance superior a 92% en las actividades de cimentación de los equipos siguientes: agotadores 103-V y 110-V; intercambiadores 103-E1/E2/E3, 104-E y 108-E; paquete 119-ME; bomba 159-P1, y enfriador de aceite pobre 112-E.

– Continuación de los trabajos de fabricación en sitio de los equipos reactor/convertidor 101R/102R y torre fraccionadora 101-V.

– Se concluyeron los trabajos de cimentación de la subestación eléc-trica, la estructura D y E, la estructura del elevador, así como de la cimentación y el montaje de los rehervidores 101-B y 106-B, y de los intercambiadores 106-E1, 106-E2, 117-E1 y 102-E1. Se iniciaron los trabajos en las columnas de la primera planta del edificio y los trabajos de construcción de la estructura E.

– Continuación de la cimentación en los equipos intercambiadores 105-E1A, 105-E2A, 108-E, 103-E1 y 104-E; agotador y 103-V; enfria-dor 112-E; tambores 116-V y 133-V; 136-V, y acumulador separador de hidrocarburo de alta, 101-H Air Heater y 111-V Splitter de C3.

• Planta hidrodesulfuradora de diesel

– Fabricación de 486 pilas y finalización de los trabajos de cimenta-ción del rack de tubería principal.

– Inicio de los trabajos de obra civil para el resto de las cimentaciones en la planta; se logró abrir varios frentes.

– En la fosa F-24071 se finalizó la losa y quedaron pendientes los tra-bajos en los muros. También se finalizaron los trabajos de plantilla en todas las fosas químicas y aceitosas F-24032X, 24033X y 24071. Adicionalmente, se continuaron los trabajos de armado de acero, encofrado y hormigonado de los muros de estas fosas.

– Finalización del habilitado de acero, anclas y embebidos de los pedestales de los equipos rehervidor H-24002, torre estructura, to-rre estabilizadora T-24002, tanque acumulador de agua D-24015 y acumulador de reflujo de la torre D-24010; este último presentó además un importante avance en el encofrado de pedestales y en el relleno y compactado de la cimentación.

– Se continuó el habilitado y armado de acero, anclas y embebidos de los pedestales en el primero y segundo separadores de diesel D-24008 y D-24009, así como en el habilitado y armado de acero de la estructura B.

– Se concluyó la cimentación del cuarto de control de satélite, ex-cepto el rellenado y compactado, y se iniciaron los trabajos para

inyecciones de mortero se ejecutaron y concluyeron

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habilitar y armar el acero de las columnas de la primera planta.

– Se logró un avance de 98% en la cimentación de la torre estabi-lizadora T-24002, el rehervidor de la torre estructura H-24002, el acumulador de reflujo D-24010, el tanque acumulador de agua D-24015 y los separadores de diesel D-24008 y D-24009.

Paquete IPC 4A noviembre de 2006, en el IPC 4 se ejercieron 73.3 MUS$, monto que fue inferior en 65.3% al programado originalmente de 211.3 MUS$.

El avance físico acumulado fue de 23.1% y resultó menor en 10.2% que el del Plan objetivo de 33.3%, y en las fases de ingeniería, procura y construcción también se registraron variaciones negativas de 20.8, 11.2 y 8.1% (anexo 98) (cuadro 29).



Ingeniería 53.6 74.4 -20.8

Procura 22.6 33.8 -11.2


Total 23.1 33.3 -10.2

Dentro de las especificaciones para el desarrollo del paquete se establecie-ron diferentes fases de ejecución para las obras y trabajos encomendados al contratista, con base en estas fases se detalla a continuación el desarrollo de las principales acciones:


• Planos: realización de 2,152 de 4,159 planos APC con 52% de avance.

• En ingeniería de detalle

– Realización de: las cimentaciones de recipientes; los planos de acceso/pavimentos/calle; las estructuras de concreto del resto de equipos; las estructuras pipe rack de los separadores y tanques; las columnas reactor; los evaporadores, eyectores, atemperadores; las unidades paquete, y el plan de localización las cimentaciones de compresores y soplantes; la cimentación de la estación de dosifica-ción de químicos; el aire de instrumentos y cambiadores, y la estruc-tura de concreto para el resto de los equipos del paquete Lurgi.

– Emisión del DTI inteligente y elaboración de las hojas de datos de varios de los equipos. En arquitectura, diseño de los planos para la caseta de operadores, los edificios de subestación, el edificio de control de satélite, y la caseta para analizadores.

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Para los equipos del paquete Lurgi, éstos se encontraban en ruta crítica para la unidad hidrodesulfuradora y se había realizado la emisión DTI Inteligente (MEBI)

– Se lograron avances de 60% en el diseño del METI y de de 80% en la elaboración de las bases de diseño. Así como avances de 90% en la realización de los estudios preliminares de suelos y de 60% en la elaboración de las especificaciones del levantamiento topográfico.

– Se consiguieron avances de 85% tanto en los diagramas de bloque y flujo, como en la lista de equipos, y de 80% en la hoja de datos de instrumentos.

– También se registraron durante el periodo avances en la elabora-ción de los planos de edificios (subestación/sala satélite), y en el diseño mecánico de reactores y de recipientes, y se encontraban en revisión tanto la emisión de los planos y la requisición de reacto-res, como el diagrama unifilar general y la lista de cargas eléctricas.

• En tuberías

– Diseño de los planos de implantación y de montaje de tuberías del límite de la batería, y se realizaron los isométricos y el segundo lista-do de materiales de las tuberías/válvulas y del aire acondicionado. Para la parte eléctrica, se elaboraron diversos planos, entre los que destacan los del arreglo del equipo eléctrico en la subestación y los de fuerza y control de la unidad, y también se llevó a cabo el estudio Hazop.

• En telecomunicaciones

– Diseño para el CCTV, el cableado estructurado, la intercomunica-ción y voceo industrial, la comunicación de datos, y el sistema de radiocomunicación. En lo que se refiere a los planos para la ins-trumentación de la planta, se tuvieron avances en el sistema de control distribuido, la planimetría de la sala de control y el plano de situación de instrumentos electrónicos y neumáticos.

• En seguridad

– Se lograron avances en el diseño del sistema de mitigación, las alarmas, la señalización, el sistema contra incendios, y el sistema de emergencia.

– Se realizaron acciones para conformar los manuales de operacio-nes y mantenimiento, y se registraron avances de 80% en el diseño del reactor y de 90% en la hoja de datos de instrumentos

– Elaboración de las fichas técnicas de reactores e intercambiadores, de los transformadores y tableros del centro de control de motores, y del diagrama unifilar de media tensión 4.16 Kv.

• En materia eléctrica

– Diseño de planos de clasificación de áreas peligrosas, de fuerza y control, de distribución de alumbrado, de la red de tierras y pa-rarrayos, y de arreglo de equipo eléctrico para la subestación. Se

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avanzó en la lista de materiales de la red de tierras, de cables eléc-tricos y de material de fuerza y control, material PAT y alumbrado. Asimismo, se tenía en proceso la realización de esquemas de inter-conexiones y de cables eléctricos.

• Instrumentación

– Se trabajó en los esquemas de conexiones neumáticas y a proceso, en la planimetría de la sala de control, y los planos de recorrido de ban-dejas/cables de instrumentación y se elaboraron las fichas técnicas de los analizadores, así como de los instrumentos de campo y eléctricos.


Desde el inicio de los trabajos del paquete, y hasta noviembre de 2006, se había adquirido casi la totalidad de los equipos y/o materiales, de los 549 con-tratados se compraron 507 y se recibieron 15 en sitio en la Refinería Lázaro Cárdenas o en zonas aledañas.

Dentro de los avances registrados en este paquete, sobresalen las siguientes acciones:

• Adjudicación del pedido de ingeniería básica para: el paquete Lurgi; los reactores; los hornos; los transmisores electrónicos; el SCD; el pa-quete PSA de H2; los cambiadores de calor; los compresores; los atem-peradores con válvulas; los compresores alternativos; las cámaras de mezclado, y los cambiadores de placas.

• Colocación de las órdenes de compra del compresor centrífugo de HDS R8400-0504; de las soplantes de azufre R8402-0503; del primer MTO de tuberías de acero al carbono de las tres unidades; de los filtros RPA; de los discos de ruptura y cambiadores; de los detectores de gases; de los quemadores, la antorcha, los incineradores y los venti-ladores; de los tanques, paquetes de inyección química, mezclador y tableros; del CCM; del paquete de dosificación química; de los cierres de azufre; del paquete de agente químico, y de los tubos de polietileno, bridas, annubars, vénturis, interruptores de nivel y termopares.

• Liberación de las pruebas del proveedor, los certificados de inspec-ción final de materiales y la liberación en el taller de fabricación de las siguientes requisiciones: tanques; eyector; bombas, filtros y sepa-radores; desfogues; enfriadores, eyector, paquete PSA, unidad central de lubricación niebla, y enfriador de gas; condensadores, enfriadores cambiadores, precalentador de agua, y reactor de CO de alta tempera-tura; soloaire, y el enfriador de condensado.

• Elaboración de la documentación relativa a los informes de inspección, subórdenes de compra y certificados de pruebas de los materiales/acopios para la fabricación de equipos de las requisiciones del interior de columnas, acumulador de purgas, separadores y enfriador.

• En cuanto a la colocación de equipos y materiales en sitio, se llevó a cabo la recepción de reactores, del primer MTO (tubería de a/c sin sol-dadura, accesorios, bridas, juntas, tornillos), de aleados y del segundo condensador de azufre.

Desde el inicio de los trabajos del paquete, y hasta noviembre

de 2006, se había adquirido casi la totalidad de los equipos y/o

materiales

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Principales acciones de construcción.

• Generales

– Desarrollo de la estrategia de instalación del personal, maquinaría, equipo y materiales en el sitio de la obra.

– Inicio de la metodología de construcción de prefabricación de tu-berías y pipe rack.

– Llenado de parcela con alrededor de 4,200 m³ de relleno, y se reali-zaron trabajos en la línea de transmisión eléctrica para el suministro de energía al taller, instalaciones y obra.

– Corte y afine de terreno para iniciar la colocación de cimbras, ma-llas electrosoldadas, instalaciones hidráulicas y sanitarias, así como el colado de concreto premezclado en losas de piso y banquetas de las áreas de control, acceso y almacén.

– En topografía, se delimitaron las cuatro parcelas que se emplearían para la construcción de las plantas hidrodesulfuradora de gasó-leos, recuperadora de azufre, y del patio de azufre e hidrógeno, y se realizaría la planimetría y altimetría y marcación de todos los sondeos en las cuatro parcelas.

– En mecánica de suelos, se llevaron a cabo trabajos para los son-deos de los terrenos en que se construiría la planta de azufre.

• Planta de hidrógeno

– Se efectuaron trabajos de excavación, plantilla, descabece de pilas y de habilitación de las áreas para la planta, y se realizó el armado de acero de refuerzo y el cimbrado y colado de la cimentación.

– Relleno y compactación de suelos y armado de estructuras de equipos y del rack principal de tuberías.

• Planta hidrodesulfuradora de gasóleos

– Se ejecutaron trabajos de excavación, plantilla y habilitación de áreas para la construcción de la planta.

– Trabajos de armado de acero de refuerzo, cimbrado, colado de ci-mentación y relleno compactado para la instalación del rack princi-pal de tuberías y de equipos.

• Planta recuperadora de azufre

– Se concluyen los trabajos de habilitado, armado del acero de re-fuerzo, cimbrado y colado de los 12 marcos de los rack RS-VI-1 y RS-VII-1, así como el colado de 22 trabes del rack RS-VI-1 de un total de 36 trabes. También se terminaron las estructuras de los reactores Claus y la cimentación del rack principal de tuberías.

– Se ejecutó la cimentación de los condensadores, la fabricación de mar-cos y trabes, el montaje de los marcos y la prefabricación de tuberías.

– Se encontraban en proceso la instalación de subestaciones y table-ros, así como el cableado, y se iniciaron los trabajos de sand blast y la aplicación de pintura primaria en tuberías. Panorámica de

Planta recuperadora de azufre,2006

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Paquete IPC 5A noviembre de 2006, en el IPC 5 se ejercieron 87.0 MUS$, monto que fue menor en 58.9% que el programado originalmente de 211.8 MUS$.

Su avance físico acumulado fue de 27.4%, y resultó menor en 7.2% que el del Plan objetivo de 34.6%. Asimismo, en las fases de ingeniería, procura y construcción se registraron diferencias negativas de 12.2, 7.4 y 7.0%, respec-tivamente (anexo 99) (cuadro 30).



Ingeniería 55.3 67.5 -12.2

Procura 27.2 34.6 -7.4


Total 27.4 34.6 -7.2

A continuación se describen las acciones de este paquete, realizadas en cada una de las fases previstas para la ejecución de los trabajos.


• Planos: se elaboraron 2,832 de los 4,792 del contrato, se registró un avance de 59% en los planos APC.

• En ingeniería

– Se emitieron los planos estructurales para la SE, la cimentación de equipos y las anclas, las estructuras de los rack, cobertizos y dre-najes, así como para la construcción de pilas y pilotes.

– Edición del diseño y envío a revisión de las columnas de coqui-zación P5UJEHH40–V–31006/7/310501/ 3/4/5; de las bombas cen-trífugas POR-1780-0504, 0505 y 0509, y de las bombas rotativas R-1780-0516 y 0517.

– Conclusión de los estudios topográficos y para el acondicionamien-to del terreno y pilotaje, incluidos los prediseños de las cimenta-ciones y la comparación con el estudio marco de referencia geo-técnico. Se terminó el reporte geotécnico y las recomendaciones sobre mejoramiento y cimentaciones para los equipos, estructuras y edificios de las unidades del paquete.

• En tuberías

– Se concluyó el estudio de orientaciones en columnas.

– Emisión de los planos de integración de desfogue desde la unidad de coque al quemador elevado, y de los planos APC de los PLG parciales de la unidad de coquización, y se diseñó e incluyó en el PDS el paquete de Merichen y las tuberías asociadas.

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– Comprobación del diseño térmico de los intercambiadores de car-casa y tubo; del diseño térmico alternativo al propuesto por el IMP para los intercambiadores de carcasa y tubo; de la ingeniería de bombas centrífugas BB/Multietapa y de la columna regeneradora de DEA; de diseño y requisición técnica para el tanque de almace-namiento de solución de DEA Pobre FB-50001, incluidos los equi-pos EA-50004 y EA-50005.

• Electrónica

– Se sometieron a revisión la estructura inicial de ligas de documen-tos en PDS y los diagramas generales, unifilares de tablero 13.8 Kv y de las subestaciones principal y secundaria en 4.16 Kv, y en el desarrollo del METI se consiguió un avance de 60%.

– Se realizó del estudio y desarrollo del plano de clasificación de áreas peligrosas; se desarrolló la arquitectura del sistema de supervisión de la energía; se sometieron a revisión las versiones APD y APC de los planos de arreglo del equipo eléctrico por niveles y arreglos de huecos en losas y muros de las subestaciones principal y secundaria.

– Se inició el diseño de distribución de charolas y el cálculo de coor-dinación de protecciones. Adicionalmente, se emitieron las requisi-ciones técnicas de transformadores, del tablero de distribución de media tensión, de los CCM, de la lista de cables eléctricos, de los planos de instalación y montaje del alumbrado y la red de tierras, luminarias y accesorios, de las áreas de interiores y exteriores, así como de los cables eléctricos.

• Arquitectura

– Se sometieron a revisión los planos de plantas, cortes y detalles, aca-bados, y plafones para la subestaciones principal y secundaria, y el cuarto de satélite, así como los planos de anteproyecto del edificio comercial, la estancia de operadores y sus instalaciones hidráulicas.

• Telecomunicaciones

– Se efectuó el arranque del sistema de videoconferencia, y se emi-tieron requisiciones para el equipo de radiocomunicación y la red LAN. También se liberó el plano de localización de los equipos de intercomunicación y voceo, así como de trayectorias de las canali-zaciones eléctricas.

Por otra parte, se encontraba en revisión el diseño de la arquitec-tura del sistema de CCTV, y se hizo la distribución y localización para las cámaras del sistema en áreas externas de las plantas, y se diseñaron las rutas y la distribución de equipos para los servicios de voz, datos y video.

• Seguridad

– Se enviaron a revisión las requisiciones, especificaciones y hojas de datos de los elementos para detectores de ácido sulfhídrico, explosividad e hidrógeno, humo y fuego.

– Se revisaron las especificaciones de las válvulas automáticas de di-luvio, hidrantes y monitores boquillas de aspersión, y extinguidores,

Se efectuó el arranque del sistema de videoconferencia, y se emitieron

requisiciones para el equipo de radiocomunicación y la red LAN.

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así como el diseño de los planos de localización de los detectores de fuego y gas en área de proceso.

• Instrumentación y control

– Procesamiento de la requisición técnica para la petición de ofertas de los rotámetros para la HDS, DEA y Coque; sistema de teleme-tría de los reactores para la planta HDNC; de medidores de flujo tipo dispersión térmica, de termo resistencias, termopares y termo pozos para las plantas de HDNC, DEA y Coque; de interruptores de nivel, de placas de orificio/Venturi/tobera, y de los orificios de restricción de las plantas de Coque, HDS y DEA.

– Emisión de las requisiciones técnicas del compresor de hidrógeno C-12001, de bombas centrífugas de BB/Multietapa, de bombas cen-trífugas horizontales API (HDS), de la columna regeneradora de DEA.

– Se emitieron las especificaciones de construcción para el acero y el concreto; los planos de anclas y de trincheras del sistema contra incendios; los planos de cimentación y estructurales de la subesta-ción eléctrica y del edificio de compresores; los de las estructuras de los rack y las de los edificios de reactores.

– Se diseñó la memoria de cálculo del análisis de licuación, el plano general de áreas de compactación dinámica, la memoria de cálculo de pilas y pilotes, y la memoria de cálculo de la topografía.

– Se concluyó la liberación de pilas y se inició la de pilotes en la HDS, y se logró un avance de más de 90% en la emisión de planos de cimentacio-nes de los equipos, edificios y estructuras en toda la unidad de la HDS.


Desde el inicio de los trabajos y hasta noviembre de 2006, la recepción de equi-pos y materiales mostró un índice bajo con 22 equipos recibidos en sitio en la refinería o en zonas aledañas, no obstante que se habían colocado 414 órdenes de compra de los 436 equipos y materiales estimados para el paquete.

• Requisición de accesorios branch y forjados, tubo de A.C.S7S, cables eléctricos y material de pararrayos, así como de puesta en tierra.

• Se efectuaron requisiciones de columnas; SCD/ESF/F&G; transmisores eléctricos F/L/P/T; posicionadores y convertidores; columnas coque; bombas de carga de los hornos, válvulas y discos de ruptura; sistema de decoquizado; solaires, compresor de gas húmedo, analizadores y válvula de seguridad; sistema de tratamiento cáustico (Coker), inter-cambiadores Coker; y bombas centrífugas, ANSI pumps (Decoker) y top/bottom U/Heading device, filtros, depósitos Coker, bombas vertica-les, y válvulas de seguridad.

• Se realizaron requisiciones de compra de 18 pipings, tres depósitos, un intercambiador, dos transformadores, dos CCM, un catalizador, dos paquetes de dosificación, bombas metering y una antorcha Coker.

• Se elaboraron requisiciones para: bombas BB/Multietapa; posiciona-dores y convertidores; columna regeneradora de DEA; tres paquetes

Se emitieron las especificaciones de construcción para el acero y el

concreto; los planos de anclas y de trincheras del sistema contra

incendios

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de lubricación por niebla Coker; un Sludge Thickener Mechanism; dos bombas rotativas, presostatos, tres termopares, tres interruptores de ni-vel por desplazador, tres transmisores, aire seco, tres ampliaciones de depósitos, eyectores, cambiadores de calor y grúa viajero; tres orificios placa, cuatro medidores de flujo, cuatro válvulas, tanques. medidores y palas cargadoras, y un sistema de termometría del reactor.

• Se emitieron órdenes de compra para: el sistema de manejo de Coke (complementaria) y top/bottom U/Heading device (ampliación); colum-nas Coker (complementaria); filtros, y compresores alternativos (com-plementaria); bombas verticales Coker, sistema de manejo de Coke (complementaria) y top/bottom U/Heading device (ampliación).

• Se realizó la orden de compra para la planta HDS de: intercambiadores, reactor (complementaria), filtros, depósitos, bombas verticales, hornos, válvulas de seguridad (complementaria) y un paquete de dosificación.

• Se efectuó la recepción y el análisis de las siguientes ofertas: paque-te de secado aire de instrumentos PA-12007X; Paquete de aire seco; Paquete de aire C31045/46; paquete de nitrógeno; tres unidades de aire acondicionado, tres paquetes de mecánica para la SE; bombas rotativas, palas cargadoras, válvulas automáticas, cables electrónicos, y soportes para cables.


A continuación se presentan los avances observados a noviembre de 2006 en la construcción de las plantas de este contrato:

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• Generales

– Sondeos de mecánica de suelos GP-6 y GP-9 con profundidad de 32.95 y 32.45 m en las tres plantas, realizados por la empresa Geo-tec.

– Finalización de los sondeos de mecánica de suelos en las áreas de regeneración de aminas, de HDS, de patio de coque y banda transportadora de coque.

– Trabajos de relleno de parcela en para instalaciones temporales; en la línea de trasmisión eléctrica que suministra energía al taller, instalaciones y obra.

– Conclusión de las instalaciones provisionales, comunes, eléctricas, hidráulicas y sanitarias.

– Se concluyó la construcción de las oficinas internas del almacén en las instalaciones temporales, la obra civil en el taller de prefabri-cados, la conexión del tablero principal, la colocación de ductos y registros eléctricos en la subestación eléctrica de las instalaciones temporales, así como la construcción de la subestación eléctrica en el taller de prefabricados.

• Plantas de coquización retardada y de gas asociada

– Realización del levantamiento topográfico e instalación de la línea de transmisión de la subestación Las Matas al sito de obra, incluida la instalación de postes de la subestación hasta el entronque de la carretera de Villahermosa.

– Continuación de los trabajos de las instalaciones temporales de es-tructuras metálicas, instalaciones eléctricas, talleres y cercas.

– Se inició la construcción de la presa para lodos bentoníticos, in-cluida la exploración del pozo a una profundidad de 123 m con barrena de 8 6/8” de diámetro y el registro eléctrico, así como una ampliación de 8” a 17”.

– Finalizaron los trabajos de compactación dinámica de suelos en el área de coque, los trabajos con retroexcavadora y excavadora de construcción de cunetas en el perímetro del área para el desalojo de las aguas pluviales estancadas y saneamiento, así como el relle-no y la conformación del área destinada a la planta.

– Se concluyeron los trabajos de excavación e hincado de pilotes de oblongas y la canalización de lodos bentoníticos; el habilitado de acero de refuerzo para pilotes de oblongas, y el colado de concreto de pilotes de oblongas.

– Finalización del habilitado de acero para cimentaciones del pipe rack T-3, colado del pipe rack T-3 (zapatas, dados y contratrabes), colado de candeleros de pipe rack T-3 y de las plantillas de cimen-tación del edificio de coque.

– Colocación del tanque elevado y sus protecciones de fierro.

– Continuación de los trabajos de habilitado del acero de refuerzo de los pilotes de barrena, así como de los hincados de pilotes precola-

Finalizaron los trabajos de compactación dinámica de suelos

en el área de coque, los trabajos con retroexcavadora y excavadora

de construcción de cunetas en el perímetro del área para el desalojo de las aguas pluviales estancadas

y saneamiento.

Planta de coquización retardaday Planta de gas asociada,noviembre de 2006

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dos para los V-31506, V-31508, V-31511 y bombas.

– Se descabezaron los pilotes precolados y se iniciaron los trabajos de cimentación profunda, con la colocación de la zapata de cimen-tación del la torre fraccionadora V-31006, así como el habilitado de acero y el relleno de la excavación perimetral.

– Se iniciaron los trabajos de cimbra y colado en la cimentación del edificio de coque y del rack T-4, así como los colados de marcos del rack T-3. También se efectuó el relleno y la compactación de la excavación del absorbedor V-31502

– Se concluyeron los trabajos para colar los últimos candeleros del rack T-3, el relleno y la compactación del rack T-3 y los pilotes de barrena continua del muro de contención en el área de almacena-miento de coque de aleros.

– Finalización de zapatas, contratrabes y dados de cimentación del edificio de coque, con un volumen aproximado de vaciado de 1,140 m3, y se llevó a cabo la validación de las pruebas de integridad de pilotes de barrena continua.

– Se realizó la cimentación en el área de tolva de la transferencia de coque, así como la excavación y colocación de acero y cimbra.

– Excavación y descabece de pilotes de barrena continua para el rack T-5 y el equipo V-31032.

– Fabricación y montaje de estructura pipe rack precolada para: la cimentación de torres; recipientes y calentador; fosa de Coque, y estructura de concreto Tabor de Coques.

– Se ejecutaron los trabajos de pintado de tuberías, prefabricación de tuberías aéreas, y de los edificios de las subestaciones eléctrica principal norte y secundaria de Coque.

• Planta regeneradora de amina

– Finalizó la compactación dinámica de suelos, y se encontraban en proceso la conformación y nivelación de terreno, así como su trazo y nivelación.

– Se iniciaron los trabajos para: la construcción de pilotes de barrena continua en los rack y equipos; cimentaciones del tanque de desfo-gue FA-50005, y la cimentación del acumulador de la regeneradora FA-50002 y del segundo condensador de regeneradora EA-50002.

– Cimentación del separador hidrocarburador, de la estructura de concreto, y del intercambiador.

– Se concluyó la prefabricación de tuberías aéreas.

• Planta hidrodesulfuradora de naftas de coquización

– Conclusión del trabajo de compactación mecánica del suelo, son-deos de penetración estándar y sondeos de cono eléctrico para de-terminar la efectividad del procedimiento de compactación dinámica.

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– Se realizaron 16 sondeos de barrena continua para determinar el estrato resistente y el uso de una excavadora 320 B para la cons-trucción de cunetas en el perímetro del área para desalojar las aguas pluviales estancadas mediante el bombeo de aguas freáti-cas y pluviales contenidas en el terreno.

– Continuación del corte de material hasta el nivel 105.30 en prome-dio y el retiro del material producto de la excavación.

– Conclusión de la cimentación de los ejes del 1 al 15 del pipe rack por la compañía Macinter, y realización de los trabajos de excava-ción, armado de acero, cimbrado y colado de zapatas, contratra-bes y dados.

– Finalizó la construcción de los candeleros de los ejes 1 al 15, el armado de acero, el cimbrado y colado, así como el relleno com-pactado en los tramos de los ejes del 1 al 15 del pipe rack.

– Liberación de los pilotes de barrena continua, de los cuales queda-ron pendientes solamente cinco de los pilotes precolados de 55 x 55 cm. y de 40 x 40 cm, y de la cimentación del rack de tuberías. Con ello, se tenía prácticamente liberada la cimentación profunda.

– Finalización del colado de los marcos del rack para el área de los calentadores H-12001/02/03; de los trabajos de cimentación plan-tilla, zapatas, y contratrabes del montaje de 19 de 23 marcos del rack principal de tuberías.

– Conclusión de la cimentación para los equipos E-12004 C/D, E-12004 A/B, E12002 y E-12101 y en columnas del reactor.

– Inicio de los trabajos de construcción de la estructura de concreto, del armado de acero, del cimbrado y vaciado de concreto en mar-cos precolados del rack de charolas eléctricas.

– Se iniciaron los trabajos de: montaje de trabes (puntales) del rack principal de tuberías; de la cimentación de la torre de lavado con amina T-12003, de las bombas de la batería V, del tanque sepa-rador frío de productos del reactor D-12011, del tanque de gas combustible D-12032, del separador caliente de productos del reactor D12002 y del acumulador de vaciado de equipos D-12031; la excavación de 6.00 m de profundidad para las cimentaciones; la cimentación de la subestación eléctrica CCM, del asentador de amina rica D-12022, de la torre desbutanizadora T-12001 y de la separadora de naftas T-12002; y las pruebas dinámicas a los pilotes de barrena continua 62 y 237.

– Conclusión de la cimentación de los ejes 16 al 23 del rack de tu-berías y la excavación, plantilla, armado de acero, cimbrado y co-lado de zapatas, contratrabes y candeleros, y los dados tipo D-1, D-2 y D-3 de la cimentación de los calentadores H12001, H12002, H12003, los marcos precolados del rack de tuberías (se fabricaron ocho de 23 unidades totales), y OPC terminó de hincar pilotes de 40 x 40 cm en el área de transformadores.

– Montaje de cambiadores de calor y la prefabricación de tuberías subterráneas.

Finalizó la construcción de los candeleros de los ejes 1 al 15,

el armado de acero, el cimbrado y colado, así como el relleno

compactado en los tramos de los ejes del 1 al 15 del pipe rack.

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Paquete IPC 6A noviembre de 2006, en el IPC 6 se ejercieron 104.5 MUS$, monto que fue mayor en 3.4% que el programado originalmente de 101.1 MUS$.

Su avance físico acumulado fue de 67.9%, y superó en 7.7% al del Plan objeti-vo de 60.2%. En lo que se refiere a la fase de ingeniería, su avance fue menor en 2.0%; y en las fases de procura y construcción se registraron avances su-periores en 5.1 y 19.3%, respectivamente (anexo 100) (cuadro 31).



Ingeniería 78.6 80.6 -2.0

Procura 70.2 65.1 5.1

Construcción 68.8 49.5 19.3

Total 67.9 60.2 7.7

Principales acciones en ingeniería de detalle

• Planos: se elaboraron 8,208 planos de los 8,419 acordados para la in-geniería de detalle de las plantas de alquilación, con lo que se alcanzó un avance de 97% en los planos APC.

• Arquitectura

– Evaluación de la investigación de suelos y cotización del estudio to-pológico y en arquitectura, así como del estudio del acabado del edificio, para lo cual se emitieron cuatro planos diferentes y dos me-morias de cálculo: plano de edificio, plano de estructura de equipo, plano de casa dosificadora de químicos, plano de plataforma local y plano de plataforma local y cobertura; asimismo, se emitió el plano de cobertura de la bomba de motor y la estructura del polipasto.

– Preparación del plano de la unidad de dosificación de químicos y revisión de la unidad; y diseño del soporte de charola del cable en el rack de la tubería de integración y la plataforma adicional sobre el rack de la tubería.

• Eléctrica

– Emisión de la especificación actualizada y de la hoja de datos para la LV SWGR, MCC y capacitores de potencia; y del dibujo del plan actualizado (clasificación de área peligrosa, diagrama unifilar y pro-grama de tablero de alumbrado).

– Se emitió el estudio de arranque del motor grande y del flujo de carga, de la memoria de cálculo para la AC/DC UPS y el programa de tablero de alumbrado.

• Mecánica

– Definición de las especificaciones para la columna y el reactor CS; recipientes grandes (I, II y III); calentador e intercambiador de calor

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del No Ferroso y de calor C.S.; tanque de almacenamiento; colum-na grande y de monel; intercambiador de calor (Cu- Ni), de calor tipo multitubos y de calor de doble tubo; coalescedor; mezclador estático; sobrecalentador; intercambiadores de calor enfriados por aire H/ex; y la torre de enfriamiento y dosificadoras.

– Instalación del K.O.M. con intercambiador de calor enfriado con aire, el reactor y el recipiente; y realización de varias aclaraciones técnicas de equipos mecánicos, como el conglutinador, el eyector y eductor, bombas de sumidero vertical y bombas de mitigación.

• Tuberías

– Conclusión del estudio de rutas, emisión del plano de arreglo gene-ral para discusión y preparación de la especificación del material de tubería para revisión. Asimismo, se emitieron las especificacio-nes para tubería A/G, tubería U/G y pintura.

– Emisión del plano ISO de diferentes áreas, así como del reporte y la lista de análisis de esfuerzo, el plano de tubería subterránea y la especificación de flexibilidad de tubería.

– Realización del cálculo hidráulico para el sistema de mitigación y el sistema contra incendios.

• Ingeniería civil

– Realización de la investigación de suelos y trabajo de levantamiento topográfico; reporte del análisis geotécnico-1; plano de localización de prueba de carga de pilote; plano de investigación de suelo y localización de pilote; memoria de cálculo para la cimentación del equipo; memoria de cálculo para el volumen de compactación di-námica; plano de la torre de enfriamiento; plano de detalle de la cimentación de equipo; memoria de cálculo de plantilla; dique de tanque y dibujo de sleeper; fosa de mitigación; plataforma local y subestación; y reporte de mecánica de suelos.

– Se emitieron las especificaciones para la adquisición de medidores de flujo vórtex, instrumentos principales, transmisor de nivel nuclear y el perfil de densidad de radiación; y se preparó el plan de ruta del cable principal de instrumentos.

– Emisión del BEDD para APC, la lista de condición del límite de ba-tería para la APC, el DTI para la APC, la hoja de datos de proceso (transmisor de presión, medidor de presión y válvula de seguridad de presión).

Principales acciones en procuración

Al cierre de 2006, la actividad de procuración de equipos prácticamente se comple-tó con la compra de 326 equipos y materiales de los 329 acumulados a esa fecha para el paquete, así como con la recepción en sitio de 255 equipos y materiales.

• Se colocaron prácticamente todas las órdenes de compra de los di-ferentes sistemas, equipos y materiales que se utilizarían durante el desarrollo y construcción de las dos plantas de alquilación, donde des-

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tacan la columna alta-ISO agotador, los recipientes grandes, el deso-brecalentador, el coalescedor, las bombas centrífugas, el Sundyne de mitigación, el compresor de aire de instrumentos de tipo centrífugo, el compresor de aire de instrumentos y plantas tipo rosca, la válvula de control, el medidor de flujo vórtex, medidor de flujo másico, instrumento de nivel nuclear y el perfil de densidad de radiación.

• Colocación de la orden de compra para el reactor y la columna; los recipientes mayor II, III y menor; la torre de enfriamiento; la columna de monel; el intercambiador de calor enfriado por aire; el intercambiador de calor no ferroso; el medidor automático del tanque; el medidor de flujo de masa térmica; el intercambiador de calor tipo multitubo & do-ble; las bombas API 18000A-P-08, 14 AB & 18000A/19000A-P-12 AB; el medidor de flujo de masa; y la válvula de control.

• Principales equipos y materiales recibidos en sitio: intercambiador de calor de acero al carbón y no ferroso 05-PEM-KO-013; tubo con costu-ra de acero al carbón; empaque 05-PEM-KO-014; válvula forjada para servicio normal 05-PEM-EO-003; columna del separador (Axis); reactor (Axis); charola y empaque (Sulzer); torre de enfriamiento; intercambia-dor de calor de Cu-Ni; medidor automático de tanque; charola de cable de instrumentos y accesorios; bombas Sundyne; bombas API 18000A-P-08, 14 AB y 18000A/19000A-P-12 AB; medidor de flujo de masa; válvula de control; cableado eléctrico; tuberías y válvulas de acero al carbón; sistema de lubricación por niebla de aceite; válvulas fundidas y forjadas (servicio normal y de HF); intercambiador de calor doble; vál-vula de orbit (válvula de bola de on-off); caja de bloque de terminal de fieldbus; primera lista de material para el cable de instrumentos SCD, ESD y F y G; medidor de nivel (servicio de HF); medidor de flujo de masa térmica; compresor de aire centrífugo y rotámetro; caja de bloque de terminal de fieldbus; transformador LV/MV/HV, LV Switchgear/MCC; transformador (tipo seco); cableado eléctrico; sistema de alarma por fuego; plataforma y escalera; sistema de lubricación por niebla de acei-te; columna mayor; sistema de alarma por fuego; transmisor de nivel radar; transmisor de nivel microonda; y sistema de voceo.

Principales acciones en construcción

• Dos plantas de alquilación

– Construcción de las unidades y servicios mediante la subcontratación de empresas: Proter para el relleno del área temporal; Menard Soltrai-tement para la compactación dinámica del área de proceso; Remicon-CEMEX para el suministro del armado de varillas-trefilados; PC-Stag para la fabricación del piloteado; Pilotec para el LOI de prueba de carga estática de pilotes y prueba ultrasónica; y Mac para la prueba dinámica de pilotes-pruebas y el LOI de trabajo civil y de arquitectura.

– Subcontratación de terceros para la realización de los procesos de NDE/PWHT/PMI/Prueba de dureza/Verificación del espesor.

– Finalización del hincado de pilotes en el área de trabajo para la construcción de las plantas y se inició con la soldadura en taller para tubería subterránea.

Se finalizó el hincado de pilotes en el área de trabajo para la

construcción de las plantas y se inició con la soldadura en taller

para tubería subterránea

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– Finalización del levantamiento de rack y de los trabajos de insta-lación en campo para las tuberías subterráneas y de áreas. Asi-mismo, se inició la instalación en campo para la tubería aérea y la prueba para la válvula en general.

– Se continuó la cimentación de equipo y de la estructura de la torre de enfriamiento, la de fosa y concreto, el edificio de la subestación principal, el edificio de satélite y el edificio de laboratorio y cambio.

Asimismo, se registraron avances en la cimentación del sistema de drenaje, la pavimentación del área y en la trinchera; y quedó com-pletada la estructura de concreto.

– Continuación de los trabajos de instalación en la plataforma de la coraza superior del ISO Stripper, en la plataforma y la escalera; y conclusión de varios levantamientos de estructuras.

– Inicio de la prueba de llenado de agua en el equipo y de la obra de aislamiento para equipos, y finalización de la prueba de HVAC.

– Se continuó con la instalación en campo de tuberías subterráneas y aéreas, así como con la realización de las pruebas hidrostáticas a tuberías y a la válvula general. Asimismo, se dio inicio a la instala-ción de la tubería de CO2.

– Se registraron avances en la subestación principal y se continuó con la instalación de la charola de cable y el soporte, del tubo con-duit para alumbrado, el sistema de energía y la alarma por fuego en la subestación de la torre de enfriamiento; y se iniciaron los trabajos de instalación del MV SWGR/MCC. Además, se efectuó la canaliza-ción y la terminación para SAT y se completó el arreglo de cable.

Contratos gerencia externa de proyectos (GEP)En algunos casos, la vigencia de los contratos GEP es anterior al inicio de la ejecución de los IPC correspondientes, debido a los servicios de asistencia técnica proporcionados a Pemex en la evaluación de las preguntas y propues-tas que presentaron los licitantes que participaron en los concursos para la adjudicación de los contratos IPC.

A noviembre de 2006, los trabajos de supervisión del GEP 1 se habían con-cluido; y los avance financieros de los GEP 2, 3, 4, 5 y 6 fueron de 74.2, 55.7, 60.0, 68.5 y 70.9%, respectivamente (anexo 101) (cuadro 32).

Al 30 de noviembre del 2006, el GEP 1 se había con concluido, y solamente los GEP 2 y 5 habían tenido modificaciones contractuales.

Se registraron avances en la cimentación del sistema de drenaje,

la pavimentación del área y en la trinchera; y quedó completada la

estructura de concreto.

Montaje de tubería principal en Planta de alquilación, 2006

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Cuadro 32. Avance físico-financiero de los contratos GEP a noviembre de 2006 Flujo de devengado acumulado a noviembre de 2006 (MM$)

Paquete Modalidad Plazo (días)

Acumulado Físico en Contrato

Original Contrato

Devengado Diferencia % del

Monto Contrato

GEP 1 PU 720 100.0 25.11 25.1 0.0 100.0

GEP 2 PU 1,640 76.7 149.9 111.3 -38.6 74.2

GEP 3 PU 1,410 65.3 134.7 75.0 -59.7 55.7

GEP 4 PU 1,331 39.3 104.5 62.7 -41.8 60.0

GEP 5 PU 1,440 69.9 97.7 66.9 -30.8 68.5

GEP 6 PU 1,258 65.8 79.6 56.4 -23.2 70.9

Totales 591.5 397.4 -194.1

Fuente. Reporte del estado financiero de los contratos GEP. Subdirección de Proyectos Pemex.

1 El contrato se amplió en 4.8 M$ a través de dos convenios modificatorios y cuatro anexos para ajustes de costos.

Contrato GEP 1Al cierre de noviembre de 2006, únicamente el GEP 1 se había concluido, y durante su ejecución fue objeto de dos convenios modificatorios y cuatro ane-xos de ajustes de costo que amparan una ampliación de 4.8 MM$ del monto original del contrato, que aumentó de 20.3 a 25.1 MM$.

• Convenio CP-1. Suscrito el 29 de agosto de 2005, conforme al cual se amplió el monto del contrato en 2.98 MM$.

• Convenio CP-2. Celebrado el 11 de noviembre de 2005, con el que se autorizó un incremento del contrato de 585.6 M$.

• anexo Ci1. Formalizado el 29 de abril de 2005 para el pago de ajuste de costos por un monto de 419.1 M$.

• anexo Ci2. Autorizado el 24 de mayo de 2005 por un importe de 648.1 M$ para el pago de ajuste de los costos.

• anexo Ci3. Firmado el 7 de diciembre de 2005 por 160.9 M$ para el pago de ajuste de costos.

• anexo Ci4. De fecha 27 de enero de 2006, mediante el cual se autori-zaron 17.1 M$ para el pago de ajuste de costos del contrato.

El 17 de febrero de 2006, Pemex y el contratista formalizaron la conclusión de los trabajos y servicios objeto del contrato mediante la suscripción del acta de finiquito (anexo 102).

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Contrato GEP 2

• Convenio de prórroga. Se celebró el 27 de julio de 2004 para diferir el plazo de los servicios en 55 días naturales, por lo que la nueva fecha de conclusión de los servicios se fijó para el 23 de diciembre de 2008.

Contrato GEP 5

• Primer convenio de prórroga. Se formalizó el 20 de octubre de 2004 con objeto de modificar la fecha de terminación para el 29 de septiembre de 2008, es decir, 30 días naturales después de la prevista originalmen-te en el contrato.

c. Acciones y avances de diciembre 2006 a junio 2012

Avance financieroEjercicio 2007

El Proyecto de la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas presentó un flujo de devengado acumulado de 5,243.5 M$ para los contratos a PU, con un desfase de 730.9 M$; para el caso de los recursos asignados a los paque-tes a PA se observaba un flujo de devengado acumulado de 1,213.1 MUS$, con una desviación de 506.9 MUS$ respecto a lo programado en contratos.

Cuadro 33. Flujo de devengado acumulado a diciembre de 2007


Programado Contrato

Devengado Diferencia

Neta %

IPC 1 PU M$ 634 488.7 488.7 0 0

IPC 2 PU M$ 1,290 5,485.7 4,754.8 -730.9 -13.3

IPC 2 PA MUS$ 1,290 376.6 325.6 -51 -13.5

IPC 3 PA MUS$ 1,128 534.1 346.7 -187.4 -35.1

IPC 4 PA MUS$ 1,064 317.0 193.5 -123.5 -39.0

IPC 5 PA MUS$ 1,128 317.9 197.5 -120.4 -37.9

IPC 6 PA MUS$ 1,002 174.4 149.8 -24.6 -14.1

Totales M$ 5,974.4 5,243.5 -730.9

MUS$ 1,720.0 1,213.1 -506.9

El paquete que presentó mayor desviación en el periodo fue el IPC 4 con un desfase de 39%, seguido del IPC 5 (cuadro 33).

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Ejercicio 2008

Los componentes del proyecto a PU presentaron un avance ligeramente supe-rior a 100%, con un flujo de devengado acumulado de 6,722.2 M$, mayor en 111 M$ respecto al programado contratado de 6,611.2 M$; los contratos a PA tuvieron un flujo de devengado acumulado de 1,574.8 MUS$, inferior en 299.4 MUS$ en relación al programado contratado de 1,874.2 MUS$.

En flujo de montos devengados, el IPC 4 mantenía la desviación más alta con 23.5%, seguida por el IPC 5 con 17.8% y el IPC 3 con 15.8% (cuadro 34).



Programado Contrato


Neta %

IPC 2 PU M$ 1,290 6,122.5 6,233.5 111.0 1.8

IPC 2 PA MUS$ 1,290 376.6 345.1 -31.5 -8.4

IPC 3 PA MUS$ 1,128 614.0 517.0 -97.0 -15.8

IPC 4 PA MUS$ 1,064 350.4 268.1 -82.3 -23.5

IPC 5 PA MUS$ 1,128 358.8 294.8 -64 -17.8

IPC 6 PA MUS$ 1,002 174.4 149.8 -24.6 -14.1

Totales M$ 6,611.2 6,722.2 111

MUS$ 1,874.2 1,574.8 -299.4

Durante este ejercicio, motivado por los procesos conciliatorios, se comenza-ron a aplicar ampliaciones de montos a cuatro de los contratos de PA; sola-mente el Paquete 2 no formó parte del primer proceso conciliatorio.

Ejercicio 2009

El proyecto integral a PU presentó un flujo de devengado acumulado de 8,097.4 M$, menor en 214.2 M$ respecto al programado contratado de 8,527.2 M$; por su parte, los contratos a PA tuvieron un flujo de devengado acumulado de 1,725.7 MUS$, inferior en 164.3 MUS$ en relación al programado contrata-do de 1,890 MUS$ (cuadro 35).

En ese año, el gobierno federal determinó la eliminación del esquema PIDI-REGAS, por lo que el gasto programable se transforma en la fuente de finan-ciamiento del proyecto en los trabajos pendientes de ejecutar. Conforme a los procesos de contratación iniciales de los diferentes paquetes, los contratos debían estar finiquitados al cierre del ejercicio en condiciones normales.

Durante el segundo semestre de este ejercicio, iniciaron las obras de cons-trucción del HD de la Refinería Lázaro Cárdenas al Complejo Petroquímico La Cangrejera.

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Programado Contrato


Neta %

IPC 2 PU M$ 1,683 1,683 7,792.3 7,578.1 -214.2

IPC 2 PA MUS$ 1,290 1,290 376.6 358.9 -17.7

IPC 3 PA MUS$ 1,128 1,128 614.0 560.4 -53.6

IPC 4 PA MUS$ 1,064 1,064 364.1 318.9 -45.2

IPC 5 PA MUS$ 1,128 1,128 358.8 324.1 -34.7

IPC 6 PA MUS$ 1,002 1,002 176.5 163.4 -13.1

Hidrogenoducto PU M$ 320 246.2 30.6 -215.6 -87.6

Totales M$ 8,527.2 8,097.4 -214.2

MUS$ 1,890.0 1,725.7 -164.30

El avance financiero del IPC 6 se encontraba detenido a causa de la sus-pensión que se asignó al contratista por falta de cargas para los trabajos de pruebas y arranque de las plantas.

Ejercicio 2010

El proyecto integral a PU presentó un flujo de devengado acumulado de 8,794.2 M$, inferior en 211.6 M$ respecto al programado de 9,005.8 M$; por su parte, los contratos a PA presentaron un flujo de devengado acumulado de 1,966.9 MUS$, inferior en 129.4 MUS$ en relación al programado contratado de 2,096.3 MUS$ (cuadro 36).

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Programado Contrato


Neta %

IPC 2 PU M$ 1,683 8,270.9 8,274.9 4.0 0.05

IPC 2 PA MUS$ 1,290 399.4 388.6 -10.80 -2.70

IPC 3 PA MUS$ 1,128 679.1 635.8 -43.30 -6.38

IPC 4 PA MUS$ 1,064 418.0 385.5 -32.50 -7.78

IPC 5 PA MUS$ 1,128 418.4 390.1 -28.30 -6.76

IPC 6 PA MUS$ 1,002 181.4 166.9 -14.50 -7.99


Totales M$ 9,005.8 8,794.2 -211.6

MUS$ 2,096.3 1,966.9 -129.4

Ejercicio 2011

El proyecto de reconfiguración a PU mostró un flujo de devengado acumulado de 9,250.5 M$, inferior en 321.6 M$ respecto al programado de 9,572.1 M$; por su parte, los contratos a PA presentaron un flujo de devengado acumulado de 2,163.8 MUS$, inferior en 49.9 MUS$ en relación al programado contratado de 2,213.7 MUS$ (cuadro 37).



Programado Contrato


Neta %

IPC 1 PU M$ 634 488.7 488.7 0 0

IPC 2 PU M$ 1,866 8,837.2 8,731.2 -106.0 -1.2

IPC 2 PA MUS$ 1,290 419.5 414.9 -4.6 -1.1

IPC 3 PA MUS$ 1,128 712.0 696.4 -15.6 -2.2

IPC 4 PA MUS$ 1,064 440.9 430.3 -10.6 -2.4

IPC 5 PA MUS$ 1,128 448.9 441.0 -7.9 -1.8

IPC 6 PA MUS$ 1,002 192.4 181.2 -11.2 -5.8


Totales M$ 9,572.1 9,458.4 -113..7

MUS$ 2,213.70 2,163.8 -49.9

Para 2011, se inicia el reconocimiento a los contratistas de los paquetes 2, 3, 4, y 5 de los montos reclamados y formaron parte del segundo proceso conciliatorio. En consecuencia, se incrementan los importes y los plazos de los contratos IPC.

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Ejercicio 2012

Al cierre del primer semestre del año, el avance financiero devengado es cer-cano a 100%; en PU se observó un flujo de devengado acumulado de 9,297 M$, inferior en 278.3 M$ respecto al programado de 9,575.3 M$; los contratos a PA presentaron un flujo de devengado acumulado de 2,189.6 MUS$, inferior en 32.1 MUS$ en relación al programado contratado de 2,221.7 MUS$ (cuadro 38).



Programado Contrato


Neta %

IPC 2 PU M$ 1,866 8,837.2 8,777.7 -59.5 -0.7

IPC 2 PA MUS$ 1,290 419.5 415.8 -3.7 -0.9

IPC 3 PA MUS$ 1,128 715.0 704.4 -10.6 -1.5

IPC 4 PA MUS$ 1,064 443.4 436.3 -7.1 -1.6

IPC 5 PA MUS$ 1,128 451.4 447 -4.4 -1.0

IPC 6 PA MUS$ 1,002 192.4 186.1 -6.3 -3.3

Hidrogenoducto PU M$ 320 249.4 249.4 0.0 0.0

Totales M$ 9,575.3 9,415.8 -59.5

MUS$ 2,221.7 2,189.6 -32.1

Avance físicoEjercicio 2006

El Proyecto de Reconfiguración de la Refinería “Lázaro Cárdenas” inició la eje-cución de sus obras y trabajos desde 2004, presentándose en un principio contingencias que retrasaron los trabajos de varios de los paquetes que lo con-forman. El IPC 2 fue de los más afectados, y en conjunto con el IPC 1, estaban encargados del acondicionamiento del sitio y de la construcción de plataformas donde se desarrollarían las plantas contempladas en la reconfiguración.

A fines de 2006, Pemex y los contratistas establecieron un Plan objetivo para la recuperación de los atrasos observados.

En diciembre de 2006, al inicio de la presente APF, el proyecto presentó un avance físico integral de 46.1%; menor en 16.1% respecto al Plan objetivo.

El IPC 1 había concluido desde 2005; a diciembre de 2006 el IPC 6 era el único paquete que mostraba un avance real superior a lo programado para el periodo, con un ritmo acelerado en la ejecución de los trabajos, 8% superior a lo programado. Por su parte, el IPC 3 presentaba 28% por abajo a lo estable-cido en el Plan objetivo (cuadro 39).

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Cuadro 39. Avance físico acumulado a diciembre de 2006

Paquete Peso Avance físico acumulado Desviación


IPC-1 2.1 100.0 100.0 0.0 0.0

IPC-2 33.3 76.9 61.9 -15.0 -5.0

IPC-3 26.1 65.2 37.3 -27.9 -7.3

IPC-4 15.5 39.3 23.6 -15.7 -2.4

IPC-5 15.5 41.7 28.9 -12.8 -2.0

IPC-6 7.5 65.7 74.1 8.4 0.6

Totales 100.0 62.2 46.1 -16.1

Fuente: Gerencias Externas de Proyecto. Reportes mensuales del avance de las obras de

los contratos IPC.

Ejercicio 2007

Hacia el cierre de 2007, el proyecto continúo mostrando retrasos mayores al 18%; no obstante, en el periodo avanzó 32.5% para alcanzar un total de 72.6%.

El IPC 6 alcanzó el mayor avance en el año, ubicándose en 90%, como resul-tado de la ejecución acelerada que exhibió desde el inicio de los trabajos. A finales de 2007, Pemex y el contratista formalizaron una suspensión temporal total, dado que no podía continuar con los trabajos de pruebas y arranque de las dos plantas de alquilación, porque dependía de recibir carga de la planta catalítica, la cual se encontraba en una fase temprana de construcción.




IPC-2 34.8 95.3 81.6 -13.8 -4.8

IPC-3 24.6 94.9 65.1 -29.8 -7.6

IPC-4 14.6 95.6 61.0 -34.6 -5.0

IPC-5 14.6 66.4 62.1 -4.3 -0.6

IPC-6 7.1 96.6 90.0 -6.6 -0.5

Desfogues Alquilación 0.6 100 82.5 -17.5 -0.1

Oleoducto 30” 1.2 100 85.6 -14.4 -0.2

Gaseoducto 12” 0.6 100 79.1 -20.9 -0.1

Totales 100.0 91.4 72.6 -18.8

Fuente: Gerencias Externas de Proyecto. Reportes mensuales del avance de las obras de los contratos IPC.

Pemex

124

Durante 2007, el IPC 4 mostró el menor avance de todos los paquetes que conforman la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, alcanzando solamente 61.0%.

A lo largo de año, surgieron nuevos requerimientos que fueron contemplados como obras adicionales en el IPC 2, tales como la construcción de desfogues de alquilación, oleoducto y gaseoducto.

Ejercicio 2008

El proyecto logró un avance de manera integral de 87.7% menor en 8.7% a lo estipulado en el Plan objetivo y 14.9% superior con respecto al observado en el periodo inmediato anterior. El IPC 4 seguía mostrando un desfase superior a 25% respecto al Plan objetivo (cuadro 41).




IPC-2 34.5 98.9 94.3 -4.6 -1.6

IPC-3 25.3 97.9 87.9 -10.0 -2.5

IPC-4 14.4 100.0 74.2 -25.8 -3.7

IPC-5 14.5 83.7 80.9 -2.8 -0.4

IPC-6 7.0 96.6 90.0 -6.6 -0.5

Desfogues Alquilación 0.6 100.0 95.0 -5.0 -0.0

Oleoducto 30” 1.2 100.0 98.8 -1.2 -0.0

Gaseoducto 12” 0.6 100.0 99.1 -0.9 -0.0

Totales 100.0 96.5 72.6 -18.8


Durante este año se llevaron a cabo varios procesos conciliatorios entre Pemex y los contratistas, con la participación de la SFP (ver apartado iii), para solucionar reclamos presentados por los mismos.

Asimismo, motivado por los atrasos observados en la ejecución de las obras del proyecto, Pemex formuló una estrategia para el arranque de las plantas en dos bloques, el primero de ellos debería haber iniciado operaciones en abril de 2009.

El IPC 6 continuó con la suspensión parcial total de los trabajos de obra, por lo que no registro avance de los trabajos.

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Ejercicio 2009

En el ejercicio 2009, el gobierno federal determinó que la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas dejaría de ser financiada por el esquema PIDIRE-GAS, e instruyó a Pemex a financiar el proyecto mediante gasto programable.

Durante este año, el proyecto alcanzó un avance de 91.7%, inferior a 97.5% previsto en el recién instrumentado programa contractual, el cual estaba refe-rido a la quinta reprogramación efectuada con el IPC 2 (cuadro 42).

Cuadro 42. Avance físico a diciembre de 2009

Paquete Avance Físico Acumulado Desviación Neta

Contractual Real

IPC-1 100.0 100.0 0.0

IPC-2 98.7 94.0 -4.7

IPC-3 98.7 90.6 -8.1

IPC-4 96.3 86.4 -9.9

IPC-5 91.6 89.5 -2.1

IPC-6 98.5 94.2 -4.3

Desfogues Alquilación 100.0 96.0 -4.0

Oleoducto 30” 100.0 97.0 -3.0

Gaseoducto 12” 100.0 98.0 -2.0

Hidrogenoducto 36.7 12.4 -24.3

Totales 97.5 91.7 -5.8


Se levantó la suspensión parcial temporal del contratista del IPC 6, logrando un avance de 94.2%, y se observan importantes avances en la ejecución de los trabajos y obras asignados a los IPC 2 y 3.

En el segundo semestre del año se adiciona a la Reconfiguración de la Refine-ría Lázaro Cárdenas el paquete de construcción de un hidrogenoducto (HD) del CPQ La Cangrejera.

Ejercicio 2010

En 2010, en seis de los siete paquetes se logró un avance acumulado superior a 87%, a excepción del HD, que fue el último de los paquetes en iniciar su construcción (cuadro 43).

En relación con las obras adicionales del IPC 2, se registró un avance de 92.9% en los trabajos y construcción de los desfogues de alquilación, 96.3% del oleoducto y 93.9% en del gaseoducto.

Pemex

126



Contractual Real

IPC-1 100.0 100.0 0.0

IPC-2 99.2 96.0 -3.2

IPC-3 98.5 91.6 -6.9

IPC-4 90.6 87.8 -2.8

IPC-5 85.2 90.1 4.9

IPC-6 98.5 95.1 -3.4

Desfogues Alquilación 99.4 92.9 -6.5

Oleoducto 30” 99.9 96.3 -3.6

Gaseoducto 12” 100.0 93.9 -6.1


Totales 95.9 93.0 -2.9


Ejercicio 2011

Durante 2011, el avance integral del proyecto fue de 98%, menor en 1.9% res-pecto al contractual. El IPC 2 presenta un avance de 100% de las obras adicio-nales del oleoducto y el gasoducto en el IPC 2; el IPC 6 muestra ligeros avances debido al levantamiento de la suspensión parcial temporal (cuadro 44).



Contractual Real

IPC-1 100.0 100.0 0.0

IPC-2 100.0 98.7 -1.3

IPC-3 100.0 97.3 -2.7

IPC-4 100.0 97.1 -2.9

IPC-5 100.0 97.5 -2.5

IPC-6 99.4 98.4 -1.0

Desfogues Alquilación 100.0 100.0 0.0

Oleoducto 30” 100.0 100.0 0.0

Gaseoducto 12” 100.0 100.0 0.0


Totales 99.9 98.0 -1.9

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Ejercicio 2012

En el primer semestre de 2012 prácticamente se encontraba cubierta la totalidad de los trabajos de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cár-denas, varias de las plantas habían iniciado el proceso de terminación mecánica y de pruebas.

PR realizó varias consultas y solicitudes la SFP para poder realizar la entrega-recepción parcial de las plantas que se encontraban listas para su operación, observándose un avance integral de 98.8% (cuadro 45).

Cuadro 45. Avance físico a junio de 2012


Contractual Real

IPC-1 100.0 100.0 0.0

IPC-2 100.0 98.9 -1.1

IPC-3 100.0 98.2 -1.8

IPC-4 100.0 98.6 -1.4

IPC-5 100.0 98.7 -1.3

IPC-6 100.0 99.6 -0.4

Desfogues Alquilación 100.0 100.0 0.0

Oleoducto 30” 100.0 100.0 0.0

Gaseoducto 12” 100.0 100.0 0.0

Hidrogenoducto 100.0 100.0 0.0

Totales 100.0 98.8 -1.2


Pemex

128

Acciones

Paquete IPC 2


Enero a junio de 2007

• Revisión del modelo electrónico, que incluyó trabajos de planos de edi-ficios, información de ingeniería del proveedor de los quemadores, cé-dulas de cable y conducto, diagrama para el cableado de las unidades de control, planos de dibujos típicos de instalación de instrumentos y detalles de conexiones de instrumentos en el gaseoducto.

• Elaboración del manual de operación y en la filosofía de control, en los lazos de control, lógicos de control, rutas neumáticas y eléctricas, índice de instrumentos, sumario de instrumentos, detalles eléctricos de instalación y señales.

• Edición de los procedimientos de operación, planos APC, planos de soportes secundarios, planos de edificios, planos eléctricos, listas de materiales de fuerza, bases de datos de tiempo real e histórico, re-portes y especificaciones del sistema de control, planos de detalles de conexión de instrumentos, planos de localización de instrumentos, listas de materiales eléctricos y de instalación, planos de alambrado punto a punto, planos de cortes, diagramas de cableado y plano de conexiones del CCTV.

• Para el gaseoducto se realizó la edición de la protección catódica en los procedimientos para levantamientos de potencial natural, los procedi-mientos para medición de resistividad, las gradientes de voltaje, la apli-cación de soldadura por aluminotermia, los planos típicos de instalación y los diagramas lógicos de control y de interconexiones punto a punto.

Julio a diciembre de 2007

• Edición (APC) de planos para soportes de tuberías, casetas de res-guardo, reportes de estudios topográficos, censos de propietarios, co-bertizo de regulación, plataformas de operación de válvula, plataforma de operación, fosas de interconexión del gasoducto.

• Edición de planos de localización de instrumentos plano de cortes y detalles; rutas eléctricas de instrumentos, plano de arreglo de equipos en cuarto de control, índice de instrumentos, sumario de instrumentos, rutas eléctricas de instrumentación, diagramas lógicos de control de interlocks de válvula de seccionamiento y de tanques de recibo y dia-gramas de suministro eléctrico de corriente eléctrica.

• Edición de los planos de rutas y distribución de equipo en CCTV, telefo-nía e intercomunicación y voceo, así como los planos APC de: alimenta-ción eléctrica y tierras en diversos sitios, mástil/torre en diversos sitios, rutas y distribución de equipo en diversos sitios

Para el gaseoducto se realizó la edición de la protección catódica

en los procedimientos para levantamientos de potencial

natural, los procedimientos para medición de resistividad, las

gradientes de voltaje, la aplicación de soldadura por aluminotermia, los

planos típicos de instalación y los diagramas lógicos de control y de

interconexiones punto a punto.

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• Edición de procedimientos para fabricación de postes para registro de potencial y la revisión de rectificadores automáticos en sitio; planos APC de alimentación eléctrica y tierras en refinería del sistema supervisión; control y adquisición de datos (SCADA); reportes de estudio de línea de vista y el barrido de frecuencias de diversos sitios.

• Desarrollo de especificación para recubrimiento anticorrosivo para tu-bería subterránea.


• Elaboración y revisión de planos AS Built para cimentaciones, muros, cor-tes y detalles de la zona de clarifloculador. Edición de diversos planos APC.

• Edición de especificación del paquete de cloración, de sistemas de inyección de químicos y de aire acondicionado. Elaboración de dia-gramas de flujo para tuberías e instrumentos y de distintas listas de equipos y líneas.

• Revisión de información de proveedores para diferentes equipos ocu-pados en distintas áreas. Emisión de diagramas de distribución de alumbrado y de fuerza de control en resguardo de rectificadores y ela-boración de diagramas unifilares de acondicionamiento de agua cruda.

• Edición de arquitectura de sistemas control y el índice de instrumen-tos, especificaciones para cable de instrumentos, transmisores de flujo magnético, transmisores de presión, transmisores de nivel tipo ultrasó-nico, válvulas de seguridad y manómetros.

• Edición de planos de canalización de cables de instrumentos, y edición de diversos típicos y de cableado estructurado. Se emitieron diseños de CCTV, CCTV inalámbrico, telefonía e intercomunicación y voceo.

• Elaboración de libros finales de proyecto.


• Elaboración de libros finales de proyecto y planos AS Built. de las Uni-dades de Servicios auxiliares y de Unidad de aguas amargas.

– En la unidad de obras de integración: se modificaron diagramas de flujo para distintos procesos, se emitieron índices de líneas y listas de equipos y motores de diversos equipos. Elaboraron planos AS Built diversos, especificaciones técnicas de bombas centrífugas de pro-ceso y de servicios y revisión de la información de los proveedores.

• Edición de planos de cimentación, de losas de pisos, de colocación de plataformas y de trabajos en cobertizos diferentes. Edición de planos de muro y castillos para plantas de cubierta de cuartos de control.

• Elaboración de isométricos, índices de instrumentos y listas de líneas para tuberías en planta y elevaciones, cédulas de cable conducto, diagramas de lazo relacionados a la instrumentación y desarrollo de ingeniería de detalle en cableado estructurado, en CCTV, en CCTV ina-lámbrico, en telefonía e intercomunicación y en voceo.

Pemex

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• Edición de diagramas unifilares, arreglos de equipo en subestaciones y edificio de químicos. Elaboración de planos de distribución de fuerza del clarifloculador y bombas de fosa de lodos y de diagramas esque-máticos de control en media y baja tensión y sistema de tierras para el edificio de químicos. Edición de distribución de fuerza en edificio de químicos y en distintas casas de bombas.


• Revisión de información de equipo proporcionado por proveedores, elaboración de planos AS Built, edición de isométricos diversos.

• Trabajos de ingeniería de instrumentación y mecánica para la fosa FE-01, de tuberías del paquete PA-17, de diagramas de tuberías e instru-mentación para el drenaje aceitoso del laboratorio central y trabajos adicionales en cámaras del CCTV del paquete de desfogues.

• En las unidades de servicios auxiliares y de aguas amargas: Elabora-ción de libros de proyecto y planos AS Built.


• Revisión de información de proveedores, elaboración de planos AS Built y edición de isométricos diversos.

• Trabajos en planos civiles para la modificación del nivel piso de la casa de bombas 10, planos de distribución de fuerza y control, alumbrado y tierras y diagrama esquemático para el arrancador de bombas y edi-ción de plano civil de modificación de la fosa del drenaje aceitoso.

• Elaboración de libros de proyecto y planos AS Built.


• Elaboración de planos AS Built, y se continuó con la integración de libros de proyecto y emisión de isométricos As- Built del área existente.

• Revisión de información de proveedores.

• Actualización de información para el cierre de circuitos para pruebas y continuación de ingeniería de detalle para integración del equipo y para lubricación por niebla de las bombas de los quemadores.


• Revisión de información de equipos proporcionada por proveedores, edición de isométricos diversos y elaboración de planos AS Built y los libros de proyecto.

• Edición de planos de lubricación por niebla de las bombas de los que-madores, de instalaciones de rótulos en el clarifloculador, de platafor-mas en fosa de floculación, de planos de prueba con carga de bomba de lodos BA-508 y de limpieza en fosa de lodos.

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• En Servicios Auxiliares y Unidad de aguas amargas: Elaboración libro de proyecto y planos AS Built.


• En obras de integración (PA): revisión de información de proveedores y apoyo al grupo de construcción en levantamientos para AS Built.

• En obras de integración (PU): elaboración de libros de proyecto de desfo-gues y revisión del manual de operación del oleoducto y de libros finales.

• En servicios auxiliares y aguas amargas: elaboración de algunos libros de proyecto y planos AS Built.

• Las actividades de ingeniería en servicios auxiliares terminaron.


• En obras de integración (PA): revisión de información de proveedores y apoyo al grupo de construcción en levantamientos para AS Built.

• En Unidad de integración (PU): elaboración de libros de proyecto de des-fogues y revisión de manual de operación del oleoducto y de libros finales.

• En servicios auxiliares y aguas amargas: elaboración libros de proyecto y planos AS Built.

• Las actividades de ingeniería en Servicios auxiliares terminaron.


• En servicios auxiliares: entrega a área usuaria de libros de documen-tación a 100%.

• En aguas amargas: entrega de libros de documentación a 100%.

• En obras de integración: entrega a área usuaria de libros de documen-tación a 80.03%. Revisión de la versión AS Built de los paquetes.

Principales acciones de procuraciónEnero a junio de 2007

• Suministro de materiales en taller de bombas de aceite, alimentación al separador de aceite, interruptores de nivel tipo desplazador para válvula motorizada e instrumentos para transmisor de nivel para centro de control de motores (CCM).

• Fabricación de escaleras, plataformas y boquillas de los tanques de condensado, tanque de sosa, tablero solenoide, bancos de capacita-dores, medidores de tipo coriolis e instrumentos para placas de orificio e interruptor de nivel; bombas de agua neutralizada, instrumentos para válvulas de control y de bombas de desplazamiento positivo, tableros de metal Clad, grúa para casa de bombas, casa de bombas, sistema de control tubo PITOT, trasmisores de nivel, separador API, monitoreo

Suministro de materiales en taller de bombas de aceite, alimentación

al separador de aceite, interruptores de nivel tipo desplazador para

válvula motorizada e instrumentos para transmisor de nivel para centro

de control de motores (CCM).

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de subestaciones eléctricas, indicadores e interruptores de nivel, válvu-las acondicionadas, placas de orificios y sistema de monitoreo.

• Recepción en sitio de instrumentos para placas de orificio, bombas de capacitadores, tanques, equipo y accesorios, centro de control de motores (CCM) 480V, sistema de monitoreo de emisiones, analizador de cloro, válvulas de seguridad, tableros de control, banco de capaci-tadores, instrumentos para indicadores electrónicos, transmisores de presión y de temperatura, instrumentos para válvulas, sistema de ali-mentación Interrumpida (UPS), tableros de metal Clad, esfera de alma-cenamiento, tubo PITOT, sistemas de comunicación, cargador y banco de baterías.

Junio a diciembre de 2007

• Colocación de orden de compra de bombas de proceso, bombas de desplazamiento, bombas de sumidero, quemadores, interruptor de presión, filtro de TAME, sistema de monitoreo de subestaciones, tablero de alumbrado, transmisores de nivel ultrasónicos, inyección de quími-cos, sistema de detección, alarma y control de gas, CCTV inalámbrico, pantallas gigantes, tableros de metal Clad, medidor de flujos y tanques de agua amarga y de condensado aceitoso, tanque de sosa, analiza-dor de cloro, transmisor de nivel, sistema de gas y fuego.

• Suministro de material a taller de filtro de Tame, tableros de metal Clad, quemadores, pantallas, gigantes, CCTV inalámbrico, bombas de agua recuperada, instrumentos para medidores de flujo desflemada, bom-bas de desplazamiento positivo y sistema de fuego y gas.

• Recepción en sitio de bombas de proceso, quemadores, interruptor de nivel y de presión, transmisores de presión, filtros de Tame, sistema de monitoreo de subestaciones, sistema de intercomunicación, sistema de lubricación por niebla, sistema de control, sistema de gas y fuego, trans-misores de nivel ultrasónicos, sistema de supresión, tanques de conden-sado aceitoso, tanque de sosa, tanque de condensado limpio, desae-reador, caldera, cargadores y bancos de baterías, instrumentos válvulas motorizadas, aislamiento térmico de calderas e instrumentos para trans-misores de presión, equipo rotatorio y las bombas de agua de rechazo.


• Suministro a taller de materiales de refacciones para analizadores de áci-do sulfúrico y para transmisor de flujo y de analizadores de viscosidad. Entrega a Pemex de refacciones para arranque y operación normal.

• Recepción en sitio de instrumentos para transmisores de temperatura y de presión diferencial, para placas de orificio; transmisores de flujo multivariable, refacciones para bombas, equipo rotatorio, recipientes a presión, turbinas de vapor y equipos eléctricos, sistema de control distribuido, medidores de flujo tipo másicos, sistema de gas y fuego, transmisor de presión diferencial y de temperatura. Con los materiales recibidos se fabricaron transmisores de flujo multivariable y de presión diferencial, entre otros equipos.

Suministro a taller de materiales de refacciones para analizadores de ácido sulfúrico y para transmisor

de flujo y de analizadores de viscosidad.

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• Suministro en taller de material de instrumentos para transmisores de presión diferencial e indicadores de presión.

• Recepción en sitio de turbogenerador, sistema de control distribuido, sistema de gas y fuego, transformadores tipo seco en barniz, trans-misores de temperatura, trasmisores de flujo multivariable, tablero de distribución, medidores de flujo masivo, varios instrumentos para trans-misor de presión diferencial y placas de orificio, y de refacciones para válvulas reguladoras, tableros encapsulador, tableros de metal Clad, indicadores de presión, bombas y válvulas reguladoras

• Entrega de documentación final de equipos y materiales.


• Recepción en sitio de refacciones para sistema de control distribuido, válvulas y bombas diversas; de termopozos y termopares para el sis-tema de control, software de simuladores dinámicos de proceso, indi-cadores electrónicos para transmisores de presión diferencial y trans-misores de presión manométrica, tableros de metal Clad, sistemas de monitoreo de casas de bombas 2, central y de transferencia, sistema de deshidratación de lodos y sistema de supresión.

• Entrega de documentación final y entrega de refacciones de resistencias para puesta a tierra del neutro y refacciones para compresores centrífugos.


• Fabricación de analizadores de ácido sulfúrico, integración de docu-mentación final de equipos y materiales.

• Recepción en sitio de analizadores de ácido sulfúrico, refacciones del sistema de telemedición del tipo servo operados y de válvulas de ac-ción; así también, se recibieron refacciones para recipientes a presión.


• Colocación de órdenes de compra y recepción en sitio de refacciones para el sistema de gas y fuego, bombas y transformadores de potencia en aceite.

• Entrega de refacciones de equipo mecánicos, eléctricos, de instrumen-tación, sistema de control y telecomunicación.


• Entrega de libro final de equipo, eléctrico, instrumentación, sistemas de control y Telecomunicación. Entrega de refacciones para arranque y operación normal.

Pemex

134


• Concluyen dossiers de equipos. Continuación de entrega de refaccio-nes del proyecto.

• En obras de integración: integración de libro final de equipos mecánicos, eléctrico, instrumentación, sistemas de control y telecomunicaciones.


Continuación de entrega de refacciones del proyecto. En Unidad de aguas amargas concluyó esta fase.


Continuación de entrega de refacciones del proyecto de la unidad de integra-ción, atención de comentarios a libros finales de procura.



• Planta de servicios auxiliares

– Construcción de tapas en trincheras, armado del difusor para Torre de enfriamiento, fabricación de tuberías AC, aplicación de pintura de acabado en tanques verticales, prefabricación de tubería AC, colocación de cables de fuerza, circulados de aceite del turboge-nerador TG-03-H y montaje mecánico en caldera y de tubería aérea.

– Trabajos en pavimentos, cimentaciones diversas, drenajes, el tan-que TV-2011, el turbogenerador TG-03-A, casetas de analizadores y equipos mecánicos y eléctricos.

• Planta de aguas amargas

– Terminaron trabajos en torres agotadoras y sus internos, prefabri-cación de tuberías y colocación de cables eléctricos, de charolas y conducto en rack principal.

– Construcción de torres agotadoras, tanques TV-2009, TV-2012, rack principal y tuberías diversas.

• Obras de integración

– A precio alzado: rotulación de los tanques esféricos, instalación de lá-mina para cobertizo en rack D1, ejecución de pruebas al equipo eléc-trico del cuarto de control central y su acabado y construcción de mu-ros del cuarto de control de instrumentos para casa de bombas N° 2.

Continuaron trabajos en tanques diversos, en casas de bombas, en torres de enfriamiento CT-2000 y CT-2001, en cuarto de control central, en laboratorio y almacén de usos generales, entre otros.

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Continuaron obras en la Unidad de tratamiento de efluentes, en sistemas de desfogues, Telecom, recuperación de condensados, sistema cerrado de purgas, Paquete de aire acondicionado y de inyección de humectante surfactante.

Continuaron trabajos en racks, casas de bombas, torres de enfria-miento, tanques diversos y en diferentes edificios, por mencionar algunos, caseta de acceso y laboratorio; diferentes sistemas como la Unidad de tratamiento de efluentes y el Sistema cerrado de pur-ga, y varios equipos como la báscula electrónica digital.

– A precio unitario: trabajos diversos en almacén general, en bode-ga de seguridad y en barda perimetral, montaje de marco MT-01, montaje de puente de interconexión entre PE-02 y rack D6, trabajos de construcción en casetas de la válvula de seccionamiento y en la estructura metaliza para línea de crudo 100% Maya. Finalizó la construcción de la fosa de interconexión y la banqueta perimetral en válvula de seccionamiento.

Terminaron los montajes de sistema de desfogue, charola dentro de subestación y estructura para la plataforma de acceso al tanque separador y la construcción civil de casetas para el sistema de Te-lecom y protección catódica.

Concluyeron pruebas hidrostáticas de línea de gasoducto, trabajos en quemador QE-05-A, la rotulación de equipos, la instalación de charola y conducto para fuerza y control, las pruebas neumáticas-hidrostáticas en el sistema de desfogue y aceite. Y para el que-mador QE-05-B: instalación de soportes para tubería, tendido de tubería del drenaje aceitoso, colado de losas de piso en la base del quemador, montaje de soportes de concreto y aplicación de pintura en la estructura Derrick.

Continuaron actividades de montaje de estructuras, cimentación de puentes, trabajos en trincheras, drenajes, pavimentos y vialidades; trabajos en oleoductos y gaseoductos y aplicación de pintura y ais-lamientos de equipos diversos.



– Concluyó: montaje mecánico de una caldera y de la jaula para inter-nos del precipitador, construcción del drenaje pluvial en calderas, montaje de estructura metálica de precipitador, colocación de grout en silo de caliza, fabricación de tubería de aleación, circulado de aceite del turbogenerador, colocación de mallas y relleno en celda para Torre de enfriamiento.

– Realización de trabajos diversos en calderas, drenajes, tanques, tuberías, en tanque separador de drenaje aceitoso, en edificio de desaireador, en Paquete de aire de instrumentos, en caseta de ana-lizadores, en rack principal y en rack secundario.

Concluyeron pruebas hidrostáticas de línea de gasoducto, trabajos en

quemador QE-05-A, la rotulación de equipos, la instalación de

charola y conducto para fuerza y control, las pruebas neumáticas-

hidrostáticas en el sistema de desfogue y aceite.

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– Terminaron trabajos de colocación de losa de piso, montaje de so-portes secundarios para tubería y charolas, colocación de tapas de trincheras, trabajos mecánicos y sandblasted de diversos tanques e instalación de los equipos mecánicos.

– Trabajos diversos en: paquete de aire de instrumentos, caseta de estancia de operadores, rack principal, torres agotadoras y cuarto de control. Aplicación de pintura y aislamiento de equipos. Cimen-tación en varias estructuras metálicas.


• A precio alzado: montajes de estructura de tanque vertical, construc-ción de base y escalera de la subestación eléctrica de casa de bombas 10; instalación de tubería del drenaje aceitoso en el área de transforma-dores, y la aplicación de pintura de acabado en el cuerpo y piso interior del tanque TV-2006.

– Avanzaron trabajos en: torres de enfriamiento, casas de bombas, subestaciones eléctricas, almacén de usos generales, nueva cen-tral contra incendios, caseta de acceso y unidad de tratamiento de efluentes. Se efectuaron trabajos en los sistemas de desfogues, re-cuperación de condensados, cerrado de purga, Paquete de aire acondicionado y en las descargadoras de TAME.

– A precio unitario: concluyó construcción de superestructura para puentes, cimentaciones de las columnas para caseta de control de oleoductos y gasoductos. Construcción de pedestales de tram-pas, trincheras y tapas para quemador QE-05-A, los dados para columnas de puentes y las plantillas para cimentaciones de varios puentes.

Montajes de chimenea y de boquilla del quemador QE-05-B, sopor-tes precolados para quemador y de tubería del sistema de desfo-gue del quemador.

Realización de pruebas hidrostáticas a válvulas para gasoduc-tos y a tubería del sistema de desfogue. Instalación de tablero de alumbrado para luces de obstrucción, conexionado de tubería de oleoductos, excavaciones en pantano para tuberías de oleoductos, levantamiento topográfico y localización de ductos existentes.

Construcción de castillos y muros de tabique rojo para edificio de supervisión, colocación de piso epóxico en interior del almacén general, instalación hidrosanitaria de la bodega de seguridad y tu-bería de polietileno de alta densidad, colocación de mamparas y muebles en los sanitarios del edificio de supervisión y de loseta cerámica en pisos de la bodega de seguridad.

Reparaciones de marcos existentes, montaje de estructuras metá-licas y puentes y trabajos diversos en central contra incendios, en drenajes pluvial y aceitoso, en línea de crudo Maya, en trincheras, en obra eléctrica, en barda perimetral, en oleoductos y gasoductos y en la protección contra fuego a diversas estructuras y equipos.

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– Concluyó la construcción de tapas en trincheras, el armado del di-fusor para torre de enfriamiento, la fabricación de tuberías AC, la aplicación de pintura de acabado en tanques verticales, la prefabri-cación de tubería AC, la colocación de cables de fuerza, los circu-lados de aceite del turbogenerador TG-03-H y el montaje mecánico en caldera y de tubería aérea.

– Continuaron trabajos en pavimentos, cimentaciones diversas, dre-najes, tanque TV-2011, turbogenerador TG-03-A, casetas de anali-zadores y equipos mecánicos y eléctricos


– Terminaron trabajos en torres agotadoras y sus internos, prefabri-cación de tuberías y colocación de cables eléctricos, charolas y conducto en rack principal.

– Continuó construcción de torres agotadoras, tanques TV-2009, TV-2012, rack principal, tuberías diversas y labores en obra eléctrica y mecánica.


– A precio alzado: rotulación de los tanques esféricos, instalación de lámina para cobertizo en rack D1, ejecución de pruebas al equipo eléctrico del cuarto de control central y su acabado y la construc-ción de muros del cuarto de control de instrumentos para casa de bombas N° 2.

Continuaron trabajos en tanques diversos, casas de bombas, torres de enfriamiento CT-2000 y CT-2001, cuarto de control central, labo-ratorio y almacén de usos generales, entre otros.

Continuaron obras en unidad de tratamiento de efluentes, sistemas de desfogues, Telecom, recuperación de condensados, sistema cerrado de purgas y paquetes de aire acondicionado y de inyec-ción de humectante surfactante.

Continuaron trabajos en racks, casas de bombas, torres de enfria-miento, tanques diversos y en diferentes edificios, por mencionar algunos, caseta de acceso y laboratorio; diferentes sistemas como la unidad de tratamiento de efluentes y el sistema cerrado de purga, y varios equipos como la báscula electrónica digital.

– A precio unitario: concluyeron trabajos de construcción en alma-cén general, bodega de seguridad y barda perimetral; montajes de marco MT-01, puente de interconexión entre PE-02 y rack D6; construcción en casetas de la válvula de seccionamiento y en la estructura metaliza para línea de crudo 100% Maya y finalizó cons-trucción de fosa de interconexión y banqueta perimetral en válvula de seccionamiento.

Terminaron montajes de sistema de desfogue, charola dentro de subestación y estructura para la plataforma de acceso al tanque se-parador. Construcción civil de casetas para el sistema de Telecom y protección catódica y pruebas hidrostáticas de línea de gasoducto.

Terminaron trabajos en torres agotadoras y sus internos,

prefabricación de tuberías y colocación de cables eléctricos,

charolas y conducto en rack principal.

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Concluyeron trabajos en quemador QE-05-A: rotulación de equi-pos, instalación de charola y conducto para fuerza y control, prue-bas neumáticas-hidrostáticas en el sistema de desfogue y aceite. Y para el quemador QE-05-B: instalación de soportes para tubería, tendido de tubería del drenaje aceitoso, colado de losas de piso en la base del quemador, montaje de soportes de concreto y aplica-ción de pintura en la estructura Derrick.

Continuaron actividades de montaje de estructuras, cimentación de puentes, trabajos en trincheras, drenajes, pavimentos y vialidades, trabajos en oleoductos y gaseoductos y aplicación de pintura y asi-lamientos de equipos diversos.



– Concluyeron montajes de tubería aérea y de válvulas del sistema de combustóleo a calderas, instalación de conducto y cableado de señales de control en UDA-300, aislamiento en paredes de Caldera CB-07 y montaje del sistema de desaireadores.

– Pruebas de estanqueidad y fluidez de los drenajes en construcción de cobertizos e instalaciones del sistema de CO2 en casa de fuerza y cuarto de control satélite.


– Concluyeron pruebas en torres agotadoras, colocación de la membrana en tanque, obras para el cobertizo del sistema de detección de CO2 y prueba e inspección final de los cambiadores de calor y de recipientes.


– A precio alzado: terminaron trabajos eléctricos y mecánicos para los tanques TV-2000 y TV-2003, prueba de líquidos penetrantes para el tanque TV-2006, construcción de inclusiones de concreto para la casa de bombas contra incendios, montaje de charola y del cableado de fuerza y control para la unidad de tratamiento de efluentes y para bombas de residuo de vacío, instalaciones de tu-berías, cable de alumbrado y soportes en caseta para basculas dinámicas, en casa de bombas N° 3, en laboratorio y en paquete de inyección de humectante surfactante.

Terminaron la instalación del drenaje aceitoso para la casa de bom-bas de transferencia y en el sistema de Telecom, la aplicación de pintura de acabado del fondo del tanque TV-2005, el montaje de instrumentos y válvulas de control de los tanques TH-2001/02, losas de piso de torre de enfriamiento CT-2001 y cableado de fuerza y alumbrado para casa de bombas N° 10.

Instalaciones de cable de alumbrado en caseta para básculas di-námicas, de charola y de soportes en área existente respecto a traza eléctrica, de sistemas de alumbrado y pararrayos para casa de bombas y sistema de alumbrado y contactos para paquete de inyección de humectante surfactante.

Concluyeron pruebas en torres agotadoras, colocación de la membrana en tanque, obras

para el cobertizo del sistema de detección de CO2 y prueba e

inspección final de los cambiadores de calor y de recipientes.

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Trabajos diversos en tanques, torres de enfriamiento, torres ago-tadoras, racks principales, cimentaciones diversas, habilitados de distintas estructuras metálicas y casas de bombas variadas; en cuarto de control central, en cuarto de control satélite, en laborato-rio, en bodega general, en caseta de acceso y en almacén de usos generales.

– A precio unitario: concluyeron la prueba de funcionamiento del sis-tema retráctil de los quemadores QE-05-A y QE-05-B, pruebas de rodado de motores en bombas para el quemador QE-05-A, soplado de la línea de desfogues para quemador QE-05-B, soldaduras en la línea para quemador QE-05-B y finalizaron las actividades de pro-tección contra fuego en las diferentes áreas del proyecto.

Concluyeron colados de muros perimetrales, trabes diversas y lo-sas para clarifloculador; vaciado de concreto en la losa de piso para diferentes tanques y construcción de la cimentación para el tanque de sulfato y polímeros.

Continuación de trabajos en tuberías para racks, puentes y trinche-ras, en obras eléctricas y civiles diversas, en protección contra fue-go y en pruebas mecánicas e hidrostáticas.

– Continuaron trabajos en sistemas de Telecom, de desfogue, de re-cuperación de condensados, de gas y fuego, de disparo de múlti-ples cargas, de monitoreo de bombas, entre otros; en los paquetes de inyección de humectante surfactante y de aire acondicionado, en diversos equipos como los quemadores, las básculas dinámica y electrónica digital y en las descargadoras de Tame.



– Concluyeron la aplicación de protección antiácida en trincheras y fosa de drenaje químico, construcción de los cobertizos e insta-lación del sistema de CO2 en casa de fuerza y cuarto de control satélite, instalación de conducto y cableado de señales de control en UDA-300, pruebas de lazos para la Torre de enfriamiento CT-2003, unidad desmineralizadora de agua UDA-300 y las pruebas de descarga de CO2 en casa de fuerza y cuarto de control satélite.

– Trabajos diversos de cimentaciones, estructuras metálicas, casa de fuerza, cuarto de control satélite, caseta de analizadores, calderas CB-07, UDA-300E, equipo eléctrico, sistemas de control diversos y aplicación de pintura y aislamiento a distintos equipos.


– Continuaron trabajos en tuberías, torres agotadoras, rack principal, obra eléctrica y de instrumentación, pintura y aislamiento; aplica-ción de pruebas hidrostáticas, normalización, soplados y lavados en circuitos de tuberías.

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A precio alzado: terminaron la instalación de sistema de tierras y pa-rarrayos, canalización y cableado de alimentadores para el sistema de alumbrado y de contactos, instalación de sistema de protección cató-dica y agitadores en casas de bombas diferentes, montaje de soportes de refuerzo de estructura de quemadores, rayado de bridas de tanques y aplicación de pintura en estructuras, chimeneas y tuberías.

Continuación trabajos en tanques TV-2001/02, TH-2000/01, FA-2000/01, casa de bombas 10/11/12, de transferencia y central, to-rres de enfriamiento CT-2001/02, subestación eléctrica de rack D4, en caseta de control de acceso y en laboratorio.

Realización traza eléctrica, en las fosas flotantes, en las bombas de residuo de vacío, en el sistema de disparo de cargas, en el sistema de condensados, en el sistema de inyección de ácido, en la protec-ción catódica y en los quemadores QE-03/04.

• A precio unitario: construcción mecánica de diversos circuitos, insta-lación de tubería conduit para instrumentos y para CCTV, aplicación de recubrimiento en tubería, cableado de fuerza y alumbrado para el quemador QE-05-B.

Realización de trabajos de obra civil para vialidades y drenajes plu-viales, pruebas hidrostáticas, protección anticorrosiva en clariflocu-lador y mezclado de gasolina y gasóleos.

Realización de trabajos en tuberías para racks, puentes, trincheras, pavimentos y vialidades.



– Aplicación de pruebas hidrostáticas, soplados y lavados en circui-tos de tuberías, pruebas de lazos para diversos equipos, realización de trabajos respecto a mecánica, eléctrica, pintura y aislamiento.


– Finalización de sistemas de tuberías e integración de libro final de construcción.


– A precio alzado: finalización de limpieza interior de tanques de desfogue, instalación de sistema de pararrayos en cuarto eléctrico, rotulado de CCM y tableros eléctricos, montaje de instrumentos de proceso para tanques, instalación del sistema de alumbrado para casa de bombas, montaje de plataformas de operación de los tan-ques de desfogue y de sistema de lubricación por niebla.

Continuaron los trabajos en tanques, torres de enfriamiento, casa de bombas, de transferencia y contra incendios, quemadores, sub-estaciones eléctricas, laboratorio, cuarto de control satélite y caseta de control de acceso.

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Continuaron trabajos en sistema de intercomunicación y voceo, sistema de telefonía, sistema de gas y fuego, sistema de trazas, sistema de tierras, sistema de mezclado de crudo y sistema de alumbrado; en unidad de tratamiento de efluentes, en paquete de inyección de humectantes surfactante, en aire acondicionado y en los descargadores de Tame.

– A precio unitario: avance en clarifloculador, ductos eléctricos, re-gistros de agua pluvial, casa de bombas y de transferencia, viali-dades, mecánica y pruebas hidrostáticas, aislamiento, gasóleos y diesel, mezclado de gasolina, sistema de desfogue de planta alqui-ladora, oleoductos y gaseoductos.

Construcción de mochetas en interior de paso inferior, relleno, compactación y registros para ductos existentes, colocación de soportes en línea para gasóleos y diesel, montaje de líneas para mezclado de gasolinas, montaje de instrumentos de quemador, re-sane y aplicación de pintura de acabado en tuberías de quemador, construcción de vialidades y cunetas. Finalizó canalización de ins-trumentos en central de bombas, instalación de grout en tina de asentamiento en fosa y aplicación de pintura a tuberías.


• Unidad de servicios auxiliares

– Aplicación de pintura y aislamiento de equipos diversos, trabajos en válvulas y uniones de brigadas, mantenimiento a válvulas, homo-logación de gráficos, reparación de tanque TV-55-B y terminación de la mecánica y arranque de la caldera CB-07.

• Unidad de aguas amargas

Pintura y aislamiento en área de desfogue.


– A precio alzado: avances en casa de bombas, subestación eléctrica de enlace, Torre de enfriamiento, unidad de tratamiento de efluentes y varios sistemas (desfogue, mezclado de crudo, fuego y gas, notifi-cación de emergencias y disparo de cargas, monitoreo de bombas y recuperación de condensados, azufre), respecto a telecomunicacio-nes, telemedición, aire acondicionado, caseta de acceso, monitoreo de señales de subestaciones eléctricas y básculas.

Cableado y conexionado del sistema de monitoreo de bombas, se-llado con compuesto chico en sellos para instrumentos en área de quemadores, conexionado y rotulado de la UPS de cuarto de con-trol central, prueba de FM-200 de búnker nuevo, modificaciones en las líneas de ácido para Torre de enfriamiento CT-2000 y la estructu-ra de soportes guía de la chimenea en QE-04.

Aplicación de pruebas de lazos y lógicas de control diversas, rotu-lación de instrumentos de campo, puesta en marcha de equipos de HVAC de casetas de analizadores, pruebas de las líneas del siste-ma de cloro para Torre de enfriamiento, soplados de vapor de que-madores e instalación de aislamiento térmico en la línea de vapor.

Finalizó canalización de instrumentos en central de bombas,

instalación de grout en tina de asentamiento en fosa y aplicación

de pintura a tuberías.

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Instalación de aislamiento térmico en línea de vapor, alineación de bombas y tuberías en sistema de recuperación de condensados, tubing para instrumentos en casa de bombas 11, prueba de las cámaras de CCTV y las de SAT del sistema de OTN.

Construcción de ductos subterráneos para cableados de control de sistema de pesaje, posicionamiento del clorador para Torre de en-friamiento CT-2000, rotulado del sistema de gas y fuego para casa de bombas 11, trabajos en sistema de monitoreo de quemadores y sellado de canalizaciones de instrumentos para sistema de des-fogues.

– A precio unitario: avance en quemadores, ductos, clarifloculador, gasóleos, mezclado de gasolina, obra eléctrica e instrumentos, obra civil de área existente y nueva; tuberías y pruebas hidrostáti-cas de área existente y nueva; aislamiento de tuberías, instrumen-tación, protección anticorrosiva y gasóleos de área existente; prue-bas hidrostáticas y aislamiento de área nueva.

Trabajos de obra eléctrica y seguridad, en equipos de laboratorio, en oleoducto y gasoducto, en sistema de desfogue de planta de alquilación y en circuitos de pruebas.

Terminó la colocación de: carpeta asfáltica, y sello en carriles de ace-leración y desaceleración, trabajos de modificación del cárcamo de aguas, pruebas funcionales en tableros de alumbrado, detalles de aplicación de pintura en diferentes servicios de tuberías y equipos de rótulo, canalización y cableado para energizar aire acondicionado en cuarto de analizadores, sistema de alumbrado en caseta de compre-sor de aire de instrumentos, montaje de válvula en instrumentación y modificación de tubería en rack D-2 de línea.



– Aplicación de pintura y aislamiento en válvulas y uniones de briga-das en áreas de desfogue, la sincronización del turbogenerador.

• Planta de unidad de aguas amargas

• Terminaron trabajos de pintura y aislamiento en área de desfogue. Ela-boración de protocolo de SASIPA.


– A precio alzado: avances en quemadores, Torre de enfriamiento CT-2001, casa de bombas, subestación eléctrica de enlace, unidad de tratamiento de efluentes, paquete humectante surfactante, tanques, sistemas de desfogue, de drenaje de purgas, de monitoreo de bom-bas, de fuego y gas, de notificación de emergencias, de disparo de gas y el cerrado de purgas de tanques de crudo de Maya.

Continuaron trabajos en telecomunicaciones, telemedición, aire acondicionado, monitoreo de señales de subestaciones eléctricas, báscula de camiones y dinámica.

Continuaron trabajos en telecomunicaciones, telemedición,

aire acondicionado, monitoreo de señales de subestaciones

eléctricas, báscula de camiones y dinámica

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Terminaron los trabajos para el PA-70 en subestación de casa de bombas 11, cambio de las tuberías de acero al carbón por inoxida-ble para casa de bombas contra incendios, canalización, cableado y conexiones en subestación eléctrica de casa de bombas 11, montaje de válvulas motorizadas para sistema de disparo de cargas, coloca-ción de tapas de conductos, drenes y colocación de soportes en ca-nalizaciones de instrumentos del sistema de monitoreo de bombas.

Rotulado de instrumentos de casa de bombas 11, colocación de soportes y tubería conduit para instrumentos en campo para unidad de tratamiento de efluentes, instalación de tapas de charolas de instrumentación para sistema de desfogue y cableado de control a sistema de gas y fuego.

Concluyeron pruebas y puesta en servicio de interruptores de nivel de unidad de tratamiento de efluentes, montaje de extintores de campo en planta de tratamiento de efluentes, reparación y habi-litado de ductos de aire acondicionado, instalación de jumper de fibra óptica en SE de red de fibra óptica y en subestación de casa de bombas 11, cableado de control de subestación eléctrica hasta rack D2 y rotulado de instrumentos para casa de bombas 10.

Conexionado en cajas de control del sistema de gas y fuego, prue-bas de lazos y lógicas de control para casa de bombas 2, coloca-ción de tubing, drenes y colocación de soportes a instrumentos del sistema de monitoreo de bombas, canalizaciones, lazos oficiales del PA-62 de las subestaciones de la red de fibra óptica, canaliza-ciones para segregación de cargas eléctricas y cableado de instru-mentación de la fase de vapor en todas las plantas.

– A precio unitario: avances en obra civil en área nueva, tubería en el área existente, ductos y clarifloculador, aislamiento de tuberías de área nueva, protección anticorrosiva y gasóleos del área existente. Aplicación de pruebas hidrostáticas, trabajos en circuitos de prue-bas, obra eléctrica y seguridad y en equipos de laboratorio.

Terminó construcción del carril de aceleración y desaceleración, pruebas hidrostáticas de mezclado de gasolinas, pruebas hidros-táticas de gasóleos, instalación de las silletas de CCM, trabajos en el acceso a la válvula de seccionamiento, construcción de bases para tubería de desagüe de cárcamo y relocalización de válvulas de seccionamiento para la red contra incendios.

Concluyeron pruebas de circuitos cerrados, instalación de canali-zación eléctrica para fuerza y control de bomba GA-2701, de tube-ría conduit y conexionado a tierra de bombas.

Terminó canalización para el sistema de alumbrado, instalación de tubo conduit, cable y conexión de luminarias para el sistema de alumbrado para quemadores QE-03/04/05, A-31001, canalización para instrumentación de bombas y tanques, y para alimentación de casetas de vigilancia de barda perimetral.

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– Aplicación de pintura y aislamiento para el área de desfogue, tra-bajos en válvulas y uniones de bridadas para el área de desfogue.

– Pintura, aislamiento, trabajos civiles y mecánicos en la Planta de lodos, y pruebas de comportamiento y preparativos para el encen-dido de calderas en dicha planta.

– Revisión de maqueta AS Built, concluyó bitácora de equipos y arre-glo de desfogue de vapor para pruebas de comportamiento.

– Planta de unidad de aguas amargas.

– Elaboración de puntos punch list, avances en pintura, aislamiento y de-tallado civil en arreglo de pisos y elaboración del protocolo de SASIPA.

– Aprobación de METI, aplicación de pintura y aislamiento en área de desfogue. Terminados trabajos del tren U-65000, y continuó entrega de libros de proyectos.


– A precio alzado: avances en torres de enfriamiento y varias pruebas de lazos (por ejemplo del sistema de monitoreo de bombas y cerra-do de purgas; de control interno de instrumentos para sistema de control de mezclado de crudo y de control de válvulas motorizadas para sistema de disparo de cargas).

Continuaron trabajos diversos para casas de bombas, unidad de tratamiento primario de efluentes, básculas dinámicas y de camio-nes, bombas de residuos de vacío, para varios sistemas (el cerrado de purgas de tanques de crudo Maya, el de monitoreo de bombas, el de control para mezclado de crudo, el de aire acondicionado, el de gas y fuego y el de disparo de cargas) y para telecomunicacio-nes, telemedición y tanques.

Monitoreo de señales de subestaciones eléctricas, instalación de teléfonos de campo en planta catalítica y coquizadora. Terminaron varios trabajos en subestaciones eléctricas y pruebas de sistema de seguridad, de gas y fuego y las de lazos de control.

Instalación de tubería conduit, cableado y conexiones de instru-mentación de fosa de purgas de torres CT-2001/02, instalación de casetas de teléfonos, cableado y conexiones de retroavisos de casa de bombas de transferencia y montaje de celdas de baterías de bancos de la Planta catalítica.

Se realizaron canalizaciones, cableado y conexiones del cobertizo de cloro y la Torre de enfriamiento CT-2001, rotulado de instrumen-tos de campo en área de la torre de CT-2001, canalizaciones y ca-bleado de fuerza control para la alimentación del sistema y para la planta de coque y catalítica; colocación de cableado y conexiona-do de sistema de purgas en tanques TV-2005/06. Montaje de instru-mentos, de circuitos de fuerza y de canalizaciones para los tanques TV-2000/01/02.

Monitoreo de señales de subestaciones eléctricas,

instalación de teléfonos de campo en planta catalítica y coquizadora.

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Avances en canalizaciones de telemedición y fuerza de control para fosa y para instrumentos de sistema cerrado de purgas de tanques de crudo Maya.

Colocación de cableado de comandos y retroavisos en UTR de ABB dentro de subestación de planta coquizadora y de instrumentos de sistema de disparo de cargas y de cables para subestaciones de Planta catalítica.

Se realizó canalización para segregación de cargas eléctricas entre CT-2001 y subestación eléctrica de rack D2, canalización a instrumentación y conexiones de circuitos de casa de bombas de transferencia y cableado de protocolo de transmisor de nivel hasta cuarto de control central.

Aplicación de pruebas de lazos de control de la fosa de purgas para Torre de enfriamiento CT-2001 y a telemedición en tanque TV-2002.

Instalación de tubing en instrumentos para casa de bombas de transferencia, canalización, colocación de soportes, cableado de instrumentos y conexionado de alimentaciones en unidad de trata-miento de efluentes, y se concluyó el cableado y las conexiones de detectores de flamas en tanques TV-2001/02.

Canalización, cableado y conexionado en bombas de residuo de vacío, de comandos y retroavisos para el monitoreo de señales de subestaciones eléctricas e instalación de equipos de respiración autónoma en unidad de tratamiento de efluentes.

Se hizo la limpieza y acomodo de cables referentes a telecomuni-caciones, el cierre de canalizaciones y los cableados en campo y gabinete para el sistema de control de mezclado de crudo.

– A precio unitario: realización de trabajos en laboratorio y tanques di-versos, calibración e instalación de los instrumentos de la fosa FE1, modificación del ducto de alumbrado de vialidades e instalación de cables para alimentación de traza eléctrica.

Continuación de trabajos en bombas, ductos y tuberías generales, obra civil y tubería en área existente y área nueva. Terminó aisla-miento de tuberías de área existente y nueva, protección anticorro-siva, obra eléctrica y obras de seguridad, automatización de arran-que y puesta en operación, protección anticorrosiva de estructura metálica, trabajos en tanques, en clarifloculador, en equipo de la-boratorio y de gasóleos.

Concluyeron pruebas hidrostáticas para circuitos y en área exis-tente, limpieza de interiores de circuitos en gasóleos, instalación de controladores unilazos, pruebas ACI en área nueva, trabajos de obra eléctrica y circuitos de prueba, instalación de UPR en SE de fosa FE-01, montaje de tubo conduit para bomba de drenaje aceito-so GA-2701 y de cable para instrumentos de tanque TV-2020.

Concluyeron pruebas de vacío de motores de bombas de fosa FE-01 y de instrumentación para bomba de drenaje aceitoso.

– Modificación de ducto de alumbrado de vialidades y canalización para la alimentación de traza eléctrica.

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Junio a diciembre de 2011


• Continuación del detallado de pintura, aislamiento, trabajos mecánicos en Planta de lodos y pruebas de comportamiento. Revisión de maqueta AS Built de la Planta de unidad de aguas amargas

– Elaboración de puntos punch list, trabajos de pintura y detalles de aislamiento, revisión y aprobación final de METI.


– Elaboración de puntos punch list, trabajos de pintura y detalles de aislamiento y revisión y aprobación final de METI.

• Unidad de integración

– A precio alzado: avances en torres de enfriamiento, bombas de re-siduo de vacío, en monitoreo de bombas y de señales de subesta-ciones eléctricas, en varios sistemas (el cerrado de purgas, el de aire acondicionado y presión positiva, el de control para mezclado de crudo, el de disparo de cargas y el sistema de gas y fuego), en telecomunicaciones y telemedición.

Concluyeron el conexionado de alimentaciones para medidores de flujo correspondiente al sistema de control de mezclado de crudo, pruebas de lazos de instrumentos en fosa, pruebas de lógicos de control para el sistema de cerrado de purgas, pruebas de lazos a casa de bombas, diversas y pruebas de control de transmisores de campo del sistema de disparo de cargas.

Concluyeron la instalación y pruebas de funcionamiento de cáma-ras de CCTV inalámbrico, a las cuatro cámaras inalámbricas faltan-tes del sistema de CCTV y las pruebas de lazos de gas y fuego en preparadora de carga N° 3. Instalación de letreros de señalización y advertencia en cuartos de control.

– A precio unitario: montaje de líneas en casa de bombas de transfe-rencias y casa de bombas N° 12, trabajos diversos en obra civil y eléctrica del área nueva, en tanques, en ductos y en tuberías gene-rales, en clarifloculador.

Aislamiento en tuberías de área existente y nueva, obras mecánicas y eléctricas, protección anticorrosiva, avances en estructuras metá-licas diversas, recubrimientos de equipos, pruebas hidrostáticas, circuitos de prueba y equipo de laboratorio.

Montaje de escaleras marinas, plataformas para acceso de válvu-las y la línea de equipo de detergente y anilina. Montaje de estruc-tura metálica del interior de dique del paquete PA-09 y la plataforma de operación para hidrante de monitor.

Construcción de dos pasos de agua ubicados al noreste del puente PN-18 y accesos hacia el patio abierto de coque y señalización horizontal en vialidades del interior de la refinería.

Limpieza de interiores de circuitos en gasóleos, pruebas en diver-sos circuitos, construcción de soportes de concreto para apoyo a

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plataformas de acceso a válvulas y actividades de interconexiones. Montaje de línea 2 de agua de riego y de plataformas para acceso de válvulas de tie-ins.

Señalización vertical de vialidades al interior de la refinería, modifi-cación de vialidad existente ubicada bajo el puente PN-18, avance en trabajos de tuberías ubicadas a lo largo del rack, se construyó estructura metálica correspondiente a los racks y puentes, y termi-nó prueba y conexión de cable para la alimentación de traza eléc-trica en la nueva línea 10.

Instalación de cable para alimentación de traza eléctrica, canaliza-ción e instalación de cable de alimentación para los analizadores de las fosas FE-02 y FE-03 y del analizador que se instaló en el paquete PA-11.


• Servicios auxiliares

– Pruebas de comportamiento.

– Punch list con ICAF: completados 1,776, con un avance de 98.17%.

• Aguas amargas

– Pruebas de comportamiento, atendidas: 100%.

– Punch list con ICAF: completados 1,046, avance de 99.80%.


– Pruebas de comportamiento, atendidas: 100%.

– Punch list con ICAF: de 12,549 se atendió el 99.50% de avance.

– Recorridos con área usuaria: completados 247, avance 43.56%.

Principales acciones de prueba y arranque


• Sustitución de transformadores de corriente de secuencia cero en el TDAT-SA; pruebas de descarga en cargadores de baterías y capaci-tores, visita de la Unidad verificadora de las instalaciones eléctricas (actas y dictámenes).

• Se configuraron los DPU por el personal de MOTREK.

• Personal de ABB continuó con la configuración del MRP-TSCF y de mando y control del tablero GIS de 115 Kv.

• Pruebas al faseo de los cables de 115 Kv desde la subestación de enlace con inyección de corriente alterna. Aplicó corriente al transfor-mador TR1-SA 50 MVA, resultando la prueba satisfactoria.

Pruebas de comportamiento atendidas

100%

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• Aplicación de pruebas de resistencia de aislamiento y potencial para cables de 13.8 Kv del secundario del TR2-SA al tablero TDAT-B-CF y los demás servicios; personal de ABB hizo el cambio de los equipos multifunciones.

• Pruebas de transferencia automática internas a los TDAT-A, B, C-CF 13.8 Kv, y en relación con TR1-SA DE 50 MVA de 13.8 Kv, se hicieron las pruebas de cables del secundario.

• Verificación y prueba de tableros, transformadores y bancos, como parte de los preparativos para el arranque.

• Terminación de los trabajos de ajuste mecánico de las cuchillas sec-cionadoras en el PA-21 de la Subestación de enlace con CFE. ICAF probó y verificó la secuencia de fases mediante inyección de corriente alterna (480 voltios) en el lado de las cuchillas de acometida y verificó la correspondencia de fases con el interruptor de enlace cerrado.

• Pruebas de resistencia de aislamiento, resistencia de contactos y potencial aplicado a interruptores del tablero PA-22 de la Subestación de distribución.

• Relación de transformación; saturación, polaridad y resistencia óhmica a transformadores de secuencia cero del TDBT-D1.

• Pruebas de resistencia de aislamiento y resistencia de contactos a los interruptores electromagnéticos para los tableros CCM-D1 y CCM1-D1. Configuración de valores de protecciones en los relevadores de los interruptores electromagnéticos.

• EIEM repuso el nivel de aceite del TR1-D2 al PA-23 de la Subestación de distribución SE-ED-2, después de haber colocado el nuevo cambia-dor de derivaciones, para posteriormente repetir las pruebas.

• Atención a la lista de pendientes de los equipos localizados en el pa-quete PA-22 Subestación de distribución SE-RD-1.

• Prueba y verificación de circuitos de control, y para el TDAT-D4, del TDBT-D4. Pruebas de resistencia de aislamiento, potencial aplicado y resistencia de contactos a los interruptores de 4.16 Kv, así como la verificación del cableado de control de los interruptores principales.


• Verificación de los transformadores de potencia 115-13.8 Kv TR1/2/3 –CF, Subestación encapsulada TSCF, tableros de metal Clad 1,000 MVA y 4160 V, CCM de 480 V, transformadores tipo silicón 1000 KVA4160/480 y transformadores tipo seco 75 KVA 480/220 V.

• Arranque y pruebas de comportamiento de la energización de la Sub-estación eléctrica, para la Subestación encapsulada TC-SF y el tablero de protección y medición MRPTSCF.

• Capacitación del sistema de control distribuido DCS 800xA, Fire & Gas y Safe Guard; de equipos de la Subestación eléctrica UPS y bancos de capacitores, de tableros de metal Clad, CCM, transformadores de potencia y distribución, del Sistema de supresión, equipos de bombas centrífugas, Sistema de lubricación por niebla y Torre de enfriamiento.

• Se energizaron los tableros de 4160V y CCM de 480V.

Verificación y prueba de tableros, transformadores y bancos, como parte de los preparativos para el

arranque.

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• Continuó la verificación de motores eléctricos de la caldera CB-6 y los motores de la unidad desmineralizadora de agua UDA- 300.

• Inertizado en el paquete SX02. Llenado de aceites y lubricantes en los paquetes. Pruebas de lazos de control. Liberación de 922 de 1,650.

• Pruebas hidrostáticas (PH) de los circuitos de agua desmineralizada, clarificada, condensado de baja, sosa, drenaje químico, vapor de alta; soplado y lavado de circuitos de la caldera 6 y 7, retorno de agua de enfriamiento, de vapor de baja, media y alta, aire de instrumento, con-densado limpio, agua amarga y desfogue ácido.

• Soplado de circuito de aire de instrumentos, ácido sulfúrico, y prepara-tivos para pruebas de lazos de control.

• Inicio de pruebas de lazos de control de los paquetes de áreas. Verificación de las válvulas de control, relevo y acción remota para el N° 3 tren 75000.

• Lavado de circuitos de proceso.

• En las unidades de integración de precio alzado, los preparativos de arran-que se enfocaron en pruebas hidrostáticas y lavado de circuitos de proceso.

• Normalización de tuberías para los paquetes, verificación de tierras y operatividad de instalaciones eléctricas.

• En las Unidades de integración precio unitario, por lo que hace a los preparativos de arranque, se realizaron pruebas hidrostáticas y lavado de circuitos de proceso.

• Revisión con el proveedor del equipo, del protocolo y pruebas SAT para el quemador QE-05A, en el sistema de dosificación de cloro del PA-10.


• Continuó la verificación de motores eléctricos de la caldera CB-6 y los motores de la unidad desmineralizadora de agua UDA- 300.

• Inertizado en el paquete SX02. Llenado de aceites y lubricantes en los paquetes. Pruebas de lazos de control. Liberación de 922 de 1,650.

• Pruebas hidrostáticas (PH) de los circuitos de agua desmineralizada, clarificada, condensado de baja, sosa, drenaje químico ,vapor de alta; soplado y lavado de circuitos de la caldera 6 y 7, retorno de agua de enfriamiento, de vapor de baja, media y alta, aire de instrumento, con-densado limpio, agua amarga y desfogue ácido

• Soplado de circuito de aire de instrumentos, ácido sulfúrico, y prepara-tivos para pruebas de lazos de control.

• Inicio de pruebas de lazos de control de los paquetes de áreas. Verifi-cación de las válvulas de control, relevo y acción remota para el N° 3 tren 75000.

• Lavado de circuitos de proceso.

• En las unidades de integración de precio alzado, los preparativos de arran-que se enfocaron en pruebas hidrostáticas y lavado de circuitos de proceso.

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• Normalización de tuberías para los paquetes, verificación de tierras y operatividad de instalaciones eléctricas.

• En las unidades de integración precio unitario, por lo que hace a los preparativos de arranque, se realizaron pruebas hidrostáticas y lavado de circuitos de proceso.

• Revisión con el proveedor del equipo, del protocolo y pruebas SAT para el quemador QE-05A, en el sistema de dosificación de cloro del PA-10.


• Caldera CB-6, cambio de balero lado frío a precalentador regenerativo, tablero de análisis y muestreo en servicio, analizador de PH y conduc-tividad, reinstalación de medición de flujo de vapor por soplado y prue-bas de monitoreo de emisiones CEMS.

• En la caldera CB-7, se inició la revisión del sistema de monitoreo de Bently Nevada, prueba SAT del sistema del BMS, mantenimiento a mo-tores, de válvulas de quemadores y cambio de baleros del precipitado electroestático.

• Carga de filtros en el paquete químicos a UDA-300, a caldera de vapor (CB 6) y a unidad desmineralizadora de agua, prueba de fuga y herme-ticidad unidad de tratamiento de condensado limpio y aceitoso.

• Llenado de aceite lubricante en paquetes de turbogenerador a contrapre-sión, caldera de vapor, tanques de almacenamiento, agua desmineralizada.

• Se dejó en tornaflecha la turbina TG-3, pruebas operacionales de soplado-res de hollín de la caldera CB-6, instalación de tapones en los cabezales interiores del lavador de gases, de la caldera CB-6, de la unidad SX-01.

• Secado de refractario, caldera de vapor (CB 6), verificación de válvulas de relevo, tanque de almacenamiento condensado aceitoso y verifica-ción de analizadores de la unidad desmineralizadora de agua.

• TG-3A limpieza mecánica para tubería de alta presión, la calibración de válvulas de paro principales de turbina y procedimiento de arran-que. Continuaron los trabajos para pruebas de lazos de control de los paquetes de áreas comunes.

• Verificación de válvulas de control, relevo y acción remota para la Plan-ta de tratamiento de unidad de aguas amargas.

• Se estableció comunicación de UPS y de compresor al búnker de uni-dad de aguas amargas. Se realizaron pruebas con carga de bombas de transferencia de lodos.

• Pruebas y arranque en la caldera CB-6, siguió el soplado de vapor en alta presión en servicios auxiliares, prueba del sistema de pilotos.

• Inició la operación de unidad desmineralizadora de agua

• Normalización de operación del sistema eléctrico para él paquete transformadores de distribución (3) tableros.

• Preparativos de arranque, a precio alzado, normalización de operación de sistema eléctrico, lubricantes y verificación de equipo rotatorio; nor-

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malizado de tuberías y válvulas de relevo, en la normalización de tube-rías para el paquete, verificación de tierras, verificación de iluminación, válvulas de control, de relevo.

• Preparativos para la puesta en operación del quemador QE-02 y de la línea de gas natural.

• Pruebas y arranque en operación casa de bombas contra incendio, cuarto de control central y laboratorio.

• Operación del gasoducto para el suministro de gas a la caldera 06. Se revi-só con el proveedor del equipo, del protocolo y pruebas SAT para el quema-dor QE-05A. Y por último se trabajó en el sistema de dosificación de cloro.


• Pruebas de arranque, ajustes a la protección de chumaceras de empu-je en TG-3A, en la caldera CB-7 siguió el mantenimiento a los rappers, en la caldera CB-7, transportadores helicoidales, curado de refractario en CB-7, las descargas parciales al generador eléctrico del TG-3A y a VTF de CB-6 y CB-7, se impartieron cursos de operación de bombas VS4 (Flowserve).

• Se revisaron chumaceras del TG-3A, se ajustaron claros de VTF de CB-7 para bajar el amperaje durante la fase de arranque, se ajustaron transmisores de nivel del domo de la caldera CB-7, así como la posi-ción axial de turbogenerador TG-3ª y se armaron agitadores de lavador de gases de la caldera CB-7; igualmente, de turbobomba de agua de alimentación de media presión BA-2004B.

• Instalación del aislamiento térmico en la turbina TG-3A, recirculado de acei-te del TG-3A, instalación de refaccionamiento de MLA 02 y 03, limpieza de aceite de las turbinas de los VTF de CB-6 y CB-7, reparación de válvulas de alta presión de 16” diámetro y de compuertas de vapor de alta presión.

• En operación, sopladores de lavadores de gases de la caldera CB-6 y CB-7, instalándose y realizando pruebas de válvulas rotatorias del precipitador de la caldera CB-6, y se revisó chumacera axial de turbo-generador TG-3A.

• Pruebas: en BA-2003 A/C, turbinas de vapor de bombas de agua de alimentación, caldera CB-6, válvulas de seguridad, prueba de lazos en turbogenerador TG-3A, combustión con gas en CB-7 y pruebas con carga a bombas GA-608 A/B de deshidratador de lodos.

• En caldera CB-6 terminaron soplados con vapor, alta y media presión en líneas de integración y en LB, verificación de las dos válvulas de 36” de vapor de baja presión a los desareadores

• Concluyó soldadura de termoskines de los sobrecalentadores, alinea-ción en conjunto con Siemens y pruebas del tablero de protecciones y la implementación del sistema de sincronismo.

• Se energizó el tablero del deshidratador de lodos y el transformador de 13.8 Kv del sistema de excitación del turbogenerador y se habilitaron analizadores de O2 y CO de la caldera CB-7.

Concluyó soldadura de termoskines de los sobrecalentadores,

alineación en conjunto con Siemens y pruebas del tablero de protecciones y la implementación

del sistema de sincronismo.

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• Recirculado en el tren U-75000 y U-65000, revisión de la documen-tación (dossier) por área usuaria, revisión SASIPA 06920 para el tren U-75000, prueba de lógicas del tren U-70000 y la recirculación en frío el tren U-70000.

• Unidad de integración precio alzado, los trabajos de preparativos y pruebas de arranque que se reportaron en el periodo se enfatizaron en el cierre de conexiones de fibra óptica, desde UTR hasta el cuarto de control centralizado del movimiento de producto del PA-42; asimismo, en el monitoreo de sistemas de gas y fuego desde la nueva central contra incendio del PA-65.

• Revisión de libro de proyecto del oleoducto de 30” de diámetro, reco-rrido para cierre de pendientes de punch list del sistema de tierras, las pruebas hidrostáticas de los circuitos ya terminados, así como el lava-do y soplado de los mismos, la conservación del oleoducto de 30”, los trabajos de aplicación de protección anticorrosiva en estructura metáli-ca y tuberías (racks D-4, D-5, D-6, D-3 D-11A, D-11B, MT-6, D-1, D-14, D-10, casa de bombas N° 3, N° 12, N° 2, blending; clarifloculador y diques de tanques).

• Curso de capacitación del Paquete de aire de instrumentos cocodrilos.

• En operación del gasoducto para la alimentación de la caldera CB-06.


• El acondicionamiento del sistema de combustóleo para circulación con aceite cíclico, las pruebas de sobre velocidad y sincronización del TG- 3 A, el mantenimiento en válvulas de gas y precipitador de la cal-dera CB-7 para confiabilidad y prueba de comportamiento con gas y combustóleo, los preparativos de confiabilidad en la caldera CB-6 y CB-7 para la prueba de comportamiento con gas; los preparativos para prueba de comportamiento de UDA-300, las pruebas de lógicas de MLA 02 y 03, en UDA-300, la revisión de protocolo para la prueba de comportamiento de las calderas con gas.

• Se probó en vacío la turbina GB-601 BT del VTF de la caldera CB-6/CB- 7, pruebas de alarmas y disparos del TG-3 A y pruebas de transforma-dores del precipitador electroestático de la caldera CB-6. Terminaron las pruebas del sistema de excitación del TG-3 A.

• Se cambió el cableado a sopladores de hollín de la caldera CB-6; se comisionó turbina de bomba de combustóleo GA-555 A; se implementó control de válvula de atemperación del TG-3 A; se instalaron las placas de orificio de las bombas GA-302 A/B/C de UDA- 300 de acuerdo con ingeniería, así como la válvula stop-check de la caldera CB-6.

• Mantenimiento a transportadores helicoidales de la caldera CB-6, a ventiladores y extractores de casa de fuerza de Servicios auxiliares. Igualmente el mantenimiento mecánico a turbocompresor de aire de instrumentos GBX-100C.

• Prueba de rodado con carga de bomba de alimentación de agua amar-ga GA-60001 y la de rodado con carga de bomba de fondo del agota-dor GA-60003/R del tren U- 60000.

Mantenimiento a transportadores helicoidales de la caldera CB-6, a ventiladores y extractores de casa de fuerza de Servicios auxiliares.

Igualmente el mantenimiento mecánico a turbocompresor de aire

de instrumentos GBX-100C.

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• Preparativos para la recirculación en frío y en caliente de la unidad U-65000 y de la unidad U-70000. Se revisó el protocolo SASIPA 6920 para la unidad U-70000. Siguió la recirculación en frío del tren U-75000 y U-65000 y la revisión de la documentación (dossier) por área usuaria. En materia de arranque, quedó en operación el turbocompresor de aire de instrumentos GBX-100C y se encuentran disponibles los tres equipos.

• Arranque, en la Torre de enfriamiento CT-2000 quedó en operación el sistema de agua de enfriamiento.

• Preservación y vigilancia del oleoducto de 30”, las actividades del sis-tema de lubricación por niebla, la aplicación de protección anticorro-siva en estructura metálica tuberías (racks D-4, D-5, D-6, D-3 D-11A, D-11B, MT-6, D-1, D-14, D-10, casa de bombas N° 3, N° 12, N° 2, blen-ding; clarifloculador y diques de tanques).


• Preparativos de confiabilidad en las calderas CB-6 y CB-7 para la prue-ba de comportamiento con gas, así como para la recirculación en frío y en caliente de la unidad U-65000. Se avanzó en el sistema de com-bustóleo en recirculación con aceite cíclico para limpieza de tuberías. El sistema de combustóleo quedó listo para recibir combustóleo y para el encendido de calderas.

• El turbogenerador TG-3 A quedó en operación, generando 13 a 19 Mw. También la planta de agua desmineralizada UDA-300, y de condensa-do limpio y aceitoso MLA-02/03.

• Se pusieron en servicio cámaras de CCTV en básculas de camiones y de ferrocarril, así como en los tanques TV-2000, TV-2001, TV-2002, TV-2005 y TV-2006. Se instaló y puso en servicio el gabinete principal del mezclado de crudo delta V.

• Terminaron las pruebas hidrostáticas y limpiezas interiores de circuitos del clarifloculador; se presentó plan de arranque.

En gasóleos quedó en proceso la instalación de controladores unilazos (cata-lítica). Se siguió trabajando con la puesta en marcha del sistema de monitoreo de los quemadores QE-05 A/B.


• Pruebas de arranque de obras a precio alzado, lazos y lógicas de con-trol en casa de bombas; transferencia de lazos en sistema de gas y fue-go de las descargaderas de Tame y de lazos de control de válvula de vapor de baja presión en límite de baterías de la planta de HD diesel.

• Pruebas de arranque de obras a precio unitario, pruebas de lazos de la fosa FE-01.


– Revisión de acta de entrega-recepción al área usuaria.

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154

Paquete IPC 3

Principales acciones de ingeniería a detalle


• Revisión de información de proveedores y planos METI. Emisión del análisis funcional de operatividad. Trabajos del simulador dinámico de procesos.


• Continuación del diseño de requerimientos de tuberías, planos, isomé-tricos y METI.

• Edición del estudio Hazop/SIL.


• Avances en planos de cimentaciones para equipos y estructuras diversas.

Julio de 2008 a junio de 2009

• Elaboración de planos AS Built, DTI y METI.


• Terminación de trabajos de ingeniería de detalle.



• Acreditación de fabricación de tanque de: separador líquido, purga, y vaciado, acumulador condensado aceitoso, enfriador de agua amarga, válvulas de seguridad y válvulas de alivio.

• Se embarcaron secciones de radiación baja y media del calentador, enfriador de agua amarga, válvulas de seguridad, válvulas de alivio, eyectores, silenciadores, bombas, venturis, clarificador del Flue gas cleaning system, sour water stripper, paquete de tratamiento de gaso-linas, separador, bomba de carga, bomba de hidrocarburos recupera-dos, compresor, rotámetros, interruptores de nivel desplazador, reactor hidrodesulfurador y torre regeneradora de amina.

• Recepción de torre de vacío, tanque separador líquidos, tanque de purga y vaciado, enfriador de agua amarga, válvulas de seguridad, válvulas de alivio, transmisores electrónicos, atemperador, bomba de flushing, bomba de recirculación de diesel, secciones de radiación baja del calentador, cambiadores de aleado especial, eyectores, silen-ciadores, paquete de tratamiento de gasolinas y el sour water stripper

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• Fabricación de torre de vacío, bombas: desaladoras, de condensador de sistema de vacío y hidrocarburos recuperados, acumulador domos torre de vacío, tubo lo-loss, rotámetros y válvulas on/off.

• Embarque de bombas: desaladoras, condensado de sistema de va-cío, de hidrocarburos recuperados, acumulador, domos, torre de vacío, tubo lo-loss y rotámetro.

• Recepción de torre de vacío, tanque separador de líquidos, bombas desaladoras, bomba de condensado del sistema de vacío, bomba de hidrocarburos recuperados, sistema de vacío acumulador, domos, torre de vacío, termómetros, tubos lo-loss, rotámetros y válvulas on/off.

• Suministro de interruptores de nivel para flotador, tubos, rotámetros, vál-vulas, analizador de PH, H2O, CO, O, O2, CO2 y analizador de opacidad.

• Inspección de embarque, recepción sitio y documento final de: calen-tadores de carga, rehervidor torre, torre atmosférica, torre vacío, calen-tador crudo y calentador residuo atmosférico.


• Fabricación, inspección, embarque y recepción en sitio de: torre at-mosférica, torre de vacío, calentadores de crudo y carga, calentador de residuo atmosférico, charolas de aluminio, interruptor de crudo, en-friador de combustóleo, regenerador, rehervidor de torre EST y preca-lentador de aire con vapor.

Julio a junio de 2009

• Fabricación, inspección, embarque y recepción en sitio de: calentador de crudo, precalentador de aire con vapor, precalentador de aire sen-cillo, tanque separador de desfogue, torres agotadoras y atmosféricas, regenerador, calentador de carga y del rehervidor de torre EST.


• Fabricación, inspección, embarque y recepción en sitio de: precalen-tadores de aire sencillo, varios Disengager & Strip, regeneradores y calentador de carga.


– Entregados a área usuaria 1,408 de 1,537 libros de documentos, para la unidad combinada 916 de 1,227 libros y HDS de diesel UBA 1,125

Fabricación, inspección, embarque y recepción en sitio de: calentador

de crudo, precalentador de aire con vapor, precalentador de

aire sencillo, tanque separador de desfogue, torres agotadoras

y atmosféricas, regenerador, calentador de carga y del

rehervidor de torre EST.

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Principales acciones de construcción y arranque



• Trabajos de mortero y plomeo a equipos montados; en primer nivel de la sección de convección, chimenea.

• Preparación y habilitado de las bases para la estructura metálica del rack principal, montaje de calentadores, chimenea, plataformas de los hornos, recipientes, cambiadores de calor y soloaires.

• Finalizó cimentación en la torre atmosférica, torre de agotadores, bom-bas de combustóleos, tanques verticales, enfriadores, intercambiado-res, condensadores, tanques verticales y de bombas de combustóleo.

• En el rack principal se realizó la construcción de vigas en estructura, relleno y compactado, montaje de los marcos y estructura metálica.

• Planta catalítica

– Montaje de la caldera 119-ME, estructura metálica del elevador, es-caleras del reactor, enfriadores, recipientes, cambiadores de calor, torres y columnas.

– Prefabricación y fabricación en sitio de los equipos: reactor/conver-tidor (101R/102R), torre fraccionadora (101-V), tuberías en taller y 33 líneas de drenajes aceitosos.

– Concluyeron las cimentaciones del calentador de aire, intercambiado-res, rehervidor, tambor de desfogue de baja presión, columnas para di-ferentes estructuras, estructuras aéreas, segunda planta del cuarto de tableros eléctricos y el primer nivel del edificio de subestación eléctrica.


– Cimentación tanque de carbonado de sodio, tanque combustó-leo, tanque amina pobre, fosa para sistema de coquizado, fosas químico-aceitosas, equipos tanques de recuperación, acumulador, enfriadores, bombas de condensado, compresores de gas e hidró-geno, separadores, intercambiadores, rehervidor de la torre esta-bilizadora, torre estabilizadora, tanques, calentador de carga, tan-ques verticales, bombas de asentador de amina rica, acumulación de reflujo y las fosas de químicos-aceitosas.

– Montaje de bombas, unidad purificadora de hidrógeno, recipientes, cambiadores de calor, horno sección baja, intercambiadores, cinco módulos de la sección de radiación del horno secciones baja y media.

– Concluyó precolado de marcos del rack principal, losa de piso, construcción de la estructura y los trabajos de obra civil en la pri-mera planta del edificio subestación eléctrico.

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– Trabajos de aislamiento de tuberías, cimentación de edificios, equi-pos, bombas, soportes de tuberías, unidades paquete, conexiona-do de multicables de control, drenaje aceitoso-pluvial, pavimentos, trincheras de protección contra incendio y drenaje cerrado.

– Fabricación e instalación de ductos para sistema de aire acondi-cionado en cuarto de control satélite y en subestación eléctrica, y registros de drenaje aceitoso y químico-pluvial.

– Colocación de soportes para charolas en subestación eléctrica, sistema de pararrayos en estructura metálica, sistema de red de tierras e instrumentos.

– Montaje de enfriadores, bombas, charolas, conduit, recipientes, cambiadores de calor, soloaires, tableros, transformadores, tube-rías atmosféricas y estructuras metálicas.

– Trabajos de pintura en tuberías, pruebas de lazos e hidráulicas, so-portes de tuberías, torres atmosféricas, agotadores, asentamiento, traceado de vapor, eléctrico y trincheras para la red contra incendio.


– Trabajos en montaje de cables de instrumentos y estructuras de so-porte para compresores; conexionado de paneles, obra eléctrica, cuarto de control satélite, desgasificador, agotador. Cimentación de edificios de compresores, líneas del drenaje químico-pluvial, pavi-mentos y trincheras de protección contra incendio.

– Fabricación y montaje de ductos para sistema de aire acondiciona-do en subestación, estructuras metálicas, caja de registro drenaje aceitoso químico-pluvial, charolas en subestación eléctrica, sistema de red de tierras, recipientes y cambiadores de calor, silos, soloai-res, torres, columnas, transformadores y tuberías en rack principal.


– Prefabricación de tuberías, pruebas de tuberías y electricidad, ten-dido y conexionado de cables de fuerza área A, traceado de vapor, aislamiento de tuberías y válvulas, acondicionado en subestación eléctrica y cuarto de control, montaje de cables de instrumentos, ci-mentación del edificio de compresores, construcción de líneas del drenaje químico-pluvial, y construcción de trincheras de protección contra incendio.

– Fabricación y montaje de tanques, ductos para sistema de aire, hor-nos de montaje, caja de registro de drenaje aceitoso químico-plu-vial, charolas en subestación eléctrica, sistemas de red de tierras, bombas, recipientes y cambiadores de calor, soloaires, soportes para charola área y tuberías de rack principal.

Montaje de enfriadores, bombas, charolas, conduit, recipientes,

cambiadores de calor, soloaires, tableros, transformadores,

tuberías atmosféricas y estructuras metálicas.

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– Montajes del calentador crudo, calentador de residuo atmosférico, instrumentos de campo, cables de instrumentos, charolas, tuberías atmosféricas, tuberías aéreas, válvula de seguro o relevo, torres de vacío y atmosférica y soportes para estructuras diversas.

– Trabajos en torres agotadoras, intercambiador de crudo, enfriador de combustóleo, conexionado multicables de control, tubing de ins-trumentos, soplados con aire, reposición de circuitos, y traceado de vapor y eléctrico.


– Montaje de tuberías aéreas, soportes diversos, válvulas de control, con-vertidor catalítico, instrumentos de campo, tuberías aéreas. Se trabajó en el desgasificador, en el agotador y en el conexionado de paneles.


– Montajes de soportes de diversas áreas, tuberías prefabricadas, instrumentos de campo y cables de instrumentos.

– Se trabajó en rehervidor de torre mecánica, tendido y conexionado de cables de fuerza, válvula de seguro y relevo, traceado de vapor y eléctrico, y en el calentador de carga mecánica.

• Actividades comunes de las unidades

– Trabajaron en aislamiento de tuberías y válvulas, conexionado de paneles, pintura de diversas tuberías, tendido y conexionado de cables simples y de fuerza.



– Pruebas de funcionamiento y secado a calentadores de crudo y de residuos atmosféricos; lazos y de PH. Se efectuaron montajes de ins-trumentos y tuberías; trabajos en calentador de crudo, soplado con aire y el aislamiento de tuberías al sistema de desfogue, calentador de residuo atmosférico y en torres de atmosféricas y agotadoras.

– Trabajos de tendido y conexionado de cables de fuerza al edificio eléctrico, vaporización de equipos y líneas diversas, instrumentos de campo y conexionado de multicables de control en diferentes puntos de trabajo.


– Trabajos de colocación de soportes especiales, soplado con aire, instalación de instrumentos y las pruebas de lazos.

– Montaje de instrumentos de campo a soportes diversos, conexio-nes de paneles, cables de instrumentos, válvulas de control, con-vertidor catalítico.

Se trabajó en rehervidor de torre mecánica, tendido y conexionado

de cables de fuerza, válvula de seguro y relevo, traceado de vapor

y eléctrico, y en el calentador de carga mecánica.

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– Se montó e instaló tubería y soportes en diversas áreas, soportes para rehervidor de torre estabilizadora y el conexionado de paneles y de cables de instrumentos.

– Se practicaron pruebas hidrostáticas, continuidad, funcionamiento y secado a los calentadores, y el lavado de químicos a varios equipos.

– Soplados de los subsistemas de aceite de lavado y combustión, de calentador de carga y de vapor de media tensión, inertización en líneas de nitrógeno y vapor.



– Montaje de instrumentos y tuberías, soportes especiales, pruebas de lazos, instalación de instrumentos, y trabajos en tanques sepa-radores de desfogues de alta y baja presión, calentadores de crudo y de residuos atmosféricos, calentamiento de carga a planta coqui-zadora, y para la sección de fraccionamiento y GOPA.


– Montaje de refractario, soportes especiales y tuberías, instrumen-tos, pruebas PH y de lazos, asentamiento del convertidor catalítico;


– Trabajos montaje de instrumentos y tuberías, soplado, colocación de soportes especiales, pruebas de lazos, instalación de instru-mentos, prueba PH y asentamiento;

– Avances en pruebas de funcionamiento y secado, pruebas de ana-lizadores, inertización de líneas con nitrógeno, calibración de válvu-las y vaporizado de líneas.



– Montaje de instrumentos, ductos de aire y gas a calentadores. Prue-bas de lazos a las secciones de los calentadores de residuo atmos-férico, funcionamiento y secado de los calentadores de crudo.


– Respecto de la unidad se trabajó en el montaje de soportes es-peciales al convertidor de gas de combustión; aplicación de re-fractario, pruebas PH, asentamiento e instalación de periféricos del convertidor catalítico.


– Montaje y pruebas de tuberías, soplado, instalación de instrumen-tos, pruebas de lazos. Se ejecutaron también pruebas del sistema de control distribuido.

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– Avances en calentador de crudo, pruebas de funcionamiento y secado, hermeticidad con aire, varias secciones de calentador de crudo (soportes, montaje, PH, lavado y soplados, montaje de instru-mentos y pruebas de lazos).

– Avances en torre atmosférica y agotadora, secciones de producción de turbosina, puesta en marcha, secado de horno, certificado de des-empeño, soplado, reinstalación, inspección y cierre final de recipientes.


– Trabajos en los convertidores catalíticos y en convertidores de gas de combustión para soportes especiales, montaje de tuberías, P.H. soplado e instalación de instrumentos.

• Planta de hidrodesulfuradora de diesel

– Se hizo el soplado del subsistema de vapor de media (hornos) y la instalación de instrumentos del subsistema de vapor de media.



– Trabajo en el detallado del edificio atmosférico y en la nivelación de losa de piso; limpieza de trinchera y aplicación de protección anticorrosiva en soportes de tubería de drenaje químico cerrado e instalación de la tubería de este sistema; aplicación de protección contrafuego (ignifugado) en estructura metálica del área de torres atmosféricas y de agotadores.

Instalación de aislamiento térmico en tuberías y equipos, torres at-mosférica y de agotadores; separador de desfogue de baja presión. Protección anticorrosiva en tuberías subsistemas desfogue de alta presión, desfogue de baja presión, agua de enfriamiento, produc-ción de turbosina, GOPA a FCC, sistema contra incendio. Limpieza y aplicación de protección anticorrosiva en estructura metálica de soportes de tubería en horno y aplicación de protección anticorrosiva en estructura metálica del rack de transferencia del área de hornos.

Reinicio de la medición de espesores en equipos, PMI en equipos comenzando por los internos de la torre atmosférica y vacío, corrida de motores en vado, trabajos del sistema de lubricación por niebla y se realizó la prueba neumática de los cabezales; limpieza interna en equipos; inspección final de cambiadores de calor; se recibió tubería y alineación final en 30 bombas.

– Instalación de la tubería del paquete de calentamiento; se realizo el montaje del spool de tubería de la línea de acero inoxidable de la línea de transfer de la torre atmosférica, dando por concluido el montaje de la tubería de diámetro mayor; tendido de la tubería para el drenaje cerrado orientado al rack principal de la planta.

Trabajos en los convertidores catalíticos y en convertidores de

gas de combustión para soportes especiales, montaje de tuberías,

P.H. soplado e instalación de instrumentos.

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Rodado de motores eléctricos en vacío; actividades de construc-ción por parte de la contratista OGP para obra eléctrica; montaje de traceado eléctrico y las pruebas de intensidad luminosa en áreas de proceso. Suministraron baterías níquel-cadmio de tres bancos de baterías.

Armado de internos de la torre atmosférica y de vacío; localización y orientación de las alarmas audible y visibles (semáforos); relocali-zación y orientación de los detectores de fuego, pruebas de comu-nicación de los cinco sistemas de fuerza e instalación de estación de intercomunicación y voceo; instalación de charola tipo rejilla y tubing con su soportes; conexionado de cables del sistema de CO2 ,fuego y gas, colocación de zapatas, empalmes y etiquetas con ter-mófila en cajas de conexiones de campo; instalación y orientación de los detectores de fuego, mezclas explosivas y tóxicos; revisión de la terminación mecánica de y su instrumentación correspondien-te, como preparativos a la prueba de lazos


– Limpieza y pruebas de fluidez en sistemas de drenaje químico, lim-pieza, hidrocarburos y vaciado de equipos y químico de aminas. Está en proceso con un avance de 60% el sistema de drenaje aceitoso.

– Pintura de tuberías y aislamiento térmico, limpieza y pruebas de fluidez en sistemas de drenaje químico, hidrocarburos y vaciado de equipos, químico alcalino y químico de aminas, limpieza y pintura de elementos metálicos de las tapas de la trinchera de la red con-tra incendio, armado del andamio para la aplicación de pintura del reactor con un avance de 90%.

– Armado de internos de la torre, colocación de tapas de boquillas, revisión y limpieza interna de recipientes; limpieza interna en la torre 106-v, recepción de tuberías de succión y descarga en bombas; inspección y rayado de bridas en diferentes equipos estáticos. Co-locación de tapas de boquillas, en el regenerador; revisión y limpie-za interna en recipientes.

– Trabajos para corregir las inserciones, incidiendo sobre la costura longitudinal del cabezal de 36” de diámetro; revisión documental de expedientes de calidad de nueve circuitos de tubería; terminaron constructivamente cinco circuitos de tubería.

– Trabajos de modificación de líneas del circuito del sistema del agua contra incendio correspondiente a los circuitos, modificación de tube-ría de las líneas desfogue de baja, vapor de alta al compresor, revisión documental de expedientes de calidad de 14 circuitos de tubería.

– Conexiones provisionales para pruebas de cableado reactor, con-servación de motores eléctricos; prueba RA y RO a motores y ca-bles; realizaron pruebas de ducter a motores, circuitos de alumbra-do del reactor; realizaron conexiones de motores en áreas soloaires, reparaciones de tierras subterráneas, instalación de red de tierras aéreas y pararrayos.

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– Simulación y prueba continuidad de cajas fieldbus, pruebas hidros-táticas y de hermeticidad para válvulas de control; pruebas de efi-ciencia del banco de cilindros, fibra óptica realizada en el cuarto de control satélite a la caseta de los analizadores que se encuentra en el interior de la planta.



– Protección contrafuego en estructura metálica del área de torre. Prueba de fluidez en dos circuitos de sistema de drenajes pluvial de la planta. Trabajos en estructura metálica para plataformas de acceso a válvulas.

– Protección anticorrosiva en: estructura metálica área de hornos, rack principal de tuberías, tanques de combustóleo soportes au-xiliares de tubería área de desaladoras, barandales, escaleras, so-portes de tuberías, trabes carril del edificio de vacío, plataformas, ménsulas, soportes de tubería, torres atmosféricas y agotadoras.

– Trabajos de detallado de pintura y rotulado de torre atmosférica y de tuberías en diversas áreas, así como el de equipos e instrumen-tos de hornos y calentador.

– Se practicó prueba con carga de soloaires de bombas. Secado del calentador, refractario en calentadores. Se realizó el mantenimiento a cinco turbinas.

– Se realizó la fabricación y montaje de la estructura que sirvió para los montajes de los soportes de resorte de dichas líneas de transferencia.

– Pruebas de intensidad luminosa en áreas de proceso, rodado de motores eléctricos en vacío.

– Continuaron trabajos de canalización y cableado de fuerza del sis-tema de traceado eléctrico.

– Pruebas de hermeticidad de las válvulas automáticas de diluvio, prueba de lazos interna, conexionado y de continuidad de dispositi-vos de fuego y gas, así como las pruebas internas de comunicación y configuración modbus del sistema CO2.


– Se colocó de protección contra fuego en equipos, en la chimenea 103 H, reactor 100/102-R y la cámara de orificios.

– Trabajos de pintura y aislamiento de tuberías en diversas áreas, y pintura de los equipos.

– Prueba de funcionalidad del equipo 192-ME extractor de niebla del sistema de lubricación del compresor 101-C.

– Terminó construcción de 10 circuitos de tubería de procesos y uno de servicios auxiliares.

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– Simulación y pruebas de aceptación de los lazos de control del aire acondicionado de la subestación eléctrica y cuarto de control sa-télite sistema HVAC. Se realizaron 118 pruebas de lazos de control del sistema de CO2 en el cuarto de control satélite. Se realizaron 50 pruebas de lazos de control de los sensores de Bently Nevada.


• Combinado Maya

– Pruebas de comportamiento equivalentes, en el sistema de com-bustóleo, analizadores, motor de la bomba p-10003 a y la adecua-ción de los sellos de las bombas de fondos de las torres.

• Catalítica FCC-2

– Fueron concluidos analizadores y reparación por el fabricante de la válvula de control fv-161.

• HDS de diesel UBA

– Fueron concluidos: el sistema de combustóleo, compresor de gas de colas y compresor de hidrógeno de HDS de gasóleos, no facti-bles de prueba en su momento.

Paquete IPC 4



– Avance en diseño de edificios de compresores, planos de diseño de caseta de operadores y analizadores, edificios de subestación y satélite, diseño de cobertizo de básculas y en la parada de trenes.

– Elaboración de listas de aislamiento y pintura de recipientes, puen-te grúa para edificio de compresores, de Paquete de aire de instru-mentos y de intercambiadores.

– Requisición de sistemas de alarmas, emergencia, contra incendios y mitigación.

– Diseñó de los equipos contra incendios, señalización, emergencia y alarmas. Se reportó estudio de impacto ambiental y se hizo me-moria de cálculo.

– Edición de los planos de instrumentos electrónicos y neumáticos; recorridos de bandejas/cables instrumentos, fuente de distribución eléctrica (ESD), sistema Fire & Gas.

– Elaboración de requisición de cableado estructurado y el diseño de circuito cerrado de televisión; de intercomunicación y voceo indus-trial, de comunicación de datos y de radiocomunicación.

118pruebas de lazos de control del sistema de CO2 en el cuarto de

control satélite.

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– Diseño de planos de fuerza y control de unidad, arreglo de equi-pos electrónicos en subestación, clasificación de áreas peligrosas, distribución de alumbrado, montaje eléctrico, diagramas unifilares, memorias de cálculo, lista de material de alumbrado.

– Estudio análisis funcional de operatividad (Hazop).


– Elaboración de planos de cimentación de: equipos, del rack, pisos, drenajes y bombas, básculas, muros de contención-campa, anclas y pernos de anclaje, la estructura de concreto rack, estructuras me-tálicas de plataforma y soportes secundarios.

– Informe de estudio de mecánica de suelos, y memorias de cálculo. Avan-ce en estructura metálica de plataforma y en los soportes secundarios.

– Elaboración de planos de diseño de caseta, analizadores de bás-culas y el de la parada de trenes, subestación, satélite, compresión y distribución de equipos.

– Elaboración de planos de: distribución, arreglo, montaje de tuberías y equipo, requisición de tuberías y accesorios, montaje de tuberías, isométricos, memorias de cálculo, última lista de materiales de tu-berías/válvulas, lista de pintura de tuberías y válvulas, especifica-ciones de tuberías y típicos, planos de montaje de tuberías.

– Elaboración de diagrama unifilar general, planos de fuerza y control unidad y requisición de CCM y paneles auxiliares.

– Diseño de los sistemas de señalización, emergencia y contra incendios.

Avance en el METI alcanzando un avance de 90%. Se continuó la inte-gración del libro de documentos finales


• Elaboración de los planos de distribución de fuerza y control, planos de isométricos diversos y planos AS Built, análisis de flexibilidad, de circuitos y de tuberías.


• Elaboración planos AS Built e integración libro de documentos finales.


• Avance en el METI, DTI, Documentos finales (versión electrónica) y Pla-nos AS Built.


• Avance del reporte de avance en el libro de documentos finales en la Planta de azufre.

Informe de estudio de mecánica de suelos, y memorias de cálculo.

Avance en estructura metálica de plataforma y en los soportes

secundarios.

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• Avance del reporte de avance en el libro de documentos finales en la Planta de azufre.


• Hidrógeno

– Entregados los libros de documentos finales a área usuaria, a ex-cepción del libro de refaccionamiento en proceso de integración.

– Concluida la revisión final de la versión AS Built.

• Azufre

– Entregados los libros de documentos finales a área usuaria de: de ingeniería, procura y telecom.

– Libro de refaccionamiento en proceso de integración.

– Concluida la revisión final de la versión AS Built

• HDS de gasóleos

– Entregados los libros de documentos finales área usuaria de: inge-niería, procura, telecom pruebas y arranque.

– Libro de refaccionamiento en proceso de integración.




• Entrega de planos aprobados por el proveedor para fabricación de equipo de las siguientes requisiciones: analizadores de oxígeno, uni-dad de aire de instrumentos y unidad central de lubricación por niebla; tanques de almacenamiento y aire de planta; enfriador de aceite, puen-te grúa compresores, enfriador interetapa del condensador de superfi-cie, tubo de purgas, enfriador de condensado de alta presión y bomba dosificadora, bancos y cargador de baterías.

• Fabricación y prefabricación de equipos de las siguientes requisicio-nes: horno de alimentación a reactor, calentador de alimentación a fraccionadora, rehervidor de la torre regeneradora, compresor de gas de recirculación, turbina, válvulas de control y reguladoras de presión, termopares flexibles, atemperadores de vapor, másicos efecto coriolis, PAT. y pararrayos, tubing y reactores de compresión, charolas, tubo de purgas, materiales de sistema de alarmas, resistencia puesto a tierra (PAT.), chimenea del incinerador.

• Recepción en obra de equipos y materiales: precalentador de alimen-tación, paquete de unidad central de lubricación, soloaires, aerorre-frigerador, eyector de vapor, paneles locales y válvulas de control, reguladoras de presión y seguridad, calentador de alimentación a

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fraccionadora, generador de vapor de media presión, pararrayos, re-hervidor, intercambiador pobre, enfriadores, materiales de sistema de alarmas, soplador de aire de proceso y cámara de combustión.


• Fabricación y prefabricación de equipos de tanques, enfriadores, bom-bas, desrecalentadores, puentes, bancos y cargadores de baterías, tambor, quemador, transformadores, analizadores y transmisores, así como de equipos de fraccionadora, coalescedor, tanques, filtros, de-tectores de gases, medidores másicos, bridas, sistemas de seguridad, quemador, compresor, paquete de secado, tableros, cables eléctricos, tubería conduit, charolas y vidrios de nivel.

• Pruebas y embarque, certificados de inspección final de materiales y liberación en el taller de fabricación de equipos, filtros, discos, preca-lentadores de agua, intercambiador, válvulas, quemadores, tanques, bombas, sistemas de seguridad, incinerador y paquete de secado.

• Recibo en sitio de charolas, medidores másicos, reactores, columna de enfriamiento, torres, soplador de aire, cámara de combustión, válvulas, absorbedora, reactores, fraccionadora y regeneradora de amina.


• Fabricación de turbinas, analizadores, suministro de materiales a gra-nel de instrumentación, válvulas de control de recipientes, separado-res, recipientes, intercambiadores y bombas.

• Recepciones en sitio de bombas, silenciadores, cambiadores de calor, intercambiador y eyectores, antorcha, quemador, incinerador y chime-nea, alarmas contra incendios, sistemas de instrumentación, sistema de dosificación de catalizador y antiespumante, sistemas de mitiga-ción, alarmas y contra incendios, materiales a granel de instrumenta-ción, turbina de vapor, tuberías, filtros, recipientes a presión, tableros eléctricos, CCM y cuadros MP.

• Suministro de material en taller para recipientes, incineradores y bombas.


• Fabricación de equipos correspondientes a recipientes, separadores, sellos de azufre, absorbentes y soportes elásticos. Como parte de la recepción en sitio de equipos se enlistaron el tanque de alimentación, el tanque DEA pobre y los absorbentes.


• Fabricación de recipientes a presión, secadores, internas de separa-dores, cambiadores de calor, sistema de control distribuido y equipo eléctrico.

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• Entrega en sitio de tanques de alimentación y se embarcaron y tras-ladaron sistemas de alarmas, de transformadores y contra incendios, CCM, paneles auxiliares, diversos equipos eléctricos.


• Entrega en sitio del cargador frontal de las palas cargadoras y de los agentes químicos


• Diagramas de bloques y flujo, emisión de la lista de equipo, el equipo eléctrico, el sistema de control de distribución, la documentación final, material de soportes; documentación final de equipos y materiales, em-barque y traslado de sistemas de alarmas, sistemas contra incendios, y otros equipos eléctricos.


• Entrega en obra del cargador frontal de las palas cargadoras y de los agentes químicos.


• Avances en documentación final de equipos y materiales para las tres unidades de trabajo.


• Avances en la documentación final de gasóleos e hidrógeno y la entre-ga en almacén de refaccionamiento.




– Continuaron los trabajos de excavación, plantilla, habilitado, arma-do de acero de refuerzo, cimbrado, colado de cimentación y re-lleno compactado de equipos, fabricación de estructura metálica, habilitado, armado del acero de refuerzo, cimbrado, colado de es-tructuras de equipos, sandblasted de tuberías, subestación cuarto satélite y patio de transformadores.

Entrega en sitio de tanques de alimentación y se embarcaron y

trasladaron sistemas de alarmas, de transformadores y contra

incendios, CCM, paneles auxiliares, diversos equipos eléctricos

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– Fabricación de trabes precoladas y soportes tipo “T”, marcos, es-tructura metálica; aplicación e instalación de mortero en conden-sadores, tendido de la red de tierras, nivelación y plomeado de equipos, nivelación de condensadores, nivelación de reactores, paliación de mortero en reactores, radiografiado de soldaduras, re-levado de esfuerzo.


– Armado y montaje de los hornos H-11001 y H-11002, el descabece de pilas, acumulando 631 de un total de 720. Excavación y desca-bece, armado del acero de refuerzo, cimbrado y colado de cimen-taciones del cuarto satélite. Plantilla, habilitado, armado de acero de refuerzo, cimbrado, colado de cimentación del rack del área de compresores y edificio de compresores, así como el relleno com-pactado de equipos.

– Fabricación de la estructura metálica, marcos, trabes precoladas para rack principal, precolados del edificio de compresores, tube-rías, realización del montaje de marcos y trabes precoladas para rack de tuberías.

– Trabajos de habilitado, armado del acero de refuerzo, cimbrado y colado de estructuras de equipos; red de tierras, montaje de equipos, plantilla, armado, cimbrado de columnas de la subesta-ción eléctrica, radiografiado de soldaduras, relevado de esfuerzo y sandblasted de tuberías.

• Planta regeneradora de hidrógeno

– Continuó el armado de las reformadoras H-20101 A y B, el desca-bece de pilas acumulando 236 de un total de 240; la excavación, descabece, cimbrado, colado y armado de columnas en la caseta de operadores, la instalación y tendido de la red de tierras, el radio-grafiado de soldaduras, el sandblasted de tuberías y el tendido de la red eléctrica.

– Prosiguió la fabricación y montaje de tuberías, estructura metálica; habilitado y armado de acero, cimbrado, colado, columnas en la caseta de operadores, de soloaires EA-20101, montaje, nivelación y plomeado de equipos.



– Cimentación del rack secundario, descabece de pilas, drenajes, excavación, fabricación e inicio de montaje de estructura, metálica, colocación de drenajes pluviales, aceitosos, químicos y sanitarios, habilitado armado del acero de refuerzo, cimbrado y colado de es-tructuras de equipos e instalación y tendido de la red de tierras.

– Montajes de equipos, estructura metálica, hornos, reactores, losas pretensadas en el edificio de compresores y tuberías.

Plantilla, habilitado, armado de acero de refuerzo, cimbrado,

colado de cimentación del rack del área de compresores y edificio de compresores, así como el relleno

compactado de equipos.

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– Trabajos de pavimentos en la planta, precolados del edificio de com-presores, radiografiado de soldaduras, relevado de esfuerzo, limpie-za mecanica sand blast en tuberías, subestación, cuarto satélite y caseta de operadores, trinchera contra incendios y aminas.

• Planta recuperadora de azufre:

– Cimentación de estructura en el cobertizo de aire de instrumentos, radiografiado de tuberías, excavación, plantilla; cimentaciones de la subestación cuarto satélite, patio de transformadores; fabrica-ción de estructura metálica, drenajes pluviales, aceitosos, químicos y sanitarios, fabricación y montaje de marcos y trabes precoladas, habilitado, armado del acero de refuerzo, cimbrado y colado de estructuras de equipos, instalación y tendido de la red de tierras.

– Montaje de trabes para el rack secundario, tuberías aéreas, montaje nivelación y plomeo de equipos, pavimentos, prefabricación de tube-rías, radiografiado de soldaduras, relevado de esfuerzo, sandblasted de tuberías, cuarto satélite y área de baterías, tendido de red de tie-rras, trinchera contra incendio y aminas.


– Continuaron los trabajos en: reformadores, construcción de la sub-estación, patio de transformadores, drenajes, excavación, plantilla, habilitado, armado de acero de refuerzo, cimbrado, colado de ci-mentación, relleno compactado de equipos, fabricación y coloca-ción de drenajes pluviales, aceitosos, sanitarios.

– Fabricación y montaje de estructura metálica del rack de tuberías, ha-bilitado, armado del acero de refuerzo, cimbrado, colado de estructu-ras de equipos, ignifugado, la instalación y tendido de la red de tierras.

– Montajes de estructura metálica, hornos, tuberías aéreas, nivela-ción y plomero de equipo, pavimentos en la planta, radiógrafo de soldaduras, sandblasted de tuberías, subestación, cuarto satélite, trabajos en la subestación, trincheras y drenajes.

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– Trabajos en los drenajes, pavimentos, refractario de hornos, mon-tajes de hornos y equipos; fabricación y montaje de estructura me-tálica, algunas trabes del rack principal y secundario de tuberías y el enfriador de domos. Avance en la prefabricación y montaje de tuberías aéreas, en la edificación de una subestación eléctrica y de la sala de control satélite. Demolición de pilas, tendido de red de tierras y pruebas hidrostáticas en válvulas.


– Montajes de estructuras metálicas, así como del refractario de hor-nos, de las trabes de los racks principal y secundario, de las tube-rías aéreas y del enfriador de hornos. Avance en el tendido de red de tierras y pruebas hidrostáticas en válvulas, acondicionamiento en sitio de campo, cimentaciones diversas y habilitados de plata-formas y escaleras.


– Actividades en subestaciones eléctricas, en el cuarto de control sa-télite, en la caseta de analizadores y en la caseta de operadores. Montajes de estructuras metálicas y de juntas; expansión y con-tracción de pavimentos; montaje, nivelación y plomeo de equipos distintos; prefabricación de protección contra fuego en estructuras metálicas del rack principal y aplicación de pruebas hidrostáticas en válvulas.

• Actividades comunes de las unidades

– Avance en cimentaciones de bombas, de intercambiadores, de es-tructura de equipos, de columnas, de tanques, de diques, de com-presores y paquetes diversos.

– Montaje, nivelación y plomeo de diferentes equipos; prefabricación y montaje de tuberías aéreas. En la prefabricación se empleó, re-levado de esfuerzo, el sandblasted y la aplicación pintura para di-versas tuberías. Se pintaron equipos diversos, según cada unidad.



– Terminación de las actividades en muros de trincheras contra incen-dios, fabricación y colocación de registros pluviales del sistema de tierras enterradas y tendido de red de tierras y del ducto eléctrico. Elaboración de la impermeabilización del edificio de compresores y en sus plataformas de operación, trabajó en los acabados de la subestación, el cuarto satélite, el edificio de compresores y el rack secundario. Montajes de trabes del rack principal y secundario. Ins-talación de charolas y soportes para el sistema de fuerza y control, así como instalación del sistema de alumbrado y de gabinetes en subestación.

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– Montajes de estructura del rack principal, de las plataformas y so-portes en área de trenes y en área fosas y montaje de las platafor-mas para torres y transformadores. Trabajo en refractario de tube-rías y equipos, en montaje de tuberías de diámetro mayor y menor en todas las áreas, en medición de espesores de equipos y en la aplicación de protección anticorrosiva en el rack principal.


– Concluyó el sistema contra incendios, los sistemas de aislamiento térmico y de refractario en hornos, la medición de espesores y prue-bas de asentamientos en equipos, la instalación de charolas eléc-tricas, instrumentos y telecomunicaciones, y la fabricación de so-portes e instalación de charolas para el sistema de fuerza y control.

– Montajes concentrados en la caja de conexiones de instrumentos, en los tableros electrónicos, en las plataformas, en torres y en la es-tructura PE-20101. Instalación de instrumentos en el cuarto satélite, en el sistema de aire acondicionado de edificios, en el sistema de pararrayos y en el alumbrado en planta.

• Actividades comunes de las plantas

– Construcción de dados y bases de soportes de tuberías, el ignifu-gado de estructura y equipos, fabricación y montaje de estructura metálica, instalación de instrumentos de campo, de charolas de ins-trumentación y del sistema de alumbrado en planta.

– Medición de espesores de equipos en el montaje de transformado-res, hornos y de refractario de los hornos; pruebas hidrostáticas en válvulas, en tendido de red de tierras y en el aterrizaje de equipos; trabajos de acabados en la subestación y en cuarto satélite, aisla-miento de equipos diversos y se pintó estructura metálica. Prefabri-cación, relevado de esfuerzo, sandblasted, protección anticorrosiva e inspección de tuberías.



– Acabados de la Subestación eléctrica y cuarto de control satélite, fabricación y montaje de estructura metálica y soportes diversos, calibración de instrumentos, montaje de los sistemas de seguridad y telecomunicaciones y los trabajos de pintura y aislamiento.


– Avance en la fabricación y montaje de estructuras metálicas, en obras civiles en el patio de azufre. Trabajos de refractarios en tube-ría y equipos, de prefabricación de END, de pruebas hidrostáticas para tuberías, de montaje de válvulas y transformadores; montaje de los sistemas de seguridad y de telecomunicaciones, aplicación de pintura a equipos y aislamiento de equipos. Trabajos en el sis-tema de mitigación de CO2, en el sistema HVAC y de charolas de acero inoxidable. Tendido de cables de instrumentos.

Concluyó el sistema contra incendios, los sistemas de

aislamiento térmico y de refractario en hornos, la medición

de espesores y pruebas de asentamientos en equipos, la

instalación de charolas eléctricas, instrumentos y telecomunicaciones,

y la fabricación de soportes e instalación de charolas para el

sistema de fuerza y control.

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– Acabados de la sala satélite, en pruebas hidrostáticas y montaje de válvulas, en montajes de los sistemas de seguridad y de tele-comunicaciones y en el tendido de cables; conexionado y montaje de transformadores, aplicación de pintura a estructuras metálicas y tuberías y aislamientos de equipos y tuberías. Continuaron trabajos eléctricos, algunas pruebas de lazos, cableado de CCTV, energiza-ción de subestación eléctrica y montaje mecánico de reformadores.


– Montaje, nivelación, plomeo, grouteo, pruebas de asentamiento, pruebas hidrostáticas y medición de espesores a varios equipos. Trabajó en la instalación de charolas, soportes, tendido de cables y montaje de distintos equipos; e ignifugado en estructuras y equipos.



– Concluyeron trabajos en los hornos y montaje en la estructura del equipo V-11022, instalación del sistema HVAC y sistema de mitiga-ción de CO2, refuerzo de la estructura metálica de los soloaires, mon-taje y pruebas de los circuitos de tuberías, instalación de la estructura para V-11002 y montaje del equipo V-11006. Trabajos en las modifi-caciones y reforzamientos en estructuras metálicas del rack principal.


– Instalación de las chimeneas, el montaje de los quemadores, la instalación del cambiador, el cableado eléctrico, la energización de subestaciones eléctricas, las pruebas de vacío de motores y la prueba SAT del paquete UOP.


– Terminó el montaje de estructuras metálicas, energización de sub-estaciones eléctricas, montaje mecánico de reformadores, la prue-ba y arranque de compresores de aire, y las pruebas de los paque-tes UOP CIACSA e IGC. Trabajos en la instalación de cambiador E-20107 y montaje de las bombas


– Montajes de cableado eléctrico y de instrumentación, base civil de las estructuras metálicas de los hornos, pruebas neumáticas, reforza-miento en estructura metálica del rack principal; trabajos en el lava-do, soplado y normalizado de tuberías, montaje de trazado de vapor, montaje y pruebas de tuberías, pintura y aislamiento de tuberías.

Instalación de las chimeneas, el montaje de los quemadores, la instalación del cambiador, el

cableado eléctrico, la energización de subestaciones eléctricas, las

pruebas de vacío de motores y la prueba SAT del paquete UOP.

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– Concluyó la base civil de las estructuras metálicas de los hornos, así como las modificaciones y el reforzamiento en estructura metá-lica del rack letras eje F a L.

– Colado de dados de soportes, diversos montajes (estructura metáli-ca, estructura metálica horno, venas de vapor, paquete de nitrógeno, tubería, cableado eléctrico y punch list para energizar SE, cableado de instrumentación, tanque), pintura en estructura metálica y tubería, aislamiento de equipos y tubería, pruebas, lavado y soplado de tube-rías, confección y pruebas de asentamientos de vasos e hidrostática, instalación de aislamiento térmico de tuberías y equipo.


– Montajes de bases para soportes de tuberías, tuberías de traza-do de vapor e instrumentos. Modificaciones y pruebas de tuberías, lavado, soplado y normalización de tuberías; trabajos eléctricos e instrumentación de la integración, pintura y aislamiento de tuberías; pruebas en vacíos de motores, trabajos en cuarto de transformado-res y trabajos civiles en cuarto eléctrico en patio de azufre.


– Montaje de bases civiles para soporte de tuberías, en el de cata-lizadores PSA, e instrumentos. Lavado, soplado y normalizado de tuberías, las pruebas en vacíos de motores.

– Avance en el aislamiento y modificaciones de tubería, limpieza quí-mica de las líneas de compresores, en la carga del catalizador de reformador, en la liberación mecánica de turbinas, en los reforma-dores de tren B y en el secado de refractario de trenes.



– Aislamiento de torres y tubería, el cableado de instrumentación, el co-misionamiento y puesta en marcha de aguas, Trabajo en los compre-sores de aire, estructura de rack de integración, instalación del aisla-miento térmico en tuberías y equipos, incluyendo lavado y soplado.

– Trabajos para las líneas de vapor de media y baja presión, montaje de cableado de instrumentación, eléctrico y punch list para energi-zar la SE; montaje de soportes internos de los reactores, tubería y venas de vapor.


– Montaje, modificaciones y pruebas de tuberías, lavado, soplado y normalizado de tuberías.

– Avance en la parte eléctrica e instrumentación de la integración de planta y patio; avance en las pruebas de lazos tren 1 y tren 2; avan-ce en la modificación de sellos de fosas, en la pintura y aislamiento

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de tuberías; en el secado de refractario/incinerador y en la carga para catalizador. Cambio de ferrules de tren (1-4) y soplado y nor-malizado de tuberías 3 y 4; entra en operación el tren 1.


– Modificaciones de tubería por cambio y detalles de pintura y aisla-miento, así como secado de refractario de los trenes, trabajos en los reformadores del tren B y en las pruebas de lazos.


• Se trabajó en el secado de hornos y reactores, recipientes, compresor C-11001X, alumbrado en planta, pruebas de motores en vacío e hidros-táticas a circuit.

• Carga del catalizador de reactores, liberación de equipos en las áreas de reacción por UV, avance en UVIE y UV para hornos y reactores, lava-do y soplado, se practicaron pruebas de lazos de proceso de equipo, hidrostáticas y de inundación.

• Trabajos de rotulación, de torque de líneas en las áreas de reacción para el secado. Actividad en el sistema de lubricación por niebla, acti-vidades de comisionamiento en las áreas de reacción y amina, además se avanzó en la pintura, aislamiento y rotulación de tubería. Se liberaron equipos por UV y se hizo el desengrasado en el área de amina.


• Trabajos en compresores, pruebas de lazos de equipo-paquete y en las de pruebas de equipo-proceso. se hicieron labores de comisionamiento en las áreas de reacción y amina. Se trabajó en aislamiento, pintura y rotulación de equipos y tuberías. Desengrasado del área de amina.


Atención de pendientes que no afectan la operación ni la seguridad de las plantas, y de comentarios a libros finales del proyecto.



• Trabajos de definición de los sistemas prioritarios, en la división de los circuitos y en la elaboración de los manuales de entrenamiento.


• Trabajos de las actividades iniciales, las cuales son la definición de los sistemas prioritarios, en la división de los circuitos y en la elaboración de los manuales de entrenamiento.

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• Revisión del manual de gasóleos, análisis de las recomendaciones Ha-zop y se elaboraron procedimientos de pasivado de los sistemas de agua de enfriamiento de las unidades hidrógeno y azufre. Verificación y validación de circuitos de pruebas hidrostáticas de DTI e isométricos.

• Inclusión de comentarios al manual de azufre sobre los procedimientos operacionales de gasóleos, azufre e hidrógeno. Lavado y pasivado del sistema de agua de enfriamiento.

• Envío a Pemex los manuales de cursos para su revisión y comentarios de equipos y sistemas: Alan Bradley, Bently Nevada, banco de capacitores, UPS y cargadores Gutor, equipos eléctricos, unidad de hidrógeno.

• Aprobación de los materiales de curso de entrenamiento por Pemex: anali-zadores unidad de hidrógeno, sistema de lubricación por niebla, banco de capacitores, HVAC, UPS y cargadores, Gutor, Alan Bradley y Bently Nevada.

• Avance en los entrenamientos impartidas, por unidad: hidrógeno 36%, azufre 30%, gasóleos 21%.


• Incorporación de comentarios de Pemex al manual de operaciones y a los procedimientos operacionales de gasóleos, revisión de los manuales y procedimientos de: diagramas de flecha de arranque y paro de planta.

• Pruebas hidrostáticas, soplados y lavados de los circuitos y sistemas de las unidades, así como al acondicionamiento mecánico del sistema de vapor de alta y media presión.

• Emisión de listado de estado de los motores, bombas, compresores, listado, de cierre de equipos estáticos, DTI marcados por circuitos y por sistemas con los lavados, soplados y normalizados.

• Impartición de cursos para la Unidad de hidrógeno: sistema HVAC, UPS, sistema de aire instrumentos/planta, operación de unidad de pro-ducción de hidrógeno, del compresor de hidrógeno, bombas verticales para la unidad de azufre, y para la toma de muestras del sistema de lubricación por niebla y de los equipos eléctricos.

• Desarrollo de cursos de SCD, fuego y gas y ESD para las unidades de azufre y gasóleos, de la planta (LURGI) para la unidad de hidrógeno, banco de capacitores para las tres unidades, del compresor de hidró-geno y de las bombas verticales de azufre.


• Revisiones de los manuales de operaciones y de los procedimientos operacionales de hidrógeno, gasóleos y azufre. Revisión de los dia-gramas de flecha, arranque y paro de planta, elaboración y revisión del diagrama de flecha para el secado del refractario y hervido de la caldera de los hornos reformadores de hidrógeno H-20101 A/B.

Desarrollo de cursos de SCD, fuego y gas y ESD para las unidades

de azufre y gasóleos, de la planta (LURGI) para la unidad de hidrógeno, banco de capacitores

para las tres unidades, del compresor de hidrógeno y de las

bombas verticales de azufre.

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• Preservación de los circuitos (líneas, equipos e instrumentos), así como al acondicionamiento mecánico del sistema de vapor de alta y media


• Se aprobaron los procedimientos operacionales de azufre e hidrógeno.

• Finalizó soplado del sistema de Claus del tren 1 y soplado de sección de incinerador H-23502.

• Impartición de cursos de equipos eléctricos para las tres unidades.

• Desarrollo de cursos de steam turbine MV-20102 A/B y de analizadores en línea de la unidad de azufre.


• Arreglos necesarios de tuberías para el remplazo de una válvula. Para los trenes 2, 3 y 4 se realizó la carga catalizadora a sus reactores en atmósfera inerte y se preservó con nitrógeno el sistema de generación de vapor.

• Prueba funcional en presencia del compresor C-11003 AX y BX; flus-hing al sistema de lubricación del compresor C-11001 X.

• Refuerzo a placa de choque o difusor del tubo distribuidor de amina pobre en V-11051.


• Elaboración de acta de entrega-recepción al área usuaria de las planta.

Paquete IPC 5



• Elaboración de esquemas de conexiones neumáticas, proceso y los recorridos de charolas/cables.

• Diseño de sistema de intercomunicación y CCTV, se trabajó en el mo-delo de equipos y estructuras con un avance de 90% y continuó la distribución de alumbrado.

• Elaboración y requisición del diseño de sistema de seguridad y contra incendios.

• Diagrama unifilar general y avances en esquemas de control, arreglo de equipos en cuarto eléctrico, distribución,

• Avances en planos para estructura de concreto, metálica de Tabor de Coques, urbanización, equipos diversos, edificios, escaleras, ascen-sor, sistemas de drenaje e integración y cimentación de rack.

Arreglos necesarios de tuberías para el remplazo de una válvula.

Para los trenes 2, 3 y 4 se realizó la carga catalizadora a sus reactores en

atmósfera inerte y se preservó con nitrógeno el sistema de generación

de vapor.

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• Planos de cimentación de torre, recipiente, tanque, estructura de con-creto, bombas, intercambiador, accesos, pavimentación, urbanización y de plataformas metálicas diversas.


• Diseño del sistema para tuberías y drenajes APC; estudios preliminares y especificaciones; planos de estructura de concreto para rack, cimen-tación para hornos, torres, recipientes, intercambiadores, filtros y de estructuras para equipos y plataformas diversas.

– Avances en distribución puesta a tierra y edición de requisición de transformador. Distribución de fuerza unidad/charolas, alumbrado, clasificación de áreas peligrosas, esquemas de control APC, distri-bución de fuerza subestación.

– Continuaron esquemas de control y distribución de alumbrado y edición de la requisición de cuadros MT, y edición de isométricos.

– Recorridos para bandejas/cables de diseños de sus sistemas.

– Avances en la situación de instrumentación, electrónica y neumá-tica; recorridos de bandejas y cables instrumentación. Primer re-cuento de material de montaje de instrumentación.

– Plano de tuberías para planta APC.


• Elaboración de planos y diseños. Avances en planos de cimentacio-nes para el sistema de integración EMC-200, rack de tubería, diversas bombas, filtros, turbinas y compresores, recipientes, torres, hornos y cambiadores, puente grúa y balsa de Coque.

• Diseño de los accesos, pavimentación y urbanización. Colocación de plataformas metálicas diversas y arquitectura para algunas subestacio-nes eléctricas.

• Esquemas de instrumentos electrónicos y neumáticos, recorridos de bandejas/cables de instrumentación, requisición de material para mon-taje de instrumentación. Cuantificación de material para montaje de ins-trumentos y elaboración de la lista de cables.

• Diagramas unifilares, revisión del material eléctrico. Esquemas de con-trol, planos de las distribuciones de fuerza, subestación y alumbrado. Requisición de traceado y cables eléctricos. Clasificación de áreas pe-ligrosas y arreglo de equipos.

• Sistema de seguridad contra incendios a 90%. Diagrama de tuberías e instrumentos, requisición del sistema de seguridad y contra incendios.

• Diseño del sistema de intercomunicación y CCTV.

• Edición de planos de tuberías APC en planta y sistema drenaje para tuberías y drenajes. Edición torres de enfriamiento y sistema de ente-rrados para tuberías y drenajes.

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• Avances en estructuras de concreto, cimentación para bombas, ac-cesos, pavimentación, urbanización y arquitectura para subestación eléctrica.

– Diseño de sistema de intercomunicación CCTV.

– Esquemas de conexiones neumáticas, primer recuento de material para montaje instrumental, diseño de requisición y revisión de ma-terial para montaje instrumental, situación de instrumentos electró-nicos y neumáticos y la lista de cables de instrumentación.

– Clasificación de áreas peligrosas.

– Diseño de sistema de seguridad y contra incendios.

• Diagrama de tuberías e instrumentos de los modelos electrónicos y el diseño del modelo METI reportó un avance de 90%.

• Planos de cimentación de concreto para estructuras; edición de planos para tuberías APC en planta, de instrumentos electrónicos y neumáti-cos, y de recorridos de bandejas/cables e instrumentación. Ediciones isométricas APC y de requisición del sistema de seguridad y contra incendios. Emisión planos de cimentaciones para hornos, torres, reci-pientes, intercambiadores y filtros.


• Avances en plataformas metálicas diversas, diseño de hornos y los distintos accesos, pavimentos y urbanización en general. Planos de cimentación de compresores y bombas, estructuras metálicas y de concreto para equipos.

– Primer recuento de material eléctrico y su revisión, elaboración del plano de la distribución de fuerza de unidad/charolas, alumbrado y fuerza en subestación. Arreglo de equipos en sala eléctrica PD, diagrama unifilar general APD, clasificación de áreas peligrosas, edición de requisición de equipos eléctricos diversos y realización de esquemas de control inicial.

– Edición de isométricas y planos APC, y último recuento de materia-les de tuberías.

– Edición de los instrumentos electrónicos y neumáticos, recorridos de bandejas/cable y esquemas de conexiones neumáticas.

– Diseño del sistema de seguridad y contra incendios.

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– Diseño del plano de subestación eléctrica, del sistema de seguri-dad y contra incendios y del diagrama unifilar general APC.

– Esquemas básicos de control y distribuciones de fuerza en subes-tación y alumbrado. Arreglos de equipos en sala eléctrica APC, es-quemas básicos de control APC, clasificación de áreas peligrosas, y distribución de fuerza de unidad/charolas.

– Avances en el recuento intermedio de materiales de tuberías, di-seños del sistema de enterrados y emisión de planos de tuberías y drenajes APC.

– Esquemas de conexiones neumáticas y a proceso, lista de cables de instrumentación y la situación de instrumentos electrónicos y neumáticos.


• Avances en documentos finales, lista de cables de instrumentación y la revisión de recuento de material para montaje de instrumentos.

• Esquemas de control APC y la distribución de fuerza en subestación.

• Diseño del sistema de intercomunicación y CCTV.


– Integración de los Libros de documentos finales y los esquemas de control APC.


• Ingeniería

– Integración de Libros de los documentos finales para las tres plantas.


• Unidad de coquización retardada y Planta de gas asociada

– Avances en integración de Libros de documentos finales, esque-mas de control APC y edición de requisición de equipos diversos electrónicos y de trazado eléctrico.


– Avances en tuberías con la edición de planos en planta.

– Eléctrica: edición de requisiciones de traceado eléctrico y los ca-bles eléctricos.

– Telecomunicaciones: diseño de sistemas de intercomunicación y CCTV.

Instrumentación y control: elaboración de esquemas de

conexiones neumáticas y a proceso, edición de requisición

de material para montaje de instrumentación.

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– Instrumentación y control: elaboración de esquemas de conexiones neumáticas y a proceso, edición de requisición de material para montaje de instrumentación.


– Cimentación para hornos, torres, recipientes, intercambiadores y filtros, estructura metálica y plataformas diversas.

– Hidráulicas: edición de requisición de tubería enterrada.

– Eléctrica: edición de requisiciones de cables eléctricos y de instru-mentación. Continuaron Libros de documentos finales.


• Coquizadora

– Se entregaron a área usuaria la procura y fabricación y manual de operación.

– Revisión final de la versión AS Built por parte de CPMAC.

• Regeneradora de DEA

– Se entregaron a área usuaria los libros finales de: ingeniería, procura, telecom, construcción, pruebas y arranque y manual de operación.

– Concluida revisión final de la versión AS Built.

• HDS de naftas

– Se entregaron a área usuaria los libros finales de: ingeniería, pro-cura y fabricación, telecom, construcción pruebas y arranque, y el manual de operación.




• Colocación de orden de compra para fabricación y prueba de: soloai-res, compresores, decoquizado, bombas, tubería aérea; Tabor de Co-que Unheading Systems, instrumentos de campo, recipientes, eyec-tores, transformadores, cables eléctricos, paneles locales, sistema de intercomunicación, CCTV, instrumentos de campo, sistemas de seguri-dad y contra incendios, CCM, cables eléctricos y material de montaje eléctrico puesto a tierra (PAT), cambiadores y compresor centrífugo.


• Fabricación y prueba de recipientes y bombas, Trituradora y Tambo-res de coque, paquete condensado limpio, antorchas, cuadros MT, fil-tros, instrumentos de campo, válvulas de control y seguridad, bombas verticales, filtros, transformadores, válvulas e instrumentos de campo y electrónicos, reactores, transformadores, paquete de enfriamiento, sistema de seguridad contra incendios y eyectores.

Se entregaron a área usuaria los libros finales de: ingeniería, procura y fabricación, telecom, construcción pruebas y arranque, y el manual de

operación.

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• Fabricación de recipientes, ascensor, turbinas, aire acondicionado, instrumentos de campo y electrónicos, sistema de seguridad y contra incendios, tubería aérea y enterrada, material para montaje eléctrico, soloaires, válvulas de control de seguridad, material puesto a tierra (PAT) y domo de fraccionadora de coque.

• Prefabricación de tanques, válvulas de control y seguridad, armaduras y recipientes.

• Compra de analizadores, válvulas de control, instrumentos electróni-cos, sistema de seguridad y contra incendios, tubería aérea y enterra-da, armaduras y material de alumbrado y para montaje eléctrico.


• Fabricación de: cambiadores, paquete aire, filtros, transformadores, paneles locales, válvulas de control, CCM, sistema de intercomunica-ción y CCTV, sistema de seguridad y contra incendios, Tambor de Co-que, domo de coque, seguridad para trituradora y tambores de coque, material de montaje e instrumentos, material para montaje eléctrico y refacciones requeridas por Pemex.

• Prefabricación de tanques, válvulas de control, cambiadores, CCM y domo de coque.

• Adquisición de sistema de seguridad y contra incendios, paneles lo-cales, cables eléctricos, absorbentes, Internos columna y recipientes, material de montaje e instrumentos de campo, material para montaje eléctrico y refacciones requeridas por Pemex.


• Fabricación de transformadores internos de columnas y recientes, ins-trumentos electrónicos y de campo, paneles de locales, válvulas de control y seguridad, tubería aérea y accesorios, CCM, domo de frac-cionadora de coque, Tambor de Coques y refacciones requeridas por Pemex.

• Adquisición de instrumentos de campo y agentes químicos, tubería aérea y accesorios, paneles locales y otros equipos electrónicos, así como refacciones requeridas por Pemex. Se suministraron en taller agentes químicos.


• Fabricación de instrumentos de campo, cables electrónicos, tuberías aéreas y accesorios, Tabor de Coques y diversas refacciones reque-ridas por Pemex. Compras de agentes químicos, cables electrónicos, tuberías aéreas y accesorios. Suministro en taller agentes químicos.

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• Fabricación de Tabor de Coques, avances en los Libros de documen-tos finales. Compras de material para montaje eléctrico.


• Prefabricación de tanques, y se hicieron pruebas de Tabor de Coques

• Avances en los Libros de documentos finales. Fabricación de sistemas de nitrógeno e instrumentos de campo.


• Adquisición de las refacciones recomendadas por el licenciante.


• Avances en las tres unidades de Libros de documentos finales.

• Planta regeneradora de amina: adquisición y fabricación absorbentes.




– Fabricación de estructura rack; montaje de estructura de acero, rack de tubería precolado, sistema de drenaje pluviales, calentador, paquete de enfriamiento, torres y tuberías aéreas rack. Prefabrica-ción de tuberías aéreas y subterráneas y primera fase de pintura en tuberías.

– Cimentación de calentador, bombas, cambiadores, compresor de gas, rack de tubería, recipientes, sistema de nitrógeno, tanques, paquete de enfriamiento, unidad de tratamiento cáustico, torres, edificio satélite de control y edificios de subestaciones eléctricas.


– Cimentación de intercambiador, separador de hidrocarburos, acu-mulador, condensador, bombas, recipientes y regeneradora.

– Fabricación de estructura de concreto, estructura rack de tubería, montaje de estructura rack de tuberías, prefabricación de tuberías aéreas, primera fase de pintura en tuberías y montaje de intercam-biadores EA-50001A/D.


– Habilitación a estructuras de acero, sistema de drenajes aceitosos y químicos; montaje de calentador, cambiadores de calor, recipien-

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tes, tuberías aéreas para rack de tuberías y subterráneas, sistema red de tierras y la primera fase de pintura en tuberías.

– Cimentación de edificios, compresores, torres, recipientes, inter-cambiadores, filtros, eyectores, bombas, edificio para compresores y recipientes.



– Cimentaciones en compresor de gas, rack de tuberías, algunos ca-lentadores, cambiadores, eyectores, paquete de enfriamiento, pa-quete de lubrificación por niebla, paquetes de aire, silenciadores, área de grúa para manejo de coque y mantenimiento.

– Montaje de transformadores, de tuberías subterráneas y aéreas de conexión, tuberías aéreas en rack de tuberías. Instalación de es-tructura de acero; avances en estructural de rack de tubería preco-lado; trabajos del paquete de enfriamiento, pavimento de concreto, algunos pilotes y del pisos de grava. Prefabricación de tuberías aéreas, pintura en tuberías, aplicación de pruebas hidráulicas en tubería enterrada y sistema de drenajes aceitosas y químicas, dre-najes pluviales, protección contra incendio y red de tierras.


– Montaje del tanque de almacenamiento y de tuberías aéreas de rack de tubería, estructuras de acero, pilotes, sistemas de drenajes de aceitosas y químicas, regeneradora de DEA, acumulador de la regeneradora, algunos intercambiadores, diversos equipos eléctri-cos de subestación, y prefabricación de tubería subterránea.

– Cimentación de acumulador, condensador, recipientes filtros, rack de tuberías, comienzo de trabajos civiles, habilitado de estructuras de acero y la culminación de la mecánica.


– Cimentación de torres, recipientes, intercambiadores, filtros, eyec-tores, bombas, paquetes, recipientes, tanque, edificio de compre-sores, equipos diversos, recipientes, tanques y rack de tubería.

– Montaje de bombas, calentador, cambiadores de calor, de com-presores, filtros internos de reactor, paquete de enfriamiento, reci-pientes, tableros en subestación, torres, transformadores, tuberías subterráneas y aéreas para rack de tubería, tuberías en aéreas de conexión y de estructuras de acero.

– Se continuaron trabajos en pavimento de concreto, pisos de gra-va, prefabricación de tuberías aéreas y subterráneas, aplicación de pintura en tuberías, protección contra fuego a estructura y equipos, pruebas hidráulicas tubería subterránea, sistema de alumbrado edi-ficaciones, sistema de drenajes aceitosos y químicos, sistema de pararrayos, sistema de protección contra incendio, sistema red de tierras, sistemas de drenajes pluviales, cableado de charolas, cami-

Prefabricación de tuberías aéreas, pintura en tuberías, aplicación de

pruebas hidráulicas en tubería enterrada y sistema de drenajes

aceitosas y químicas, drenajes pluviales, protección contra

incendio y red de tierras.

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no de acceso/asfalto y urbanización, edificio subestación eléctrica y satélite control, instalación de charolas e instalación de paneles de conexiones.



– Continuación de trabajos de cimentación en la planta de coque, sistema de protección, patio de emergencia, pavimento, habilitado de estructuras de acero y el camino de acceso. Habilitado estruc-turas de acero, montaje de estructura de acero, protección contra fuego, pisos de grava, cimentación detranspotadora de coque y la climatización de edificios.

– Eléctrica se concentraron acciones en el sistema de alumbrado de planta. Avances en la instalación de charolas y del sistema de alum-brado de edificios.

– Tuberías: Se cablearon charolas y se realizó actividad para el siste-ma de pararrayos.

– Mecánica se hizo montaje de torres, tanques, dos tipos de soloai-res (31001 y 31003), montaje de internos, recipientes, calentador, bombas, Unidad de tratamiento cáustico, paquetes de aire y filtros, calentadores y el sistema de decoquizado.

– Instrumentación y control: se instalaron charolas y paneles de co-nexiones, montaje de torres, calentadores y bombas.


– Avances en sistema de protección contra incendios, sistemas de drenajes pluviales y drenajes aceitosos y químicos, habilitado de acero y montaje de estructuras de acero, pavimento de concreto, cimentación para filtros, el camino de acceso/asfalto y urbanización.

– Mecánica: montaje de tanques y de paquetes de dosificación.

– Eléctricas: cableado de charolas y progreso en el sistema de alum-brado de planta.

• Planta hidrodesulfuradora de nafta

– Instrumentación y control: instalación de charolas, paneles de co-nexiones y de los sistemas de protección contra incendios y de dre-najes pluviales; trabajos en el patio de emergencia de almacena-miento, edificio satélite de control, pavimento de concreto, camino de acceso/asfalto y urbanización. Montaje de equipos electrónicos de subestación y en sistema de pararrayos.

– Mecánica: montaje de recipientes, de bombas, de torres, de inter-nos de torres, del paquete de enfriamiento mencionado y del reac-tor correspondiente.

Mecánica: montaje de recipientes, de bombas, de torres, de

internos de torres, del paquete de enfriamiento mencionado y del

reactor correspondiente.

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– Eléctrica: progreso en sistema de alumbrado de planta, instalación y cableado de charolas, sistema de pararrayos y de alumbrado de edi-ficios. Prefabricación y montaje de tuberías aéreas en rack de tubería, montaje de tuberías subterráneas en área de conexión y área menor 2.

– Pintura en tuberías, instalación del sistema de detección de fuego y gas.

– Montaje de tanque nuevo de paquetes de dosificación, montaje de filtros, recipientes, torres, internos de torres y de bombas, instala-ción de paneles de conexiones, sistema de control distribuido y sis-tema de detección de fuego y gas y pintura en tuberías.



– Trabajos en el patio de emergencia de almacenamiento, climatiza-ción de edificios, habilitación y montaje de estructuras de acero y protección contra fuego a estructuras y equipos. Avances en el ca-mino de acceso/asfalto y urbanización, pavimentación de concreto, sistema y foso de coque, estructura de concreto tambor de Coques y sistemas de protección contra incendios y de drenajes pluviales.

– Montaje de los tanques, soloaires, intercambiadores, filtros, bom-bas, reactor y sus internos, torres y sus internos, de transportadora de coque y sus filtros y tambor de Coques. Montajes de recipientes, de calentadores, compresor de gas y de turbinas, montaje de la unidad de tratamiento cáustico y paquetes de lubricación por niebla y de enfriamiento.

– Montaje de equipos electrónicos de subestación y de transformadores.

– Prefabricación y montaje de soportes y de tubería subterránea.

– Instalación de charolas, analizadores y otros equipos, y sistema de control distribuido, cableado de control e instrumentos.

– Instalación del sistema de detección de fuego y gas.


– Avances en los cambiadores de calor, enfriador, compresor y en los paquetes químicos y de secado. Montaje del tanque de almacena-miento DEA Pobre, regeneradora de DEA y sus internos, unidad de tratamiento cáustico, acumulador de reposición de DEA, separador de hidrocarburos de DEA rica y sus internos y de paquetes de lubri-cación por niebla y de enfriamiento.

– Cableado e instalación de charolas, montaje de filtros, transforma-dores y equipos electrónicos de subestación.

– Prefabricación de tuberías y montaje de las aéreas, rack de tubería, de conexión y menor 2”.

– Instalación de paneles locales y otros equipos, instrumentos, charo-las y el cableado de control.

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– Avances en la climatización de edificios, sistema de protección con-tra incendios y la protección contra fuego a estructuras y equipos, sistema de protección contra incendios. Montaje de estructuras de acero y la colocación de pavimento de concreto. Avances en es-tructuras de concreto para el edifico de compresores, en sistemas de drenajes pluviales y de aceitosos y químicos.

– Montajes del reactor y sus internos, de las torres y sus internos, soloaires, recipientes, tanques, cambiadores de calor, turbinas para bomba, del calentador, del enfriador, del compresor, de los paque-tes químicos y secado, y de los paquetes de aire y enfriamiento.

– Adelantos en tableros de subestación, cableado de charolas y las pruebas de sistema eléctrico, sistemas red de tierras y de alumbra-do de planta, en el traceado y conexionado eléctrico, y pruebas al sistema eléctrico y al sistema de pararrayos.


– Instalación del sistema de detección de fuego y gas y sistema con-tra incendios, adelantos en el sistema de paro de emergencia.

– Instalación de los sistemas de intercomunicación de voceo y CCTV. Avances en las estructuras de concreto para el edifico de compreso-res, sistemas de drenajes pluviales, de aceitosas y químicas. Aplica-ción de pintura en tuberías y aislamiento de tuberías y equipos.



– Montaje de estructuras de acero, aplicación protección contra fue-go a estructuras y equipo. Cimentación de transportadora de coque y para trituradora de coque Trabajos en pilotes, Foso de coque y estructura de concreto para tambor de Coque.

– Montaje de Tabor de Coque, soloaires, bombas, el sistema de de-coquizado, transportadora de coque, algunas antorchas, filtros, grúa de mantenimiento, internos de recipientes, Paquete de aire, Unidad de tratamiento cáustico y arrestadora de flama.

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– Montaje de aéreas menor 2”, conexiones, y soportes. Pruebas hi-dráulicas en tubería aérea y enterrada y se prefabrican soportes.

– Instalación de sistemas de intercomunicación, voceo y CCTV.


– Montaje de estructura de acero, y adelantos en la protección contra fuego a estructura y equipos.

– Instalación del enfriador de DEA pobre, algunos recipientes y filtros.

– Montaje de las aéreas rack de tubería y de conexión y tubería subte-rránea. Prefabricación y montaje de soportes y pruebas hidráulicas en tubería aérea y enterrada.


– Avances en sistemas de drenajes de aceitosas y químicas, y clima-tización de edificios.

– Montaje de internos en recipientes, de paquetes químicos y eyectores.

– Montaje de soportes, tuberías en áreas de conexión y subterránea, pruebas hidráulicas en tubería aérea y subterránea. Prefabricación de soportes.



– Se avanzó en el conexionado y sistema de pararrayos. Instalación de transformadores y equipos electrónicos de subestación. Cablea-do de charolas. Adelantos en sistemas de alumbrado en edifica-ciones y planta. Prueba de sistema eléctrico, traceado y trazado eléctrico.

– Instalación del sistema de control distribuido, algunas charolas, ca-bleado de control, instrumentos de línea, analizadores, válvulas de conexiones y de control, paneles de conexiones y de control. Insta-lación tubing, sistema contra incendios y pruebas de lazos.

– Industrial: instalación del sistema contra incendios, detección de fuego y gas y paro de emergencia, válvulas de relevo o alivio, ais-lamiento de tuberías y equipos, aplicación de pintura en equipos y tanques, acabado de pintura en tuberías y pintura en estructura.



– Adelantos en sistemas de drenajes pluviales, de aceitosas y quími-cas; climatización de edificios.

– Instalación de elevador, un eyector y diversos soloaires.

– Instalación de equipos eléctricos de subestación; cableado de charolas y avances en sistema de alumbrado de planta. Desarrollo de sistemas de alumbrado en edificaciones, y en planta y trazado eléctrico.

Montaje de soportes, tuberías en áreas de conexión y subterránea,

pruebas hidráulicas en tubería aérea y subterránea. Prefabricación

de soportes.

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– Adelanto en sistemas de drenajes de aceitosas y químicas.

– Montaje de recipientes y enfriador de DEA pobre.

– Instalación de charolas y avances en sistema de alumbrado de planta.

– Instalación de sistema contra incendios, detección de fuego y gas y de válvulas de relevo o discos de ruptura.


– Montaje de equipo eléctrico y tableros de subestación, cableado de charolas, avances en sistema de alumbrado de planta y trazado eléctrico.


– Montaje de soportes y tuberías en áreas de conexión y de menor 2”, pruebas hidráulicas en áreas diversas, en tubería aérea y subterrá-nea, prefabricado de tuberías aéreas.

– Telecomunicaciones: instalación de sistemas de intercomunicación, voceo y CCTV.

– Cableado y sistema de control distribuido, tubing, analizadores, ins-trumentos de campo y de líneas, válvulas de control, paneles de conexiones y charolas, pruebas de lazos.

– Adelantos en estructura, equipos y tanques, acabado de pintura en tuberías, aislamiento de tuberías y equipos.



– Montaje de tuberías en áreas de conexión y tuberías en áreas de conexión de menor 2”, pruebas hidráulicas de tubería aérea.

– Avance en sistema de pararrayos.

– Instalación de cableado de control, tubing, instrumentos, instru-mentos de línea, válvulas de control, pruebas de lazos.

– Instalación de sistema de detección de fuego y gas.


– Avances en instrumentación y control con pruebas de lazos e insta-lación de instrumentos de línea.

• Planta Hidrodesulfuradora de nafta de coquización

– Avances en prueba de lazos.



– Montaje de estructuras de acero, cimentación trituradora de coque.

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– Montaje Tambor de Coque, silenciadores y alimentador banda de coque.

– Montaje de sistema de coquizado y sistema de nitrógeno, grúa de mantenimiento, sistema de fuerza para apertura de los tambores de coque y elevador.


– Pruebas hidráulicas de tubería aérea, enterrada y conexión, monta-je de tuberías en áreas de conexión y de menor 2”, prefabricación y montaje de soportes.

– Avances en sistema de pararrayos, en red de tierras y en alumbrado en planta.

– Cableado de control, tubing, instrumentos de línea, válvulas de con-trol, sistema de control distribuido y paneles de conexiones, prue-bas de lazos.

– Instalación de sistemas contra incendios y de paro de emergencia.

– Acabado en tuberías.


– Pruebas de lazos, verificación de rotación y velocidad de equipo rotatorio.

• Planta hidrodesulfuradora de nafta de coquización

– Avances en prueba de lazos.



– Cimentación de transportadora de coque, fosa de coque y estruc-tura de concreto para tambor de coque. Montaje de estructura de acero, el sistema de protección contra incendios y pavimentación de concreto.

– Montaje de tambor de coque, sistema de fuerza para apertura de los tambores de coque , banda transportadora de coque, mante-nimiento de grúas puentes y polipastos marca crane, filtros, tritura-dora de coque, elevador y sistema de decoquizado.

– Conexionado eléctrico. Adelantos en el sistema de red de tierras, alumbrado de edificaciones y en pararrayos. Adelantos en el traza-do eléctrico e instalación de charolas.

– Montaje en las áreas de conexión y de menor 2” y de soportes; pruebas hidráulicas y prefabricación soportes.

– Instalación del cableado de control.

– Instalación del cableado de control, tubing, instrumentos de línea, válvulas de control, sistema de control distribuido, paneles de co-nexiones y pruebas de lazos.

Montaje de sistema de coquizado y sistema de nitrógeno, grúa de

mantenimiento, sistema de fuerza para apertura de los tambores de

coque y elevador.

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– Instalación de válvulas de relevo y/o discos de ruptura; sistema con-tra incendios y paro de emergencia.

– Acabado de pintura en tuberías y aislamiento de equipos y tuberías.


– Desarrollo en foso de coque, en estructura de concreto para Tambor de Coque, en montaje de estructura de acero y en sistema de protec-ción contra incendios.

– Montaje de tambor de coque, sistema de fuerza para apertura de los tambores de coque, y trituradora de coque y el sistema de decoquiza-do, cuchara de grúa.

– Adelantos en sistema de red de tierras, en instalación y cableado de charolas y en conexionado y trazado eléctrico; en el sistema de pararrayos y en sistema de alumbrado de planta.

– Montaje de tuberías en áreas de conexión y de menor 2”, pruebas hidráulicas de tubería enterrada y aérea.

– Instalación del sistema de intercomunicación, voceo y CCTV.

– Avances del cableado de control, instalación de instrumentos, ins-trumentos de línea, válvulas de control y pruebas de lazos. Instala-ción de analizadores y otros equipos.

– Instalación de válvulas de relevo y/o discos de ruptura; sistema contra incendios y paro de emergencia, detección de fuego y gas.

– Acabado en tuberías y el aislamiento de equipos y tuberías.


Se atendieron las observaciones a los Libros de documentos finales de cons-trucción de las plantas de proceso.



• Capacitación y entrenamiento, formato de manuales de entrenamiento, fecha al programa de entrenamiento y determinación de las pruebas y arranque de unidades.


• Preparativos de arranque, continuación de trabajos de capacitación y entrenamiento, incluye el manual. Avance en carga de catalizador y/o químicos y absorbentes.

Montaje de tambor de coque, sistema de fuerza para apertura de los tambores de coque, , y

trituradora de coque y el sistema de decoquizado, cuchara de grúa.

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• Adelantos en programa de entrenamiento; llenado de aceites y lubri-cantes; arranque de la unidad y puesta en operación. Secado interno de equipos/circuitos de procesos.


• Capacitación en el programa y manual de entrenamiento. Arranque de la unidad y pruebas de desempeño y comportamiento.


• Preparativos de arranque de la unidad, capacitación, edición manual y programa de entrenamiento.

• Llenado de aceites y lubricantes, pruebas de fugas del sistema, seca-do interno de equipos/circuitos de procesos y verificación de rotación y velocidad de los equipos de rotación.


• Arranque de la unidad y capacitación. Manual y programa de entrena-miento. Llenado de aceites y lubricantes, y pruebas de comportamien-to y desempeño, secado interno de equipos y circuitos de procesos. Verificaciones de rotación y velocidad de equipos de rotación, y de las válvulas de relevo.


• Arranque de la unidad. Capacitación en el manual y en programa de entrenamiento. Carga de catalizador de químicos y de absorbentes, y pruebas de fugas y de lazos al sistema.


• Preparativos de arranque de las unidades, en calibrado de los anali-zadores, en capacitación, manual y programa de entrenamiento, en la carga de catalizador, de químicos y de absorbentes.

• Llenado de aceites y lubricantes y pruebas de comportamiento, de desempeño y de fugas del sistema, secado interno de equipos y circui-tos de procesos, y verificación de todas las válvulas de relevo, opera-ción de las válvulas de control, acción remota, de rotación y velocidad del equipo de rotación.


• Se revisó acta de entrega al área usuaria.

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Paquete IPC 6



• Entrega de la edición “Z” para las Ingenierías de detalle de: proceso, mecánica, tubería, eléctrica, telecomunicaciones, instrumentación, control y seguridad industrial.


• Continuaron trabajos de Ingeniería en edición “Z”.


• Revisión y entrega al área usuaria de libros versión AS Built.



• Inspección catalizador (P-188, ADG-401) y lista de material para cable de instrumento y termopar, se recibió catalizador.


• Emisión para las refacciones para procura.


• Emisión de documentos finales de unidad de dosificación de quími-cos, bombas diversas, equipo eléctrico, transmisiones, recipientes y soloaires.


• Entrega de partes de repuesto de las etapas 2 y 3 de soloaires y para H/E; etapa 3 del DCS y de bombas; etapa 2 de 3.2 para compresor y bombas de enfriamiento; etapa 1 y 2 de 3.2 para calentador y etapas 1, 2 y 3 de 3.2 para instrumentos.

• Entrega de partes de repuesto de etapas 1, 2 y 3 de 3.1 para Instru-mentos.

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• Realización del aislamiento para tubería, arreglo de cable y termina-ción, entubado de trazado de vapor, instalación de charola de cable y soporte, y el montaje de soporte de caja de empalme, tubo conduit, tubo conduit para alumbrado, tubos conduit para sistema de alarma por fuego, para sistema de energía y para sistema de potencia; soporte de caja unión, campo de tubería aérea, campo de tubería subterránea.

• Trabajos de lavado y soplado, limpieza y pintura primaria para tubo; pruebas hidrostáticas para tubería, válvula de monel, válvula en ge-neral, SAT para SCD, SAT para UPS y cargador de batería; sistema de conexión a tierra, soldadura de la conexión a tierra, soldadura en taller para tubería aérea, tubería de trazado de vapor y tubo de plomo para trazado de vapor.

• Cimentación y estructura de equipo, edificios de laboratorio, satélite, principal de subestación; Torre de enfriamiento, erección de equipo, instalación de plataforma y escalera, obra de aislamiento para equipo, pintura final para equipo y prueba de llenado de agua para equipo.


• Plantas de alquilación U18000 y U19000

– Concluyó el aislamiento para tubería, el arreglo de cable y la cali-bración de la válvula de seguridad, se instalaron la charola de cable y soporte, la plataforma y escalera, el tubo conduit para alumbrado y el sistema de energía; se instaló tubería aérea en campo, prueba de llenado de agua para equipo y prueba hidrostática para tubería, se montó el sistema de conexión a tierra, el sistema de drenaje y la tubería de plomo de trazado de vapor.

– Protección contra fuego para estructura de acero, aislamiento para equipos, aplicación de la prueba de motor de vacío, en-tubado de trazado de vapor, montaje de letrero para tubería y aplicación pintura final para tubería. Instalación tubos conduit para sistema de alarma para fuego y sistema de potencia, arre-glo de cableado, calibraron instrumentos y se aplicó soldadura de conexión a tierra de instrumento.


• Civil.- Pruebas de continuidad en drenajes aceitosos, químicos, pluvia-les y ácido.

• Instrumentación y control.- Se terminó la instalación y conexionado de los instrumentos de campo las pruebas de Loops y se practicó prueba a los cables de fuerza y control para los instrumentos de campo para el cuarto de control satélite, montaje de cableado del cuarto satélite al cuarto central de control y se instaló en el búnker el equipo de control para el SCD, el sistema CCTV, algunos bancos de baterías y UPS.

Protección contra fuego para estructura de acero, aislamiento

para equipos, aplicación de la prueba de motor de vacío,

entubado de trazado de vapor, montaje de letrero para tubería

y aplicación pintura final para tubería.

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• Pruebas de continuidad en drenajes: aceitoso, químico, pluvial y de ácido. Protección ignifuga de la estructura del edificio del reactor en-friador; se rotularon tuberías, instrumentos, equipos misceláneos y se reparó el aislamiento en la parte superior de la B-T-01.

• Instrumentos.- Se efectuó el encinchado de cables y se colocaron las tapas en la charola de integración hacia el cuarto de control central; concluyó instalación y conexionado de los instrumentos de campo para iniciar trabajos para prueba de Loops.

• Prueba a los cables de fuerza y control para los instrumentos de campo; se instaló el cableado desde el cuarto satélite al cuarto central de con-trol, la señal principal y redundante; pruebas de atenuación conexión de fibra óptica; instalación en búnker, equipo para sistema de control distribuido, estaciones de ingeniería, CCTV, bancos de baterías y UPS.


• Concluyó prueba de Loops, simulando señales en los sistemas de de-tección e interlocks. Inició la comunicación del SCD desde el cuarto central.



• Programa de entrenamiento de la Planta alquiladora y llenado de lubri-cantes y aceites para Torre de enfriamiento y para los procesos de la unidad U-18000 y de la unidad U-19000.


• Se verificó operación de válvula de alivio, se practicó prueba de arran-que del motor solo del proceso U-18000.


• Preparativos de llenado de aceites y lubricantes; secado interno de equipos y circuitos de proceso; carga catalítica y de químicos, pruebas de fuga de sistema y se calibraron todos los analizadores.


• Elaboración de manuales de capacitación respecto del sistema integral de notificación de emergencia, equipo eléctrico (relevadores, interrup-tores y tableros), diagrama lógico de control del secador, sistema de control de equipo rotatorio mayor y sección de hidrogenación selectiva.

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• Manuales del sistema de mitigación de fugas, de descargaderas de HF en la planta alquiladora, sistema de lubricación por niebla, sistema de circuito cerrado de televisión, sistema de detección en camino abierto, de válvulas de acción remota, instrumentación radioactiva y del calen-tador a fuego directo.


• Entrenamiento a operadores del Sistema de fuego y gas, Sistema ESD e integral de notificación de emergencia.


• Entrega al área usuaria las plantas U-18000/19000 para operación.

Paquete Hidrogenoducto (HD)



• Ingeniería a precio unitario, edición de manual de operación del sis-tema de transporte de hidrógeno, diagramas de simbología de flujo, de tuberías e instrumentación, índices de líneas y de equipos, revisión planos.

• Se elaboraron documentos y planos de la disciplina instrumentación y control.

• Desarrollo de ingeniería complementaria de tuberías.

• Ingeniería a precio alzado, se registró plano de instalación del sistema digital de monitoreo y control para tuberías.

• Instrumentación y control, se elaboró diseño del sistema digital de mo-nitoreo y control y disciplina de flexibilidad.


• Ingeniería a precio unitario, se elaboró diagrama de tuberías e instru-mentación y el dibujo topográfico de gabinete; asimismo, se elaboraron índices de líneas, planos de afectación en caminos de acceso y pre-dios, y se sometieron a revisión dichos planos.

• Elaboración de procedimiento de trabajo, la lista de verificación y el desarrollo de ingeniería complementaria en tuberías.

• Ingeniería a precio alzado, se reportó su terminación a excepción de la edición de planos AS Built y los pendientes en las disciplinas de Instru-mentación y control, tuberías y flexibilidad.

Entrenamiento a operadores del Sistema de fuego y gas, Sistema ESD e integral de notificación de

emergencia.

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• Ingeniería a precio unitario, se elaboraron planos de afectación en ca-minos de accesos y predios, afectaciones adicionales fuera del dere-cho de vía. Procedimientos de trabajo y listas de verificación, desarrollo de la ingeniería complementaria de tuberías y la elaboración de docu-mentos y planos de la disciplina de instrumentación y control.

• Ingeniería a precio alzado, se editó y revisó el plano de instalación de siste-ma digital de monitoreo y control para tuberías e instrumentación y control.


• Elaboración de procedimientos de trabajo y listas de verificación, es-tudio de resistividad del suelo, perfil geoeléctrico del terreno, diseño funcional y la filosofía de operación del sistema de protección catódi-ca, plano de postes para señalamientos y el desarrollo de la ingeniería complementaria de tuberías.

• Ingeniería a precio alzado.- Se editó el plano de instalación y suministro del sistema digital de monitoreo.



• Colocación de orden de compra, suministro de materiales, fabricación, ensamble, embarque, recepción en sitio y documento final del suminis-tro de estación de filtración, regulación y medición.

• Procura de caja de conexiones de señales análogas, tren respiradero universal, sistema digital de monitoreo y control, válvula de compuerta, válvula tipo globo y bola, válvula reguladora de presión, válvula de di-luvio PVC y misceláneos.

• Procuración de refacciones de la fuente de poder con cargador de ba-terías.


• Se aprobaron los planos del sistema digital de monitoreo y control.


• Órdenes de compra de switch ethernet, gabinete color negro, orga-nizadores verticales y horizontales, rosetas para coma de red CAT B, radio maestro UHF, convertidores de medios a ethernet, cajas de serie redonda de acero y de aluminio, cajas de conexiones y de registro serie GUA y diversos materiales que fueron recibidos en sitio.

• Se recibieron en sitio los equipos y materiales periféricos.

Procura de caja de conexiones de señales análogas, tren respiradero

universal, sistema digital de monitoreo y control, válvula de compuerta, válvula tipo globo y bola, válvula reguladora de

presión, válvula de diluvio PVC y misceláneos.

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• Compra y recepción de arrancadores manuales a prueba de explosión y material a granel.


• Recepción de anclas, placa de acero, compuesto estabilizador de volumen de grout, fester grout, pretil a base de bloque macizo de concreto asentado con mortero, suministro y vaciado de concreto en estruc-tura, suministro y aplicación de pintura esmalte anti-corrosivo en muros del cuarto de baterías.



• Precio unitario

– Trazo y nivelación de derecho de vía y seccio-nes transversales.

– Manejo y erección de tuberías, la colocación de mangas termo contráctiles en tubería; pruebas hidrostáticas, neumáticas y de her-meticidad tuberías.

– Prueba hidrostática a válvula tipo bola.

– Puesta en servicio de la subestación eléctrica tipo poste

– Se instaló la válvula con actuador hidroneumá-tico.

• Obras a precio alzado

– Se construyó ducto eléctrico, y obra civil.

– Instalación de estación de filtración, regula-ción y medición.

– Instalación de válvula de diluvio, detector de fuego y de mezclas explosivas, válvulas Check y la reguladora de presión.


• Construcción a precio unitario,

• Se realizó la apertura de brecha para el derecho de vía, se demolieron estructuras y pisos de concreto.

• Bajado de tuberías en zanjas, carga, acarreo, estiba y tendido para línea regular en peras de lanzamiento.

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• Se colocó ademe metálico a base de tuberías y placa de acero en am-pliación o abatimiento de taludes.

• Alineación y soldadura en tubería con tricapa, bajado, acarreo y tendi-do de tubería para línea regular.

• Pruebas en banco de válvula tipo bola.

• Instalación de señalamientos tipo RA para medición de tubos en diver-sas áreas.


• Alineado y soldado. y bajado de tubería de acero recubierta con tricapa,

• Aplicación de soldadura en juntas de caja para soldar y para piezas prefabricadas en juntas de tuberías. y se instalaron soportes para tube-rías, espárragos, uniones de fábricas y empaques de acero al carbón.


• Instalación de rompecorrientes de superficiales en el derecho de vía; en suministro de material de revestimiento, desmantelamiento y reposi-ción de cerca de postes de madera rolliza.

• Acarreo y tendido de tubería para línea regular y estiba para obras especiales para lanzamientos y/o cruces direccionados de tubería pro-tegida con tricapa.



• Inició la capacitación del personal respecto de la instalación del siste-ma digital de monitoreo y control compuesto por software y hardware.

• Puesta en servicio el sistema digital de monitoreo y control con sus respectivos compuestos.


• Se elaboraron programas de operación para el mantenimiento, detec-ción de fuego y gas, curso de operación para actuadores eléctricos Rotork. Edición de manuales y capacitaciones de los programas men-cionados.

• Programas de operación para el Scada Vantage, configuración AC 800M, el UTR y mantenimiento para el sistema ininterrumpible de energía (UPS).

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d. Procesos conciliatorios

Durante la ejecución del Proyecto de la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, se suscitaron problemáticas diversas que incidieron en los programas de ejecución, fundamentalmente originadas por situaciones económicas super-venientes de carácter mundial y de circunstancias de carácter general que ori-ginaron cambios en los alcances, términos y condiciones del proyecto, que no fue posible prever al momento de elaborar las bases y los contratos respectivos.

Lo anterior derivó en reclamos de las contratistas que dieron pauta al inicio de procesos conciliatorios en los contratos a precio alzado, siendo necesario realizar una justificación jurídica que permitiera el inicio y reconocimiento del impacto de los factores relevantes que influyeron en el desarrollo del proyecto.

1. Justificación jurídicaAnálisis

El contrato de obra pública es un acto jurídico en virtud del cual una persona se obliga para con el Estado a realizar una obra determinada y donde recibe como contraprestación una remuneración, razón por la cual la obra y el precio deben ser correlativos. En especial, estos contratos se encuentran inmersos en un constante riesgo que amenaza la actividad de las partes y el resultado final de la obra, debido a su vigencia –que es de larga duración– y al gran volumen económico, cuya ejecución y ejercicio requiere la coordinación de muy variados elementos, lo cual en la mayoría de los casos obliga a realizar cambios importantes entre el momento de la contratación, la ejecución de las obras y su terminación.

Dentro de los riesgos que se pueden presentar, se encuentra el económico coyuntural o comercial externo, el cual hace más onerosa la realización de la obra (al aumentar los precios de los materiales, de la mano de obra, las variaciones en el tipo de cambio, etc.), debido a que durante el desarrollo de los trabajos es factible y frecuente que se presenten situaciones de dificultad material o pecuniaria en su ejecución que no pueden preverse en su totalidad por las partes, ya que la intención de éstas al contratar y pactar los precios de la obra es que se apliquen en condiciones normales; ello implica que, al modificarse las condiciones consideradas al momento de realizar sus ofertas, y por causas ajenas a la responsabilidad de las partes, la contratista tendría derecho a recibir, de ser el caso, precios distintos.

De lo anterior, se desprende que el legislador buscó implementar en la LOP-SRM los mecanismos legales que permitieran mantener un orden económico, pugnando por la prevalencia de la equidad contractual; tan es así que, en la Exposición de Motivos del mencionado ordenamiento, se señala lo siguiente:

Atendiendo al impacto de las cambiantes circunstancias económi-cas prevalecientes en la presente década que en el funcionamien-to de la obra pública han originado limitaciones en el cumplimiento de los compromisos asumidos por los contratistas, se toman en

En especial, estos contratos se encuentran inmersos en un constante riesgo que amenaza

la actividad de las partes y el resultado final de la obra.

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cuenta los planteamientos que éstos han manifestado en diferen-tes foros en el sentido de que se incorpore en la Ley una previsión que les permita afrontar estas situaciones, de suerte que, con la intención del Estado de ver concluidas las obras proyectadas, se pretende precisar la posibilidad de realizar ajustes de costos a los contratos a precio alzado, cuando se presenten circunstancias económicas de tipo general que los modifiquen.

Las razones expuestas y la trascendencia de sus efectos fueron adoptadas por el legislador, incluso en el caso de los contratos a precio alzado, los cuales por disposición legal no pueden ser modificados en cuanto a monto y plazo. Estas consideraciones dieron por resultado que en los párrafos cuarto y quinto del artículo 59 de la LOPSRM, así como en el artículo 79 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas (LOPSRM) vi-gente a la fecha de formalización de los contratos que nos ocupan, se estable-ció que, de requerirse modificaciones en cuanto a los términos y condiciones originales del contrato, las partes deberán celebrar los convenios respectivos.

En ese tenor, es de señalar que estos acontecimientos imprevisibles o superve-nientes para las partes contratantes, que afectan la equidad de las obligacio-nes contractuales y que ponen en riesgo su cumplimiento, han sido materia de análisis en la doctrina jurídica, de donde surge la llamada “teoría de la impre-visión”, o teoría del riesgo imprevisible, la cual se traduce en el reconocimiento que se formula para modificar los contratos a efecto de ajustar las obligaciones pecuniarias originalmente pactadas que se han visto afectadas por circunstan-cias económicas de carácter general ajenas a la voluntad de los contratantes, imposibles de prever al momento de formular la propuesta que sirvió de refe-rencia para la adjudicación respectiva y que producen una situación de falta de equidad en perjuicio de alguna de las partes y que tiene por finalidad restituir el equilibrio económico-financiero del contrato en beneficio de las partes.

Por tratarse de un ordenamiento especializado, la LOPSRM y el RLOPSRM atienden a un principio de justicia distributiva, en el que resulta necesario equi-librar las prestaciones pactadas ante la presencia de circunstancias económi-cas externas o un cambio en los términos, condiciones, costos, desarrollo y al-cances originales de la contratación afectadas por dichas circunstancias que atenten contra la expectativa de cumplimiento de los contratos, y se privilegia en todo momento la conclusión de las obras, dada la necesidad y satisfactores públicos que significa contar con ellas lo antes posible.

Lo anterior cobra sentido si se atiende a que el reconocimiento de las diferen-cias en el flujo de efectivo en moneda nacional, en términos de los preceptos que se analizan, quedan sujetas a la concurrencia de circunstancias econó-micas de tipo general no previsibles y ajenas a la responsabilidad y volun-tad de las partes, lo que sugiere entender por circunstancias económicas de tipo general cualquier evento cuya dimensión afecte las reglas de mercado de un sector o cadena productiva identificada que incida en los costos o en la paridad cambiaria que se emplea para el pago de dólares que es la divisa pactada en la cláusula 6, denominada “Monto del contrato”, de los contratos que nos ocupan; elementos que en su conjunto determinan la generalidad del fenómeno económico, afectan de manera particular a una de las partes y la

El reconocimiento de las diferencias en el flujo de efectivo

en moneda nacional, en términos de los preceptos que se analizan, quedan sujetas a la concurrencia de circunstancias económicas de

tipo general no previsibles y ajenas a la responsabilidad y voluntad de

las partes

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colocan en una situación de probable incumplimiento por la merma patrimo-nial que representa observar el contrato en otras condiciones.

Con base en lo expuesto, y a fin de que cobre relevancia y se aplique la teoría de la imprevisión, es necesario que se presenten las siguientes hipótesis:

• .Acontecimiento extraordinario e imprevisible. Debe tratarse de un hecho de naturaleza general, cambios profundos que incidan en la sociedad en general que graven excesivamente a una de las partes y como consecuencia de factores o hechos que habrían afectado en forma personal a alguna de las partes; además de extraordinario, el acontecimiento debe ser imprevisible, o sea, que supere lo que las partes hubieran podido prever “obrando con cuidado y previsión”. Por ejemplo: inflación, devaluación o “calentamiento” del mercado, cambio de condiciones, etcétera.

En relación con el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, es importante subrayar que el acontecimiento extraordinario e imprevisible proviene precisamente de la situación económica mun-dial que se menciona en el punto I) del apartado de antecedentes y problemática del instrumento que originó el reconocimiento de la Se-cretaría de la Función Pública (SFP) de las circunstancias de tipo gene-ral que afectaron el ámbito de la construcción, así como de la proble-mática económica mundial que se inició en agosto de 2007.

• .Onerosidad excesiva. Este supuesto se presenta cuando, a causa de acontecimientos imprevisibles y extraordinarios, la prestación a cargo de una de las partes se torna onerosa, es decir, las prestaciones de las partes dejan de ser correlativas y proporcionales, lo que origina que una de las partes no deba ser forzada a cumplir sus obligaciones o parte de las mismas en condiciones distintas de las originalmente pactadas en el contrato, toda vez que causaría un grave perjuicio en su economía, razón por la cual en los contratos sinalagmáticos desapare-ce lo que se ha dado llamar sinalagma funcional. No se trata de impo-sibilidad en el cumplimiento (fuerza mayor), sino de dificultad, carencia de equilibrio, lo cual hará más gravosa la obligación de la contratista, aumentando su sacrificio económico y reportando en forma correlativa un beneficio inesperado para el contratante; existe, por tanto, una rup-tura del equilibrio de prestaciones entre los contratantes que represen-ta la base misma del contrato.

En este sentido, es de hacer notar, por una parte, que se suscitó un alza excesiva y generalizada en los equipos críticos y en los insumos (materiales y equipos) de instalación permanente en el Proyecto de Reconfiguración de Minatitlán; y, por otra, que la mayor permanencia de los contratistas en el sitio de los trabajos derivó en mayores costos de los que se programaron inicialmente, situaciones que fueron impre-visibles; asimismo, a dicho expreso de la SFP, mediante el oficio N° UNCP/309/AC/0384/2010, la parte contratante no podía ser omisa al reconocimiento de estas afectaciones, pues la excesiva onerosidad se daría si la entidad pretendiera que las compañías asumieran dichos

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cargos, lo que podría originar un desequilibrio y haría más gravosa la obligación de los contratistas.

• .El acontecimiento debe ser ajeno a la voluntad de las partes. Tal como se ha manifestado, las circunstancias de hecho deben tener ca-rácter general y no ser imputables a una sola de las partes, puesto que estaríamos hablando de que el evento pudo haberse previsto y, por tanto, denotaría un incumplimiento contractual. Debe darse necesaria-mente una condición de exterioridad respecto de las partes; la contra-tista no puede invocar la imprevisión si él ha provocado el cambio de circunstancias o si no ha hecho todo lo necesario para impedirlo, bien se deba ello a error, negligencia o cualquier forma de incumplimiento.

Las situaciones acontecidas a nivel mundial estaban fuera del alcance de las partes contratantes respecto del Proyecto de Reconfiguración de Minatitlán y no eran imputables a una sola de ellas, pues eran condicio-nes externas al contratado y a la contratante, y tanto su previsión como su resolución se encontraban fuera de su ámbito de actuación, razón por la cual se acredita que los acontecimientos fueron ajenos a las partes.

• .Que el contrato sea de tracto sucesivo. Las obligaciones no deben agotarse de forma inmediata, tienen que ser ejecutadas de forma suce-siva, periódica o diferida. Es importante referir que el contrato de obra pública es de ejecución sucesiva.

Las obligaciones contenidas en los contratos de obra pública mediante los cuales se ejecutan los trabajos relativos al Proyecto de Reconfigu-ración de la Refinería Lázaro Cárdenas son de tracto sucesivo, pues no se agotan de forma inmediata o en un solo acto, sino que consideran cada uno de ellos en congruencia con la ley en la materia, un programa general de ejecución, una cédula de avances y una ruta crítica, en que se consigna la forma de ejecutar los trabajos de manera sistemática, ordenada y con una secuencia lógica constructiva desde su inicio has-ta la culminación de cada uno de sus objetos.

De conformidad con lo expuesto, en el propio artículo 59 de la LOPSRM se contemplan elementos de la teoría de la imprevisión, al reconocer entre quie-nes intervienen en un contrato incrementos o reducciones cuando se presen-ten circunstancias económicas de tipo general ajenas a la responsabilidad de las partes y que, por tal razón, no pudieron ser objeto de consideración en la propuesta que sirvió de base para la adjudicación del contrato, es decir, no pudieron ser previstas en los alcances, términos y condiciones de los contra-tos por los cuales se ejecuta el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

En este orden de ideas, es claro que no atender de manera oportuna los pro-blemas económicos derivados de la situación expuesta traería como conse-cuencia poner en riesgo la ejecución y conclusión del proyecto. Por lo tanto, fue indispensable solicitar la revisión del Proyecto de Reconfiguración de la

Las situaciones acontecidas a nivel mundial estaban fuera del alcance

de las partes contratantes respecto del Proyecto de Reconfiguración

de Minatitlán y no eran imputables a una sola de ellas, pues eran

condiciones externas al contratado y a la contratante, y tanto su previsión como su resolución se encontraban

fuera de su ámbito de actuación, razón por la cual se acredita que los acontecimientos fueron ajenos a las

partes.

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Refinería Lázaro Cárdenas ante la SFP, ya que por sí misma la entidad se encontraba imposibilitada para reconocer la existencia de las circunstancias aludidas en los diversos escritos de las contratistas y para ajustar los precios de los materiales y equipos, toda vez que, en términos del artículo 59 de la LOPSRM, correspondía a la SFP, como autoridad competente, emitir las direc-trices, lineamientos y opiniones normativas que fundamentaran y motivaran las bases de procedencia y reconocimiento para la existencia de circunstancias económicas de tipo general ajenas a la voluntad de las partes.

A efecto de establecer la motivación y justificación jurídica que ha contribuido al reconocimiento de las variaciones del Proyecto para la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, y desde un punto de vista normativo, a conti-nuación se explica la situación referente a los procedimientos conciliatorios.

Primera conciliación

Durante 2005, PR recibió por parte de las contratistas del proyecto, diversas solicitudes de reconocimiento de la existencia de condiciones inesperadas del mercado de la industria de la refinación que repercutieron en un alza en los precios de los equipos y materiales de instalación permanente, con el conse-cuente impacto económico producido a los contratos.

Ante tal situación, la entidad se pronunció en el sentido de encontrarse impo-sibilitada para reconocer la existencia de las circunstancias aludidas en los diversos escritos de las contratistas y de ajustar los precios de los materiales y equipos, toda vez que en términos del artículo 59 de la LOPSRM, corresponde a la SFP emitir los lineamientos que reconocieran la existencia de circunstan-cias económicas de tipo general, ajenas a la voluntad de las partes.

En relación con lo anterior, la SFP reconoció condiciones económicas de ca-rácter general que estaban afectando a la industria de la construcción, por lo cual publicó en el Diario Oficial de la Federación del 8 de enero de 2007 el Acuerdo por el que se establecen los lineamientos para efectuar la revisión y ajuste del precio del cobre, aluminio y acero en los contratos formalizados al amparo de la Ley de Obras Públicas y servicios relacionados con las mismas, a efecto de solucionar la problemática del incremento de los precios.

Al respecto, el entonces titular de la SFP, emitió el oficio número SP/100/0467/2007 de 23 de marzo de 2007, por el que refirió, entre otras co-sas, lo siguiente:

[...] el Proyecto para la Reconfiguración de la Refinería Gene-ral Lázaro Cárdenas, en Minatitlán., Veracruz, es estratégico y prioritario, estimando pertinente que se establecieran mesas de trabajo para resolver la petición de reconocimiento del aumento de precio de los equipos de instalación permanente, utilizando los procedimientos y fórmulas contenidos en los lineamientos, con la variante de identificar e indexar los equipos de instalación permanente, sin involucrar las aleaciones o metales con los que fueron fabricados, dada la complejidad técnica que representa su cuantificación y que implica un valor agregado; una de las principales conclusiones que se refieren en el citado oficio fue que la entidad debía formular una metodología que utilizara los

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procedimientos y fórmulas previstos en los lineamientos, apoya-da en una justificación técnico-normativa, y que, en cada caso, se revisara directamente con cada contratista titular de los con-tratos para la reconfiguración referida, a través de un procedi-miento de conciliación, para que a su conclusión se formalizará el respectivo convenio conciliatorio.

Lo anterior, constituyó una de las bases normativas para resolver la proble-mática, ya que fue dictada por la autoridad competente, y con la emisión de los lineamientos antes citados, la SFP reconoció que existieron circunstancias económicas de tipo general, mismas que fueron imprevisibles para las partes, originando con ello el reconocimiento de un cambio de términos y condiciones a las originalmente contratadas por el alza en los precios de los equipos y materiales de instalación permanente.

Los contratistas de manera independiente, y con fundamento en lo previsto por los artículos 89 a 91 de la LOPSRM y 221 a 230 de su Reglamento, pre-sentaron escritos de queja ante la SFP, dándose inicio a los Procedimientos de conciliación números 41/2007, 52/2007, 53/2007 y 55/2007.

Con fechas 21 de mayo, 14, 15 y 19 de junio de 2007, se celebraron las audien-cias de inicio de conciliación, en las cuales la SFP, de acuerdo con las facul-tades que el artículo 8 de la LOPSRM le confiere, emitió opiniones normativas y directrices normativas respecto de diversos cuestionamientos formulados por las partes en los procedimientos de conciliación, mismos que constan en las actas de las fechas citadas y que parte de las mismas se transcribe a continuación, por considerarse la base jurídica que dio como consecuencia el reconocimiento de las variaciones a las condiciones y términos originalmente pactados en los contratos:

Uno.- Se estima que los sucesos económicos expuestos en la con-ciliación coincide con los considerandos que sirvieron para moti-var la emisión de los aludidos lineamientos, por lo que, en nuestra opinión, quedan acreditadas las circunstancias de tipo general que refiere el artículo 59 cuarto párrafo de la Ley en la materia.

Con lo anterior, la SFP reconoció los sucesos que en el mercado internacional y específicamente en la industria de la refinación, incrementaron de manera imprevisible los precios de los equipos de instalación permanente, que consa-gra el artículo 59 de la LOPSRM, emitiendo las opiniones y criterios normativos que sustentan las acciones para el reconocimiento de las imprevisiones, y cambio de términos y condiciones a los originalmente pactados.

Derivado de lo anterior se celebraron los siguientes convenios finales conci-liatorios:

• Convenio final conciliatorio (Procedimiento 41/2007), celebrado el 25 de septiembre de 2008, en el cual se estableció el pago de PR al con-tratista por la cantidad de US$ 479,925,451.00 (Setenta y nueve millo-nes novecientos veinticinco mil cuatrocientos cincuenta y uno 00/100

Con lo anterior, la SFP reconoció los sucesos que en el mercado internacional y específicamente en la industria de la refinación,

incrementaron de manera imprevisible los precios de los

equipos de instalación permanente, que consagra el artículo 59 de la

LOPSRM, emitiendo las opiniones y criterios normativos que sustentan

las acciones para el reconocimiento de las imprevisiones, y cambio

de términos y condiciones a los originalmente pactados.

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dólares estadounidenses), consecuencia del ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), así como los gastos no recuperables, incluyendo la extensión de la garantía de cumplimiento, integrado de la siguiente manera:

– US$65, 869,665.00 (Sesenta y cinco millones ochocientos sesenta y nueve mil seiscientos sesenta y cinco 00/100 dólares estadouni-denses) por concepto de ajuste de los equipos y materiales de ins-talación permanente.

– US$13,544,586.00 (Trece millones quinientos cuarenta y cuatro mil quinientos ochenta y seis 00/100 dólares estadounidenses) por concepto del pago de gastos no recuperables originados por la suspensión de hecho generada por las circunstancias económicas de tipo general señaladas en el cuarto párrafo del artículo 59 de la LOPSRM.

– Hasta US$511,200.00 (Quinientos once mil doscientos 0/100 dóla-res estadounidenses), sujeto a comprobación, por concepto de la extensión de la garantía de cumplimiento.

• Convenio final conciliatorio (Procedimiento 52/2007), celebrado el 23 de febrero de 2009, en el cual se estableció el pago de PR al contra-tista por la cantidad de US$47,052,255.00 (Cuarenta y siete millones cincuenta y dos mil doscientos cincuenta y cinco 00/100 dólares es-tadounidenses), consecuencia del ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), así como los gastos no recuperables, incluyendo la extensión de la garantía de cumplimien-to, distribuidos de la siguiente manera:

– US$35,498,548.00 (Treinta y cinco millones cuatrocientos noventa y ocho mil quinientos cuarenta y ocho 00/100 dólares estadouniden-ses) por concepto total de ajuste (reintegrado el factor de sobrecos-to global 1.1380 y 1.1400).

– US$11, 191,508.00 (Once millones ciento noventa y un mil quinien-tos ocho 00/100 dólares estadounidenses) por concepto del pago de gastos no recuperables derivados de las afectaciones o inte-rrupciones al programa de ejecución de los trabajos por retraso en el suministro de los insumos, como consecuencia de las circuns-tancias de tipo general, señaladas en el cuarto párrafo del articulo 59 de la LOPSRM.

– Hasta US$362,198.00 (Trescientos sesenta y dos mil ciento noventa y ocho 00/100 dólares estadounidenses) sujetos a comprobación, por concepto de la extensión de la garantía de cumplimiento.

• Convenio final conciliatorio (Procedimiento 53/2007), celebrado el 4 de diciembre de 2008, en el cual se estableció que, como consecuencia del ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instala-ción permanente), así como los gastos no recuperables, incluyendo la extensión de la garantía de cumplimiento, PR pagó a la contratista la cantidad de US$40,901,055.00 (Cuarenta millones novecientos un mil cincuenta y cinco 00/100 dólares estadounidenses), distribuidos de la siguiente manera:

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– US$31, 218,156.00 (Treinta y un millones doscientos dieciocho mil ciento cincuenta y seis 00/100 dólares estadounidenses) por con-cepto total de ajuste (reintegrado el factor de sobrecosto global 1.1380 y 1.1400).

– US$9, 442,285.00 (Nueve millones cuatrocientos cuarenta y dos mil doscientos ochenta cinco 00/100 dólares estadounidenses) por concepto del pago de gastos no recuperables derivados de las afectaciones o interrupciones al programa de ejecución de los tra-bajos por retraso en el suministro de los insumos, como consecuen-cia de las circunstancias de tipo general, señaladas en el cuarto párrafo del artículo 59 de la LOPSRM.

– Hasta US$240,564.00 (Doscientos cuarenta mil, quinientos sesenta y cuatro 00/100 dólares estadounidenses), sujeto a comprobación, por concepto de la extensión de la garantía de cumplimiento.

• Convenio final conciliatorio (Procedimiento 55/2007), celebrado el 17 de diciembre de 2007, en el cual se estableció el pago de PR al contra-tista por la cantidad de US$12, 291,783.11 (Doce millones doscientos noventa y un mil setecientos ochenta y tres 11/100 dólares estadouni-denses), como consecuencia del ajuste de precios de los equipos y materiales de instalación permanente.

Segunda conciliación

En el primer semestre de 2010, cuatro de las contratistas presentaron de ma-nera independiente tres desavenencias:

• Primera.- Reconocimiento y pago de la pérdida económica originada por el tipo de cambio del peso en relación con el dólar, al momento de realizar pagos en moneda nacional, debido a las variaciones en las condiciones económicas de tipo general.

Descripción: las contratistas argumentaron que las variaciones econó-micas de tipo general, en cuanto a la paridad cambiaria, originaron pér-didas, mismas que por las circunstancias atípicas del comportamiento de la economía a nivel mundial eran de imposible previsión al momento que las mismas prepararon sus ofertas.

• Segunda.- Reconocimiento por las afectaciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación.

Descripción: las contratistas manifestaron que, por virtud de las diver-sas prórrogas a la fecha de terminación de los trabajos en los diversos contratos, las contratistas tuvieron que considerar una mayor perma-nencia del personal en la obra y emplear mayores recursos técnicos y administrativos para continuar con el desarrollo de los trabajos. Ar-gumentando las contratistas que esta situación ha generado que se hayan sobrepasado los gastos del proyecto y, en consecuencia, un incremento más allá de los costos originalmente considerados por las empresas para la elaboración de sus propuestas iniciales.

• Tercera.- Reconocimiento al incremento en los precios de la mano de obra derivado de la modificación por parte de Pemex Refinación de las condiciones establecidas en las bases de licitación.

Reconocimiento y pago de la pérdida económica originada por el tipo de cambio del peso en relación con el dólar, al momento de realizar pagos en moneda nacional, debido

a las variaciones en las condiciones económicas de tipo general.

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Descripción: las contratistas solicitaron el reconocimiento y pago de los incrementos que ha sufrido la mano de obra, a causa de los acon-tecimientos económicos que afectaron los fabuladores del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), y que generaron una gran diferencia entre el costo originalmente considerado en las propuestas para el rubro Mano de Obra, y el costo real que ha sido pagado por tal concepto, lo que ha incrementado de manera con-siderable el costo original considerado para el proyecto.

Lo anterior, originó el inicio de los procedimientos de conciliación conforme los números de expedientes 084/2010, 085/2010, 086/2010 y 093/2010, mismos que se encuentran radicados ante la Secretaria de la Función Pública.

Como consecuencia del intercambio de opiniones entre PR y las contratistas, la entidad solicitó la opinión de la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas de la SFP, a través del oficio DCIDP-CE-051-2010, en los siguientes términos:

1. Ante estas circunstancias de hecho que han generado cam-bios al contrato, porque impactan directamente en las condi-ciones originales del mismo, ¿cuál es la opinión de esa Unidad de Normatividad en relación a las disposiciones legales que se aplican para reconocer el impacto económico que se genera a cargo de la contratista?

A lo anterior, la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas, de la SFP, mediante oficio UNCP/309/AC/Q384/2010, de fecha 2 de julio de 2010, emitió su respuesta a la consulta planteada en los siguientes términos:

Respuesta 1- Las disposiciones de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas que dan origen a los contratos a precio alzado, prevén las condiciones que se deben de cumplir en situaciones concretas conforme a las cuales se establecen los derechos y obligaciones de las partes en los con-tratos; lo que no puede preverse en tal ordenamiento son todas las situaciones que de hecho se pueden presentar durante la ejecución de los trabajos, las cuales hacen variar los términos y condiciones, así como los alcances originales respecto de la naturaleza del contrato.

Estas variaciones a los términos, condiciones y alcances origi-nales de un contrato no pueden ser desconocidas por las partes contratantes, de tal suerte que, en opinión de esta Unidad de Normatividad, es viable el reconocimiento natural de los hechos [...] En este tenor, el cambio en los términos, condiciones y al-cances originales de los contratos originados principalmente por circunstancias económicas de tipo general, que acaecieron du-rante la vigencia del contrato y que ha sido un detonante que ha ocasionado una mayor permanencia de la contratista en el sitio

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de los trabajos, además de las circunstancias de hecho y de de-recho que se han suscitado durante la ejecución de los trabajos según refiere en su consulta, necesariamente ha generado im-pactos económicos a la contratista [...] De acuerdo con lo ante-rior, cuando en un contrato a precio alzado se llegan a presentar situaciones de hecho que modifican los términos, condiciones y alcances originales en la magnitud que se han presentado en los contratos motivo de su consulta, y que ha generado una ma-yor permanencia de la contratista en el sitio de los trabajos para poder cumplir con sus obligaciones contractuales, independien-temente del tipo de contrato que se trate, atendiendo las par-ticularidades del caso, en ejercicio de las facultades que le confiere a esta Unidad, en nuestra opinión es viable que en forma específica, y únicamente para el caso que nos ocupa, en una correcta analogía jurídica se actualicen los supuesto que enuncian los citados artículos 45 y 59 de la Ley, y 77 y 79 de su Reglamento, los cuales reconocen la posibilidad de re-conocer aquellos conceptos que se realicen en condiciones distintas a las consideradas originalmente, conceptos que no pueden ser desconocidos por la contratante, por lo que re-sulta necesario que se identifique y acuerde expresamente entre las partes, los conceptos generales susceptibles de ser recono-cidos por la mayor permanencia de la contratista en el sitio de los trabajos, de acuerdo con las condiciones reales de ejecución del contrato, y que originaron el impacto económico, para proceder a su estudio y, en su caso, realizar el reconocimiento del mismo y se evite a la contratante que invierta mayor tiempo y recursos en instancias de resolución de controversias, con la consecuente falta de utilización de las obras y la producción que se espera de las mismas.

Cabe hacer mención que, en relación a lo indicado por parte de la SFP, en cuanto a que era necesario que se identificara y acordara entre las partes los conceptos generales susceptibles de ser reconocidos por la mayor per-manencia de la contratista en el sitio de los trabajos, es de señalarse que los mismos fueron acordados por las partes y el acuerdo de los mismos obra en autos de cada uno de los expedientes y dichos términos generales fueron trasladados a los trabajos del tercero experto en los términos de referencia para su contratación.

Lo anterior representa nuevamente la base y sustento normativos en términos de la LOPSRM, su Reglamento, base y sustento emitido por la SFP como au-toridad competente en la materia, para la procedencia del reconocimiento del cambio de alcances, términos y condiciones del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, expresando adicionalmente que no existía in-conveniente alguno en que se pudieran celebrar convenios parciales de pago; en tal virtud, la entidad, a través del oficio DCIDP-SOP-GCC-0606-2010, emitió la metodología preliminar con los correspondientes conceptos y montos, con base en la cual se procedió a realizar distintos convenios parciales de pago.

Representa nuevamente la base y sustento normativos en términos de la LOPSRM, su Reglamento,

base y sustento emitido por la SFP como autoridad competente

en la materia, para la procedencia del reconocimiento del cambio de alcances, términos y condiciones del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, expresando adicionalmente que

no existía inconveniente alguno en que se pudieran celebrar convenios

parciales de pago

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Por otra parte, el 16 de agosto de 2010, a través del oficio UNCP/309/AC/0.-113/2010, la Unidad de Normatividad emitió respuesta a la consulta interna planteada por su Dirección General de Controversias y Sanciones en Con-trataciones Públicas mediante oficio DGCSCP/312/DC/0.-450/2010 referente a las diversas situaciones que enfrenta PR en el desarrollo del proyecto de reconfiguración de la Refinería de Minatitlán, y en especial a la situación deri-vada de los incrementos de la mano de obra, en los siguientes términos:

Al respecto, dicha entidad señala que durante el desarrollo del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán, las empresas: Proyectos Ebramex, S. de R.L de C.V., Mina-Trico, S. de R.L de C.V., Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V. y Dragados Industrial, S.A. e ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V., tuvieron que hacer frente a los incrementos a la mano de obra, a causa del diferencial entre los aumentos suscitados año con año por el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la Re-pública Mexicana (STPRM) y los incrementos que la contratista consideró en su propuesta con base en los incrementos fijados por la Comisión Nacional de Salario Mínimos: amparándose di-cho sindicato, en los diversos documentos formalizados con las contratistas, posteriores a la adjudicación del contrato, aspecto que representa un cambio a los términos, condiciones y alcan-ces originalmente establecidos en el contrato. Originando estos acontecimientos, el inicio de los procedimientos de conciliación N° 084/2010, 85/2010, 86/2010 y 93/2010, los cuales se encuen-tran actualmente en proceso de resolución.

Derivado de lo anterior, PR a través de la Dirección General que usted representa, solicita nuestra opinión con respecto a si tales incrementos implican una modificación a los términos, condicio-nes y alcances originales del contrato y si dichas variaciones pueden ser delimitadas y, en su caso, cuantificadas por un ter-cero experto.

Al tenor de lo anterior, tal como lo refiere PR, el STPRM llevó a cabo incrementos con base en diversos documentos formaliza-dos con las contratistas en fechas posteriores a la adjudicación del contrato; por lo tanto, las afectaciones referidas no pudieron haber sido previstas en su propuesta original, ni ser conside-radas en el contrato correspondiente, motivo por el cual tales incrementos, en nuestra opinión, es un aspecto de hecho que claramente cambió los términos, condiciones y alcances original de los contratos.

Lo anterior representa también la base y sustento normativos en términos de la normativa aplicable para la procedencia del reconocimiento del cambio de alcances, términos y condiciones por lo que respecta a los incrementos de la mano de obra del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

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Cabe referir también que PR y las contratistas, conforme a las disposiciones normativas aplicables y dentro de los correspondientes procedimientos con-ciliatorios, designaron a un tercero experto para analizar y dictaminar las des-avenencias presentadas por las contratistas consistentes en mayor permanen-cia en el sitio de la obra y el cambio de las condiciones establecidas en las Bases de Licitación con relación a la mano de obra.

Se celebraron dentro de este procedimiento de conciliación 35 convenios par-ciales de pago, los cuales se formalizaron con base en determinaciones par-ciales del tercero experto, previa opinión de la SFP en cuanto a la procedencia de formalizar convenios parciales de pago.

• Ebramex 92.6 MMUS$

• Mina-Trico 79.3 MMUS$

• Dragados 107.0 MMUS$

• ICA Fluor 42.9 MMUS$

Dentro de los alcances de los contratos que se suscribieron para los servicios del tercero experto, al amparo del artículo 290 del Reglamento de la LOPSRM, es necesario señalar que se tiene previsto que, en próximos días, culmine el ejercicio de aclaraciones respecto de los dictámenes finales del Tercero Experto en relación a los reclamos que son materia de su análisis, en los cuales determi-na la resolución de las divergencias que le fueron sometidas, y con ellos estar en posibilidades de culminar los respectivos procedimientos conciliatorios.

Acreditación de la procedencia

Tal como se expuso y con base en los elementos de hecho y de derecho an-tes referidos, dentro de la ejecución de los contratos se presentaron circuns-tancias económicas de tipo general, las cuales tal como lo señala el cuarto párrafo del artículo 59 de la LOPSRM, la SFP es la autoridad facultada para emitir lineamientos u opiniones o criterios que permitan reconocer la existencia de circunstancias económicas de tipo general. La SFP, en los procedimientos conciliatorios, se ha pronunciado respecto de las situaciones que han impac-tado el proyecto y ha emitido las bases normativas que han permitido recono-cer condiciones económicas de carácter general que afectaron a la industria de la construcción, y en especifico la industria del refino, habiéndose publi-cado en el Diario Oficial de la Federación, del 8 de enero de 2007, el Acuerdo por el que se establecen los lineamientos para efectuar la revisión y ajuste del precio del cobre, aluminio y acero en los contratos formalizados al amparo de la Ley de Obras Públicas y servicios relacionados con las mismas’, refiriendo que es evidente que tales circunstancias no pudieron ser consideradas o pre-vistas por las partes.

Asimismo, la SFP ha determinado que se han acreditado las variaciones a los términos, condiciones y alcances originales de los contratos que conforman el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, derivados de hechos imprevisibles por las partes y que no se encontraba en el ámbito de su competencia realizar acción alguna para frenar las afectaciones que dichas circunstancias originaron y que, la propia autoridad expresó, encontraban su

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fundamento en las disposiciones contenidas en el artículo 59 de la LOPSRM, que posibilitan el reconocimiento de dichas variaciones, tendiendo con ello a garantizar al Estado las mejores condiciones para la conclusión de los trabajos.

Ahora bien, con base en lo anterior se radicaron diversos procedimientos de conciliación, con sustento en la Ley de la materia, y se ha utilizado la resolu-ción definitiva de las controversias entre las partes contratantes, en el seno y bajo la supervisión de la SFP, de conformidad con el Capitulo Segundo del Título Séptimo, “De la solución de las controversias”, de la LOPSRM, que com-prende los artículos 95, 96 y 97, así como por los artículos 284 al 294 de su Reglamento.

Cabe resaltar que el procedimiento de conciliación, como el arbitraje, nego-ciaciones directas o cualquier otro medio reconocido por la normatividad, representan mecanismos o la vía por la cual las partes deciden resolver en definitiva las controversias surgidas durante la ejecución de los contratos o prevenir futuras controversias, y que para el caso específico las partes deter-minaron optar por el procedimiento reconocido y normado por la LOPSRM y su Reglamento, es decir, el de conciliación.

El o los convenios que las partes celebran al llegar a la conciliación de la controversia, es la expresión de la voluntad de las partes con fuerza vinculan-te para las mismas, por lo que adquiere el carácter de una resolución firme, exigible y definitiva que obliga a las mismas a su cumplimiento. El convenio de conciliación es vinculante y tiene fuerza obligatoria para las partes, es por ello que constituye una obligación directa e ineludible para PR, que no puede rehusar o dejar de hacer, pues su cumplimiento deriva de la propia LOPSRM y puede ser demandado por la vía judicial correspondiente, como lo consigna el artículo 97 de dicha Ley.

Con base en la resolución del perito designado para dirimir sus controversias, las partes ante la autoridad competente (SFP) suscribieron un convenio en el que acordaron acatar la resolución del perito, el cual por disposición de ley tiene fuerza vinculante para las partes, pues su cumplimiento puede ser de-mandado por la vía judicial correspondiente en términos del artículo 97 de la LOPSRM, lo que sólo puede interpretarse en el sentido de que dicho acuerdo trae aparejada ejecución, pues se trata de un documento público, suscrito por disposición de la ley, ante la autoridad competente, que hace prueba plena y que no requiere reconocimiento de su validez.

De no dar cumplimiento, PR se encuentra en riesgo de resultar condenado por autoridad jurisdiccional al pago de gastos financieros, gastos y costas derivados del juicio por el incumplimiento a los acuerdos derivados de la con-ciliación, entretanto no dé cumplimiento a éstos.

El procedimiento de conciliación es un acto jurídico que regula la LOPSRM y su Reglamento, cuyas consecuencias, tales como el convenio de conciliación y el cumplimiento de sus obligaciones, así como las resoluciones o dictáme-nes emitidos por un tercero experto, perito o árbitro, son obligatorias por ley y su cumplimiento es exigible a través de la vía judicial procedente, y resuelven en definitiva las desavenencias entre las partes surgidas de la ejecución de los contratos de que se trate.

El o los convenios que las partes celebran al llegar a la conciliación de la controversia, es la expresión

de la voluntad de las partes con fuerza vinculante para las mismas, por lo que adquiere el carácter de

una resolución firme, exigible y definitiva que obliga a las mismas a

su cumplimiento.

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Por todas las consideraciones anteriores, se actualizan los supuestos pre-vistos en el artículo 99 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaría, ya que el convenio final y los actos que se han llevado a cabo y están pendientes de ejecutar:

• Representan actos jurídicos que derivan de la LOPSRM y su Reglamento;

• Resuelven en definitiva las diferencias técnicas y contractuales entre las partes de forma directa;

• Las resoluciones son vinculantes y tienen fuerza obligatoria para las partes por disposición de ley;

• Están otorgados ante la autoridad competente;

• Tienen el carácter de una resolución firme, exigible y definitiva;

• Los convenios que al efecto se formalicen son documentos públicos que hacen prueba plena;

• Su cumplimiento puede ser demandado por la vía judicial correspon-diente, por lo que se desprende que motivan ejecución, y

• Son obligaciones ineludibles que PR no puede rehusar o dejar de hacer.

Elementos que acreditaron la pertinencia de continuar con la ejecución del proyecto de inversión

Considerando el avance físico que representa el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, bajo diversas perspectivas, incluyendo la ju-rídica, lo más conveniente era participar en procedimientos conciliatorios que posibilitaran la resolución de las desavenencias entre las partes con motivo de los cambios, alcances, costos, desarrollo y términos de los contratos, que ha-cerlo en un procedimiento arbitral que hubiera representado tiempos y costos mayores, con la implicación de que los contratistas hubieran abandonado la ejecución de las obras y las consecuencias adversas al logro de los objetivos y metas del Proyecto. Por tanto, la determinación fue la conveniencia también desde un punto de vista jurídico de su continuación, hasta su total terminación.

Por otra parte, el artículo 154 del Reglamento de la LOPSRM establece que la rescisión administrativa de los contratos deberá ser el último medio que utilicen las dependencias y entidades, ya que en todos los casos, de manera previa, deberán promover la ejecución total de los trabajos y el menor retraso posible.

Conclusión jurídica

Con base en la serie de manifestaciones, argumentos, motivaciones y do-cumentales que han sido plasmadas en la presente justificación jurídica, se acredita la procedencia de las circunstancias o situaciones de carácter super-veniente que impactaron directamente en el proyecto, al justificar plenamente que dichas situaciones al momento de la formalización de los contratos corres-pondientes no eran previsibles y por lo tanto no fueron objeto de la voluntad de las partes plasmada en dichos contratos, rebasando así la voluntad de las partes, variando los términos, condiciones, costos, desarrollo y alcances origi-nalmente pactados (anexo 103).

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En mayo de 2012, la Unidad de Gestión de Contratos de Pemex realizó el documento denominado Justificación jurídica para la continuidad del Proyecto de la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, que ahonda en la nor-mativa y jurisprudencia descrita (anexo 104).

Primer proceso conciliatorio

A finales de 2005, las empresas contratistas Dragados Proyectos Industriales, Mina-Trico, Ebramex y Samsung formularon a Pemex Refinación (PR) diversas solicitudes de reconocimiento de la existencia de condiciones inesperadas en el mercado de la industria de la refinación que repercutieron en un alza de los precios de los equipos y materiales de instalación permanente, con el conse-cuente impacto económico producido en los contratos; dichas solicitudes de re-conocimiento continuaron presentándose a lo largo de 2006 y 2007 (anexo 105).

Ante esta situación, la entidad se pronunció impedida para reconocer la exis-tencia de las circunstancias planteadas en los diversos escritos de las con-tratistas y de ajustar los precios de los materiales y equipos, toda vez que, en términos del artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas (LOPSRM), correspondía a la Secretaría de la Función Pública (SFP), como autoridad competente, emitir la normativa que permitiera reco-nocer la existencia de circunstancias económicas de tipo general ajenas a la voluntad de las partes (anexo 106).

En julio de 2006, Pemex Refinación solicitó a la SFP que, en relación con lo dispuesto en el artículo 59, párrafo cuarto, de la LOPSRM, emitiera los linea-mientos respecto del ajuste de precios de equipos especializados para el pro-ceso de refinación del petróleo; sin embargo, como resultado de los análisis realizados por la SFP, no se encontraron elementos de carácter general que permitieran emitir lineamientos para el ajuste de precios de equipos especiali-zados del proceso de refinación por tratarse de equipos específicos.

No obstante, con los análisis realizados por la SFP se demostró que los precios del cobre, del aluminio y del acero registraron incrementos de tal magnitud que impidieron atender las previsiones requeridas en las propuestas presenta-das ante las dependencias y entidades de la APF, por lo que, de acuerdo con las atribuciones que le confiere la LOPSRM, la SFP otorgó su reconocimiento a las condiciones económicas de carácter general que estaban afectando a la industria de la construcción mediante la publicación en el Diario Oficial de la Federación, del 8 de enero de 2007, del Acuerdo por el que se establecen los lineamientos para efectuar la revisión y ajuste del precio del cobre, aluminio y acero en los contratos formalizados al amparo de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas (anexo 107).

Con base en dicho acuerdo, el 14 de febrero de 2007 Pemex Refinación comunicó a las empresas contratistas, mediante los oficios DCIDP-SDC-GPC-155-2007, DCIDP-SDC-GPC-156-2007, DCIDP-SDC-GPC-157-2007, que las solicitudes a sus reclamaciones debían presentarse en términos de los lineamientos emitidos por la SFP (anexo 108).

No obstante, con los análisis realizados por la SFP se demostró

que los precios del cobre, del aluminio y del acero registraron

incrementos de tal magnitud que impidieron atender las previsiones

requeridas en las propuestas presentadas ante las dependencias

y entidades de la APF, por lo que, de acuerdo con las atribuciones

que le confiere la LOPSRM, la SFP otorgó su reconocimiento a las condiciones económicas

de carácter general que estaban afectando a la industria de la

construcción

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Por otra parte, dada la naturaleza de la problemática prevaleciente, el 23 de marzo de 2007 el titular de la SFP emitió el oficio número SP/100/0467/2007 en el que se refirió, entre otras cosas, a que el Proyecto para la Reconfiguración de la Refinería General Lázaro Cárdenas, en Minatitlán, Veracruz, era estraté-gico y prioritario, y que se consideraba la pertinencia de que se establecieran mesas de trabajo para resolver las solicitudes de las empresas contratistas respecto del reconocimiento del aumento del precio de los equipos de insta-lación permanente al amparo de los procedimientos y fórmulas contenidos en dichos lineamientos, con la variante de identificar e indexar los equipos de ins-talación permanente sin involucrar las aleaciones o metales con los que fueron fabricados, dada la complejidad técnica que representaría su cuantificación y que implicaría un valor agregado (anexo 109).

Una de las principales conclusiones referidas en el citado oficio fue que los planteamientos formulados por Petróleos Mexicanos en julio de 2006 no justifi-caban la emisión de nuevos lineamientos por parte de la SFP, y que la entidad debía desarrollar una metodología que utilizara los procedimientos y fórmulas contenidos en los lineamientos, apoyada en una justificación técnico-norma-tiva que debería ser revisada y acordada con cada contratista mediante pro-cesos que conciliaran los intereses de ambas partes y cuya conclusión fuese formalizada al amparo del convenio respectivo.

El 7, 16, 17 y 22 de mayo de 2007 las empresas contratistas, con fundamento en los artículos 89 y 90 de la LOPSRM presentaron sus escritos de queja ante la SFP, mediante los cuales reclamaron lo siguiente (anexo 110):

• El reconocimiento de condiciones económicas de tipo general ajenas a la responsabilidad de las partes, de conformidad con el artículo 59 de la LOPSRM, que afectaron en forma imprevisible las condiciones originales pactadas en el contrato, en perjuicio la contratista.

• La aplicación adecuada al caso particular de los lineamientos emitidos por la SFP, publicados en el Diario Oficial de la Federación, del 8 de enero de 2007, conforme a los cuales se reconozca la ocurrencia de circunstancias económicas de tipo general.


• La consideración y el reconocimiento de diversas suspensiones par-ciales originadas por causas ajenas a las partes como consecuencia directa e inmediata de circunstancias de carácter económico que pri-van actualmente en el mercado, a efecto de que se traslade la suma de dichas suspensiones como un periodo de prórroga que permita la reprogramación de actividades.

• El reconocimiento y pago de los gastos no recuperables resultantes por los periodos de suspensión de la obra.

La presentación de los escritos de las contratistas ante la SFP, así como su acreditación por dicha Secretaría, permitió iniciar los siguientes procesos con-ciliatorios que se describen en el cuadro 46.

Una de las principales conclusiones referidas en el citado oficio fue

que los planteamientos formulados por Petróleos Mexicanos en julio

de 2006 no justificaban la emisión de nuevos lineamientos por parte de la SFP, y que la entidad debía

desarrollar una metodología que utilizara los procedimientos

y fórmulas contenidos en los lineamientos

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Cuadro 46. Inicio de los procesos conciliatorios

N° de expediente Fecha de inicio Contratista

41/2007 21/mayo/2007 Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.

52/2007 14/junio/2007 Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.


55/2007 19/junio/2007 Samsung Ingeniería Minatitlán, S.A. de C.V.

En las actas de las primeras audiencias, celebradas el 25 de mayo y el 14,15 y 19 de junio de 2007, se da cuenta de las opiniones emitidas por la SFP en relación con los conceptos reclamados por las contratistas, así como de las controversias y cuestionamientos formulados por las partes en las reuniones de conciliación (anexo 111):

Se estima que los sucesos económicos expuestos en la conci-liación coinciden con los considerandos que sirvieron para moti-var la emisión de los aludidos lineamientos, por lo que en nuestra opinión quedan acreditadas las circunstancias de tipo general que refiere el artículo 59, cuarto párrafo, de la ley en la materia. […] se estima desde el punto de vista normativo que los equipos de instalación permanente o materiales de tubería (tubos, acce-sorios y válvulas), ante el impedimento de adecuar el ajuste de sus precios en los términos del acuerdo mencionado, pueden ser considerados como insumos independientes distintos del acero, cobre y aluminio, y aplicar el ajuste al valor total de cada insumo, observándose en todo caso las disposiciones y reglas de los pro-pios lineamientos que resulten aplicables, de acuerdo con la me-todología que convengan las partes, en condiciones de transpa-rencia, confiabilidad, objetividad, imparcialidad y disponibilidad y considerando índices preferentemente oficiales. [...] derivado de los eventos económicos de tipo general, como los que trata la pre-sente conciliación, se desprende que pueden existir consecuen-cias, afectaciones o interrupciones al programa de trabajo por la falta de suministro de los insumos, por lo que se considera que este tema puede analizarse en la presente conciliación a la luz del contrato y de la normatividad, en los términos del artículo 119 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, debiendo en todo caso acreditarse por la empre-sa que las afectaciones en el programa derivan de los efectos de los citados eventos económicos de tipo general.

El acuerdo general de estas primeras audiencias fue que, dada la complejidad de las prestaciones y conceptos por conciliar, las contratistas y PR se reu-nieran en mesas de trabajo para desarrollar una metodología que permitiera determinar los montos y plazos derivados de las afectaciones provocadas por los eventos económicos de tipo general que estuviesen afectando el desarro-

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llo del proyecto, tomando como referencia los lineamientos emitidos por la SFP el 8 de enero de 2007.

Durante las siguientes audiencias de conciliación, celebradas de manera in-dependiente, PR y las contratistas informaron a la SFP los avances obtenidos en las diferentes reuniones de trabajo sobre la elaboración de la metodología acordada; asimismo, plantearon a dicha autoridad diversos cuestionamientos de carácter normativo, a los cuales dio respuesta en las audiencias corres-pondientes.

Ante la imposibilidad de conciliar las posturas de ciertos conceptos en con-flicto, en las audiencias sexta con Ebramex, Mina-Trico y Samsung, y octava con Dragados, celebradas el 27 y 29 de agosto de 2007, las partes acordaron, en ejercicio del derecho consagrado en el cuarto párrafo del artículo 90 de la LOPSRM, la designación de un perito que emitiera su opinión sobre los puntos controvertidos pendientes de resolver para lograr una conciliación vinculante e integral de todos los puntos de discrepancia. Después de deliberar, las partes acordaron designar a la empresa ISA Ingeniería, S.A. de C.V., como la encar-gada de realizar dicho peritaje (anexo 111).

En la séptima audiencia de conciliación celebrada el 14 de septiembre de 2007 entre Samsung Ingeniería Minatitlán, S.A. de C.V. y Pemex Refinación, ambas partes declararon innecesaria la intervención de un tercero experto para dirimir sus puntos en controversia y continuar sus trabajos para arribar a la metodología que permitiese estimar los montos y periodos de suspensión derivados de los reclamos que originaron el proceso conciliatorio 55/2007, en tanto que las otras tres empresas (Dragados, Ebramex y Mina-Trico) optaron por contratar a ISA Ingeniería como tercero experto para dirimir sus contro-versias con Pemex Refinación y emitir los dictámenes respectivos sobre los puntos en desacuerdo.

En virtud de que la SFP reconoció los sucesos que en el mercado interna-cional, y específicamente en la industria de la refinación, incrementaron de manera imprevisible los precios de los equipos de instalación permanente, que consigna el artículo 59 de la LOPSRM, y a fin de contar con elementos normativos que permitiesen dar continuidad a los trabajos del proyecto de reconfiguración y no ponerlo en riesgo, la Gerencia de Normalización de Con-tratos formuló una consulta a dicha dependencia mediante el oficio número DCIDP-SDC-GNC-CN-037/2007 del 12 de septiembre de 2007 (anexo 108) respecto a la procedencia normativa de suspender y, en su caso, devolver las retenciones económicas, dada la imposibilidad de determinar la imputabilidad de las contratistas por las penas convencionales a que se hicieron acreedoras por los retrasos en el cumplimiento de los plazos establecidos en los contrac-tos respectivos.

En respuesta, mediante el oficio UNAOPSPF/309/OP/0.-348/2007 del 1 de oc-tubre de 2007 (anexo 109), la Dirección General Adjunta de Normatividad de Obras Públicas de la SFP indicó que: “al no estar determinada la imputabilidad de la contratista para la aplicación de penas convencionales, derivado de las circunstancias económicas de tipo general ajenas a la responsabilidad de las partes, las cuales, para efectos del programa general de trabajo, pudieran traducirse en un caso fortuito o fuerza mayor, y considerando que a la fecha

En la séptima audiencia de conciliación celebrada el 14 de

septiembre de 2007 entre Samsung Ingeniería Minatitlán, S.A. de

C.V. y Pemex Refinación, ambas partes declararon innecesaria

la intervención de un tercero experto para dirimir sus puntos en

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no se ha podido determinar la imputabilidad de la contratista, […] no se ad-vierte inconveniente desde el punto de vista normativo para que se proceda a la devolución de las retenciones económicas realizadas hasta el momento”.

El 30 de noviembre de 2007, con fundamento en los artículos 89, 90, párra-fo segundo, y 91 de la LOPSRM, y 57 y 221 del RLOPSRM, así como en lo expuesto en los oficios UNAOPSPF/309/OP/0.-348/2007 y UNAOPSPF/309/DC/0.-875/2007 del 1 de octubre de 2007 y 23 de noviembre de 2007 (anexo 109), emitidos por la Dirección General Adjunta de Normatividad de Obras Públicas y por la titular de la Unidad de Normatividad de Adquisiciones, Obras Públicas, Servicios y Patrimonio Federal de la SFP, respectivamente, en re-lación con el artículo 8, fracción XVI, de la Ley Federal de Responsabilida-des Administrativas de los Servidores Públicos, Pemex Refinación suscribió los siguientes documentos: Acuerdo resolutorio para autorizar la devolución y suspensión de las penas convencionales por atraso realizadas en el con-trato de obra pública PR-OP-L-001/05P; Acuerdo resolutorio para autorizar la devolución y suspensión de las penas convencionales por atraso realizadas en el contrato de obra pública PR-OP-L-002/05P, y Acuerdo resolutorio para autorizar la devolución y suspensión de las penas convencionales por atraso realizadas en el contrato de obra pública PR-OP-L-025/04P (anexo 112).

Con el oficio número DCIDP-SDC-GNC-CN-040/2007 del 6 de diciembre de 2007, la Gerencia de Normalización de Contratos de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos formuló una consulta a la Unidad de Normatividad de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras Públicas, Servicios y Patrimonio Federal de la Secretaría de la Función Pública en el sentido de determinar si era factible normativamente formalizar convenios que reflejaran los acuerdos tomados por las partes y si, en caso de que no se llegara a una conciliación total, subsistirían los acuerdos previamente formalizados en los convenios parciales (anexo 108).

Con el oficio número UNAOPSPF/309/OP/0.-456/2007 del 18 de diciembre de 2007 (anexo 109), la Dirección General Adjunta de Normatividad de Obras Públicas, dependiente de la Unidad de Normatividad de Adquisiciones, Obras Públicas, Servicios y Patrimonio Federal de la SFP, respondió en el siguiente sentido:

En el segundo párrafo del artículo 90 de la LOPSRM se ordena que en la conciliación las partes deben procurar la realización de acciones que promuevan la ejecución total de los trabajos y la completa resolución de las controversias mediante convenios que acuerden las mismas, los que podrán considerarse para re-solver observaciones de los órganos de control. En este sentido, resultaría procedente desde el punto de vista normativo que las partes puedan adoptar entre sí, o como consecuencia de deter-minaciones que dicte el perito, acuerdos parciales durante el de-sarrollo del procedimiento de conciliación que permitan resolver alguno o algunos de los puntos discrepantes o controvertidos, y formalizarlos a través de convenios que reflejen los compromisos específicos asumidos, aun cuando no se haya resuelto la totali-dad de la problemática.

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Se estima que, en términos de lo previsto por el artículo 91 de la LOPSRM, la validez y eficacia de los acuerdos que consten en los convenios parciales que formalicen las partes sería ple-na y podría exigirse su cumplimiento, tomando en cuenta que la problemática general se integra por reclamaciones específicas que en algunos casos son susceptibles de resolverse en forma independiente.

Con base en el artículo 90 de la LOPSRM, así como en el citado oficio UNAOPSPF/309/OP/0.-456/2007, citado, Pemex Refinación y las contratistas celebraron los siguientes convenios parciales conciliatorios (anexo 113):

• Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V., proceso 41/2007:

– Convenio parcial conciliatorio del 7 de marzo de 2008, cuyo obje-to fue el pago al contratista por la cantidad de US$39,367,061.00 (Treinta y nueve millones trescientos sesenta y siete mil sesenta y uno 00/100 dólares estadounidenses) por concepto de ajuste de los precios al valor de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente) del contrato de obra pública a precio alzado número PR-OP-L025/04P, que forma parte del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, como resultado de la aplicación de las premisas contenidas en la metodología determinada por Pe-mex Refinación […], como consecuencia de las circunstancias eco-nómicas de tipo general expresadas en el artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas […], sin que dicho convenio significara renuncia alguna a las determinacio-nes que las partes acordarán posteriormente, que el perito emita en su resolución, así como de la aplicación de los criterios normativos de la Secretaría de la Función Pública.

• Mina-Trico, S. de R.L. de C.V., proceso 52/2007:

– Convenio parcial conciliatorio del 4 de marzo de 2008, cuyo objeto fue el pago al contratista por la cantidad de US$14,086,963.82 (Ca-torce millones, ochenta y seis mil novecientos sesenta y tres 82/100 dólares estadounidenses) por concepto del ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente) del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería General Lázaro Cárde-nas, como resultado de la aplicación de “las premisas contenidas en la metodología determinada por Pemex Refinación […], como consecuencia de las circunstancias económicas de tipo general expresadas en el artículo 59 de Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas”.

– Convenio parcial conciliatorio del 13 de octubre de 2008, que tuvo por objeto realizar el pago al contratista de la cantidad de US$8, 097,046.50 (Ocho millones noventa y siete mil cuarenta y seis 50/100 dólares estadounidenses) por concepto de ajuste de los precios y del costo indirecto de los catalizadores de las plantas hidrodesulfuradora de gasóleos y de hidrógeno del Proyecto de Re-configuración de la Refinería General Lázaro Cárdenas.

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– Convenio parcial conciliatorio del 8 de diciembre de 2008, cuyo ob-jeto fue el pago al contratista por la cantidad de US$11,191,508.00 (Once millones ciento noventa y un mil quinientos ocho 00/100 dóla-res estadounidenses) por concepto de los gastos no recuperables originados por la suspensión generada por las circunstancias de tipo general previstas en el párrafo cuarto del artículo 59 de la Ley de Obras Publicas y Servicios Relacionados con las Mismas, “equi-parables a caso fortuito o de fuerza mayor, ajenas a la responsabi-lidad de las partes”.

• Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V., proceso 53/2007:

– Convenio parcial conciliatorio del 4 de marzo de 2008, que tuvo por objeto efectuar el pago al contratista de la cantidad de US$14,804,695.91 (Catorce millones ochocientos cuatro mil seis-cientos noventa y cinco 91/100 dólares estadounidenses) por con-cepto de ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente) del Proyecto de Reconfiguración de la Re-finería General Lázaro Cárdenas, como resultado de la aplicación de “las premisas contenidas en la metodología determinada por Pemex Refinación […], como consecuencia de las circunstancias económicas de tipo general expresadas en el artículo 59 de Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas”.

Con fechas 11 de marzo y 25 de abril de 2008, ISA Ingeniería, S.A. de C.V., en su carácter de perito, emitió los dictámenes parciales y finales correspon-dientes a los puntos en controversia sometidos a su opinión, en los cuales estableció la metodología para el cálculo del monto del ajuste de los insumos. Dichos dictámenes fueron aceptados por las partes sujetas al peritaje y, con ellos, se implementó la metodología conforme a la cual se obtuvo el monto final que se habría de reconocer por las circunstancias económicas de tipo general previstas en el artículo 59 de la LOPSRM y sus efectos en otros aspectos del contrato (anexo 114).

Una vez que se dispuso de los dictámenes del perito, PR y las contratistas, en las audiencias de conciliación del 22, 27 y 29 de mayo de 2008, acordaron el procedimiento para revisar y determinar el impacto en el programa, como con-secuencia de lo establecido en el artículo 59 de la LOPSRM, siendo el siguiente: “[la contratista] formulará su solicitud de reprogramación de los trabajos ante la residencia de obra, misma que deberá ser acompañada de la documentación con la que se cuente para avalar la o las afectaciones ocasionadas por las cir-cunstancias económicas de carácter general en el o los equipos y materiales de instalación permanente del contrato, conteniendo dicha solicitud el programa con cada una de las afectaciones (fragnets) que se pretende justificar y sus impactos en la red de actividades y ruta crítica. Por su parte, la residencia de obra, al recibir la solicitud y la documentación soporte, revisará y se pronunciará respecto del aspecto técnico y/o constructivo, determinando entre otras cosas que el programa propuesto por la contratista fue elaborado considerando la ló-gica y estructura del programa vigente de ejecución de los trabajos, sin formular pronunciamiento alguno respecto de la idoneidad de la documentación con la que se pretenda justificar la reprogramación propuesta. La residencia de obra podrá devolver, en su caso, a la contratista el programa con los comentarios

Dichos dictámenes fueron aceptados por las partes sujetas al peritaje y, con ellos, se implementó

la metodología conforme a la cual se obtuvo el monto final que

se habría de reconocer por las circunstancias económicas de tipo general previstas en el artículo 59

de la LOPSRM y sus efectos en otros aspectos del contrato

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correspondientes para su corrección, de no existir comentarios o habiéndose subsanado éstos, la residencia de obra turnará a la Subdirección de Contratos de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos la solicitud y la documentación correspondiente para que, a través de ésta, se haga llegar al perito para el respectivo análisis y validación de la documentación que acredite el impacto en el programa conforme lo establecido en su dictamen en relación con las circunstancias de carácter general que dispone el artículo 59 de la ley en la materia; con posterioridad a esto, la Subdirección de Contratos remitirá a la residencia de obra la validación de los fragnets por parte del perito para que se lleve a cabo la reprogramación y acuerdo final entre las partes del Programa de Ejecución de los Trabajos” (anexo 111).

Como resultado de los dictámenes del tercero experto, de la metodología de-finitiva acordada entre PR y las contratistas para revisar y ajustar los precios de los equipos y materiales de instalación permanente en los contratos de obra respectivos, la cual fue avalada normativamente por la SFP, así como del acuerdo entre las partes sobre el procedimiento para revisar y determinar el impacto en el programa de actividades, se celebraron los siguientes conve-nios finales conciliatorios (anexo 113):

• Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V., proceso 41/2007:

Convenio final conciliatorio celebrado el 25 de septiembre de 2008, en el cual se estableció que ambas partes reconocen que el impacto eco-nómico total y definitivo en el contrato, debido al ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), así como a los gastos no recuperables, incluyendo la extensión de la garantía de cumplimiento, es de US$79,925,451.00 (Setenta y nueve millones no-vecientos veinticinco mil cuatrocientos cincuenta y uno 00/100 dólares estadounidenses); monto al que es necesario deducirle la cantidad del Convenio parcial conciliatorio de pago celebrado el 7 de marzo de 2008 por un importe de US$39,367,061.00 (Treinta y nueve millones, trescien-tos sesenta y siete mil sesenta y uno 00/100 dólares estadounidenses), por lo que a PR únicamente le restaba realizar un pago complementario por concepto del impacto económico ocasionado al contrato como con-secuencia del ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), así como de los gastos no recuperables y por la extensión de la garantía de cumplimiento por la cantidad de US$40,558,390.00 (Cuarenta millones quinientos cincuenta y ocho mil trescientos noventa 00/100 dólares estadounidenses).

Asimismo, las partes reconocieron y aceptaron que en el monto total y definitivo por US$79, 925,451.00 (Setenta y nueve millones novecientos veinticinco mil cuatrocientos cincuenta y uno 00/100 dólares estadouni-denses) se considera el ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente) y los gastos no recuperables e incluye la extensión de la garantía de cumplimiento; monto que se inte-gró con los siguientes importes:

– De US$65, 869,665.00 (Sesenta y cinco millones ochocientos se-senta y nueve mil seiscientos sesenta y cinco 00/100 dólares esta-dounidenses) por concepto de ajuste de los equipos y materiales de instalación permanente conforme a lo dictaminado por el perito.

Como resultado de los dictámenes del tercero experto, de la

metodología definitiva acordada entre PR y las contratistas para

revisar y ajustar los precios de los equipos y materiales de instalación

permanente en los contratos de obra respectivos, la cual fue

avalada normativamente por la SFP

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– De US$13,544,586.00 (Trece millones quinientos cuarenta y cuatro mil quinientos ochenta y seis 00/100 dólares estadounidenses) por gastos no recuperables originados por la suspensión generada por las circunstancias económicas de tipo general previstas en el pá-rrafo cuarto del artículo 59 de la LOPSRM.

– De hasta US$511,200.00 (Quinientos once mil doscientos 00/100 dólares estadounidenses), sujeto a comprobación, por la extensión de la garantía de cumplimiento.

De igual manera, en la cláusula cuarta de este convenio final concilia-torio se da cuenta del acuerdo que aceptaron las partes para prorrogar la fecha de terminación de los trabajos del 9 de diciembre de 2008 al 28 de julio de 2009 con base en lo siguiente:

– La equiparación de la autoridad normativa como un caso fortuito o fuerza mayor de las causas que originaron el impacto económico en el contrato.

– La reprogramación presentada por la contratista, que fue analizada y avalada por la residencia de obra de PR.

– El contenido del documento Análisis y validación de los Fragnets relacionados con la reprogramación por efectos del Art. 59 y va-lidación de la idoneidad de los documentos que los acompañan, entregado por ISA Ingeniería, S.A. de C.V (anexo 114).

• Mina-Trico, S. de R.L. de C.V., proceso 52/2007:

Convenio final conciliatorio celebrado el 23 de febrero de 2009, en el cual las partes acordaron que el impacto económico total y definitivo registrado en el contrato es de US$47, 052,255.00 (Cuarenta y siete mi-llones cincuenta y dos mil doscientos cincuenta y cinco 00/100 dólares estadounidenses), debido al ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), así como a los gastos no recu-perables y a la extensión de la garantía de cumplimiento. Dicho monto se integró con los siguientes importes:

– De US$35,498,548.00 (Treinta y cinco millones cuatrocientos no-venta y ocho mil quinientos cuarenta y ocho 00/100 dólares esta-dounidenses) por concepto de total de ajuste (reintegrado el factor de sobrecosto global 1.1380 y 1.1400).

– De US$11,191,508.00 (Once millones ciento noventa y un mil qui-nientos ocho 00/100 dólares estadounidenses) por el pago de gas-tos no recuperables originados por las afectaciones o interrupcio-nes registradas en el programa de ejecución de los trabajos por retraso en el suministro de los insumos, como consecuencia de las circunstancias del tipo general previstas en el párrafo cuarto del artículo 59 de la LOPSRM, equiparables a un caso fortuito o fuerza mayor ajenas a la responsabilidad de las partes y reconocidas en el procedimiento de conciliación.

– De hasta US$362,198.00 (Trescientos sesenta y dos mil ciento no-venta y ocho 00/100 dólares estadounidenses), sujeto a comproba-ción, por la extensión de la garantía de cumplimiento.

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Las partes reconocieron y aceptaron que en el monto total y definitivo se incluyen las siguientes cantidades:

– De US$14, 086,963.82 (Catorce millones ochenta y seis mil novecien-tos sesenta y tres 82/100 dólares estadounidenses), reconocida en el Convenio parcial conciliatorio de pago del 4 de marzo de 2008.

– De US$8, 097,046.50 (Ocho millones noventa y siete mil cuarenta y seis 50/100 dólares estadounidenses), reconocida en el Convenio parcial conciliatorio de pago del 13 de octubre de 2008.

– De US$11, 191,508.00 (Once millones ciento noventa y un mil qui-nientos ocho 00/100 dólares estadounidenses), reconocida en el Convenio parcial conciliatorio de pago del 8 de diciembre de 2008.

Por lo anterior, del impacto económico total y definitivo registrado en el contrato por US$47, 052,255.00 (Cuarenta y siete millones cincuenta y dos mil doscientos cincuenta y cinco 00/100 dólares estadouniden-ses), a Pemex Refinación únicamente le restaba pagar a la contratista la cantidad de US$13, 676,736.68 (Trece millones seiscientos setenta y seis mil setecientos treinta y seis 68/100 dólares estadounidenses) por el saldo de la cantidad determinada como total y definitiva.

Por otra parte, en la cláusula cuarta de este convenio final conciliatorio se consigna el acuerdo aceptado por las partes de prorrogar la fecha de terminación de los trabajos del 7 de enero de 2008 al 30 de julio de 2009, con base en:


– La reprogramación presentada por la contratista, la cual fue ana-lizada y avalada por la residencia de obra de Pemex Refinación.

– El contenido del documento denominado Análisis y validación de los Fragnets relacionados con la reprogramación por efectos del Art. 59 y validación de la idoneidad de los documentos que los acompañan, entregado por ISA Ingeniería, S.A. de C.V. (anexo 114).

• Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V., proceso 53/2007:

Convenio final conciliatorio celebrado el 4 de diciembre de 2008, en el cual se estableció que las partes acuerdan que el impacto económico total y definitivo registrado en el contrato es de US$40,901,005.00 (Cua-renta millones novecientos un mil cinco 00/100 dólares estadouniden-ses), debido al ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), así como a los gastos no recuperables y a la extensión de la garantía de cumplimiento; monto que se integró con los siguientes importes:

– De US$31, 218,156.00 (Treinta y un millones doscientos dieciocho mil ciento cincuenta y seis 00/100 dólares estadounidenses) por concepto de total de ajuste (reintegrado el factor de sobrecosto global de 1.1380 y de 1.1400).

– De US$9,442,285.00 (Nueve millones cuatrocientos cuarenta y dos mil doscientos ochenta cinco 00/100 dólares estadounidenses) por

Por otra parte, en la cláusula cuarta de este convenio final conciliatorio se consigna el acuerdo aceptado

por las partes de prorrogar la fecha de terminación de los trabajos del 7

de enero de 2008 al 30 de julio de 2009

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el pago de gastos no recuperables originados por las afectaciones o interrupciones registradas en el programa de ejecución de los tra-bajos por retraso en el suministro de los insumos, como consecuen-cia de las circunstancias del tipo general previstas en el párrafo cuarto del artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Rela-cionados con las Mismas, equiparables a un caso fortuito o fuerza mayor ajenas a la responsabilidad de las partes y reconocidas en el procedimiento de conciliación.

– De hasta US$240,564.00 (Doscientos cuarenta mil quinientos se-senta y cuatro 00/100 dólares estadounidenses), sujeto a compro-bación, por la extensión de la garantía de cumplimiento.

Las partes reconocieron y aceptaron que en el monto total y definitivo registrado en el contrato se incluye la cantidad de US$14, 804,695.91 (Catorce millones ochocientos cuatro mil seiscientos noventa y cinco 91/100 dólares estadounidenses) reconocida en el Convenio parcial conciliatorio de pago del 4 de marzo de 2008.

De esta forma, del impacto económico total y definitivo registrado en el contrato por US$40,901,005.00 (Cuarenta millones novecientos un mil cinco 00/100 dólares estadounidenses), a Pemex Refinación únicamente le restaba pagar a la contratista la cantidad de US$26,096,309.09 (Vein-tiséis millones noventa y seis mil trescientos nueve 09/100 dólares esta-dounidenses) por el saldo de la cantidad determinada como total y defini-tiva, tal como se consigna en la cláusula tercera del convenio en comento.

Asimismo, de acuerdo con la cláusula cuarta del convenio final conci-liatorio, las partes acordaron prorrogar la fecha de terminación de los trabajos del 29 de julio de 2008 al 19 de agosto de 2009, con base en:


– La reprogramación presentada por la contratista, que fue analizada y avalada por la residencia de obra de Pemex Refinación.

– El contenido del documento denominado Análisis y validación de los Fragnets relacionados con la reprogramación por efectos del Art. 59 y validación de la idoneidad de los documentos que los acompañan, entregado por ISA Ingeniería, S.A. de C.V. (anexo 114).

• Samsung Ingeniería Minatitlán, S.A. de C.V., proceso 55/2007:

Convenio final conciliatorio celebrado el 17 de diciembre de 2007, en el cual se estableció que las partes acordaron que el impacto económico total y definitivo registrado en el contrato fue de US$12,291,783.11 (Doce millones doscientos noventa y un mil setecientos ochenta y tres 11/100 dólares estadounidenses), debido al reconocimiento y ajuste de los pre-cios de los equipos y materiales de instalación permanente del contrato, en términos de lo dispuesto en los párrafos cuarto y quinto del artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y conforme a las premisas, procedimientos, fórmulas, cálculos, índices, términos y condiciones establecidos en la metodología acordada por las partes, sustanciada ante la Coordinación de Conciliaciones de la Unidad

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de Normatividad de Adquisiciones, Obras Públicas, Servicios y Patrimo-nio Federal de la Secretaría de la Función Pública.

Por lo que se refiere al periodo de suspensión de los trabajos, en la cláusula segunda de este convenio final se consigna que “[…] las par-tes acuerdan que la correspondiente determinación de Pemex Refina-ción se hará del conocimiento de la contratista de manera previa a la nueva fecha de terminación establecida para el 11 de marzo de 2008, conforme al Acta Circunstanciada de Suspensión Parcial Temporal de los Trabajos número ACS-01/2007 de fecha 26 de septiembre de 2007”

Anticipos

Después de suscritos los convenios finales conciliatorios, las contratistas Dra-gados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.; Proyectos Ebramex, S. de R. L. de C. V. y Mina-Trico, S. de R. L. de C. V, solicitaron apoyo económi-co mediante el oficio DRA/DCIDP/PMXR-GPA-DP3-10892 del 22 de octubre 2009 y los oficios sin número del 17 de julio y 28 de septiembre de 2009, en ese orden (anexo 115), debido a que las obras estaban siendo afectadas en su ritmo de desarrollo por las condiciones económicas y crediticias que im-peraban a nivel internacional y especialmente en México desde hacía algunos meses. Asimismo, expusieron que esta situación afectaba en forma relevante la ejecución de los trabajos hasta el punto que, de no recibir el apoyo econó-mico solicitado, podrían verse obligados a detener temporalmente los traba-jos, dañar en forma definitiva a proveedores y subcontratistas y desequilibrar el programa de terminación de las obras.

Con el propósito de atender esta solicitud, la Dirección Corporativa de Inge-niería y Desarrollo de Proyectos, por conducto de la Gerencia de Normaliza-ción de Contratos, solicitó mediante el oficio DCIDP-SDC-GNC-432-2009 del 17 de septiembre de 2009 (anexo 108) la opinión del abogado general de Pemex respecto de la procedencia de otorgar los apoyos económicos solicita-dos. De igual manera, con el oficio número DCIDP-SDC-GNC-CN-008-2009 del 7 de octubre de 2009 (anexo 108), pidió a la Unidad de Normatividad de Obra Pública de la Secretaría de la Función Pública que emitiera su opinión normativa respecto a la inclusión en los contratos celebrados de una cláusula que permitiera otorgar a los contratistas un anticipo por los trabajos pendien-tes de ejecutar, en virtud de que los recursos económicos para la ejecución de los trabajos objeto de los contratos provenían originalmente del esquema denominado PIDIREGAS, razón por la cual no fue viable legalmente pactar el otorgamiento de un anticipo desde las bases de licitación.

La SFP, por medio de su Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas, emitió su opinión mediante el oficio número UNCP/309/AC/0.-083/2009 del 15 de octubre de 2009 (anexo 109), precisando en la parte conducente que “en virtud de lo anterior, atendiendo al cambio de condiciones presupuestales, así como al inminente riesgo de que se detengan los trabajos y se desequilibre el programa de terminación de las obras relativas a los contratos de obra pública a precio alzado y tiempo determinado números PR-OP-L-025/04P, PR-OP-L-001/05P y PR-OP-L-002/05P celebrados con las empresas Dragados Proyec-tos Industriales de México, S.A. de C.V., Mina-Trico, S. de R. L. de C. V., y Pro-yectos Ebramex, S. de R. L. de C. V, y considerando la facultad que le confiere

Adicionalmente, la Dirección Corporativa de Ingeniería y

Desarrollo de Proyectos consideró necesario que se estableciera la

coordinación correspondiente con la Oficina del Abogado General

de Pemex para la celebración de dichos convenios y la

determinación de los requisitos para el otorgamiento de los

anticipos respectivos

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a esa entidad el artículo citado en el párrafo anterior para que, previo al inicio de la rescisión administrativa, realice todas las acciones tendientes a procurar la ejecución total de los trabajos, no se advierte impedimento alguno respecto al anticipo que se pretende otorgar para apoyar la problemática existente en los referidos contratos, celebrando para tal efecto un convenio modificatorio conforme al artículo 79 del Reglamento de la LOPSRM […]”.

Adicionalmente, la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyec-tos consideró necesario que se estableciera la coordinación correspondiente con la Oficina del Abogado General de Pemex para la celebración de dichos convenios y la determinación de los requisitos para el otorgamiento de los anticipos respectivos, de manera que las acciones conducentes se respalda-ran con la información de soporte que, en su caso, proporcionasen las áreas técnicas de la entidad.

Con base en la respuesta de la Secretaría de la Función Pública, la Ofici-na del Abogado General de Pemex, mediante el oficio número OAG/GJCC/SOP/03014/2009 del 16 de octubre de 2009 (anexo 108), concluyó lo siguien-te: “Considerando lo antes expuesto, en opinión de esta área, se considera ju-rídicamente viable la celebración de un convenio modificatorio en términos del artículo 59 de la LOPSRM y 79 de su Reglamento para incluir en los contratos del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas la figura le-gal del anticipo prevista en el artículo 50 de la LOPSRM”. Además, estableció que el anticipo que en su caso recibieran los contratistas debería garantizarse por 100% del importe otorgado, amortizarse del importe de cada estimación por los trabajos ejecutados y considerarse para calcular la deductiva corres-pondiente al costo financiero de las propuestas de cada contratista, de confor-midad con el artículo 48, fracción I, y fracciones aplicables del artículo 50 de la LOPSRM, así como con los artículos 111, 112 y 113 del RLOPSRM.

El 10 de diciembre de 2009, el Director General de Pemex Refinación de-legó al Director Corporativo de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (anexo 108), actuando como mandatario de PR, la facultad para otorgar un anticipo a los contratistas mencionados mayor de 30% para los trabajos pendientes de ejecutar en los contratos números PR-OP-L-025/04P, PR-OP-L-001/05P y PR-OP-L-002/05P, con fundamento en las facultades conferidas por la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y demás legislación aplicable

De acuerdo con las opiniones emitidas por la Secretaría de la Función Pública y la Oficina del Abogado General, aunado a la importancia y trascendencia de dar continuidad a los trabajos del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, en Minatitlán, Ver., así como de atender oportunamente las necesidades de este proyecto ante las circunstancias económicas y financie-ras originadas por la crisis internacional, Pemex Refinación y las contratistas celebraron los convenios modificatorios de los contratos mencionados para in-cluir la cláusula de anticipo en los términos indicados por la Oficina del Aboga-do General de Pemex. De esta manera, se otorgaron los siguientes anticipos:

• Para el contrato PR-OP-L-025/04P correspondiente a Dragados Proyec-tos Industriales de México, S.A. de C.V, el 18 de diciembre de 2009 se formalizó el convenio para la inclusión de la cláusula de anticipo,

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concepto por el cual se otorgó al contratista la cantidad de US$45, 925,425.00 (Cuarenta y cinco millones novecientos veinticinco mil cua-trocientos veinticinco 00/100 dólares estadounidenses), más el Impues-to al Valor Agregado (anexo 116).

• Para el contrato PR-OP-L-001/05P celebrado con Proyectos Ebramex, S. de R. L. de C. V, el 18 de diciembre de 2009 se formalizó el con-venio para incluir la cláusula de anticipo (anexo 116). Por este con-cepto, se otorgó al contratista la cantidad de US$6,987,178.00 (Seis millones novecientos ochenta y siete mil ciento setenta y ocho 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado, y el 31 de marzo de 2010 se le otorgó un segundo anticipo por la cantidad de US$7,994,543.10 (Siete millones novecientos noventa y cuatro mil qui-nientos cuarenta y tres 10/100 dólares estadounidenses), de acuerdo con la notificación de Pemex Refinación efectuada mediante el oficio número DCIDP-SPI-GPA-PMINA-0301-2010 del 3 de marzo de 2010 (anexo 116), a fin de contribuir a la consecución de los trabajos y en cumplimiento del marco jurídico aplicable.

• Para el contrato PR-OP-L-002/05P, correspondiente a Mina-Trico, S. de R. L. de C. V., el 18 de diciembre de 2009 se formalizó el convenio para la inclusión de la cláusula de anticipo (anexo 116), concepto por el cual el 31 de diciembre de ese año se otorgó al contratista un anticipo por la cantidad de US$31,704,387.00 (Treinta y un millones setecientos cuatro mil trescientos ochenta y siete 00/100 dólares estadounidenses), más el Impuesto al Valor Agregado, y el 31 de marzo de 2010 se le concedió un segundo anticipo por la cantidad de US$2,327,687.60 (Dos millones trescientos veintisiete mil seiscientos ochenta y siete 60/100 dólares estadounidenses) de acuerdo con la notificación de Pemex Refinación realizada mediante el oficio DCIDP-SPI-GPA-PMINA-0300-2010 del 3 de marzo de 2010 (anexo 116), con el propósito de contribuir a la consecu-ción de los trabajos y en cumplimiento del marco jurídico aplicable.

Segundo proceso conciliatorioEn los meses de febrero, marzo y abril de 2010, durante la ejecución de los tra-bajos, las contratistas ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V. (PR-OP-L-022/04P), Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V. (PR-OP-L-025/04P), Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V. (PR-OP-L-001/05P) y Mina-Trico, S. de R.L. de C.V. (PR-OP-L-002/05P), presentaron de manera independiente los siguientes tres reclamos ante las Residencias de Obra de PR (anexo 117):

• .1er. reclamo. “Reconocimiento y pago de la pérdida económica origi-nada por el tipo de cambio del peso en relación con el dólar, al momen-to de realizar pagos en moneda nacional, originadas por las variacio-nes en las condiciones económicas de tipo general.”

• .Condiciones económicas de tipo general Las contratistas argumentaron que la inestabilidad de los mercados fi-nancieros nacionales e internacionales, originaron una devaluación del dólar estadounidense respecto del euro y de la mayoría de las monedas latinoamericanas, incluido el peso mexicano, circunstancia atípica que

En los meses de febrero, marzo y abril de 2010, durante la

ejecución de los trabajos, las contratistas presentaron de manera

independiente los siguientes tres reclamos ante las Residencias de

Obra de PR.

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fue imposible prever en el momento de preparar sus ofertas económicas. Esta situación originó un encarecimiento adicional de los insumos del proyecto, por lo que las compras realizadas por ellas en euros o pesos mexicanos se llevaron a cabo en condiciones totalmente distintas a las consideradas originalmente en la elaboración de sus propuestas.

• .2do. reclamo.- “Reconocimiento por las afectaciones sufridas con mo-tivo de las prórrogas a la fecha de terminación.”

Las empresas manifestaron que, en virtud de las diversas prórrogas de la fecha de terminación de los trabajos en los diversos contratos, tuvieron que afrontar una mayor permanencia del personal en la obra y emplear mayores recursos técnicos y administrativos para continuar con el desarrollo de los trabajos; argumentando que esta situación ge-neró que se hubiesen sobrepasado los gastos del proyecto y, en con-secuencia, se incrementaran sustantivamente los costos originalmente considerados por las empresas en sus propuestas iniciales.

• .3er. reclamo.- “Reconocimiento al incremento en los precios de la mano de obra, derivado de la modificación por parte de PR a las con-diciones establecidas en las bases de licitación.”

Las contratistas solicitaron el reconocimiento y pago de los incremen-tos de la mano de obra, a causa de los acontecimientos económicos que afectaron los tabuladores del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), y que generaron una gran diferen-cia entre el costo originalmente considerado en las propuestas para el rubro de la Mano de Obra y el monto realmente pagado por tal concep-to, lo que incrementó sustantivamente el costo original del proyecto.

En el mes de mayo de 2010, PR respondió a las contratistas, sobre el pri-mer reclamo en el siguiente sentido: la Subgerencia de Normalización de Contratos de Obra, mediante diversos oficios, concluye que “PR carece de los elementos necesarios para aplicar los criterios y la metodología en el reconocimiento del incremento y la reducción originada por la afectación su-frida en el contrato como consecuencia del impacto económico por cambio de circunstancias de tipo general consistentes en variaciones en la paridad cambiaria de la moneda, es imprescindible que se cuente con las disposicio-nes emitidas por la SFP –o bien, que no se cuenta con los elementos a efecto de declararla procedente” (anexo 118).

Referente a los reclamos segundo y tercero antes descritos, y al no tener la entidad y las contratistas un consenso en la resolución a dichas solicitudes, PR, solicitó el 10 y 27 de mayo de 2010 el inicio de los procedimientos de conciliación ante la Dirección General de Controversias y Sanciones en Con-trataciones Públicas de la SFP (anexo 119), la que, mediante los oficios de número DGCSCP/312/DC/0.-273/2010 y DGCSCP/312/DC/0.-275/2010 del 31 de mayo de 2010, DGCSCP/312/DC/0.-284/2010 del 4 de junio de 2010 y DGCSCP/312/DC/0.-310/2010 del 16 de junio de 2010 (anexo 123), dio por aceptado el inicio de los procesos conciliatorios, cuyos números de expedien-te y fecha para las primeras audiencias se indican en el cuadro 47.

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Cuadro 47. Inicio de los segundos procesos conciliatorios

N° de expediente Fecha de inicio Contratista

84/2010 17/junio/2010 Mina-Trico, S. de R.L. de C.V..

85/2010 15/junio/2010 Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V.


93/2010 23/junio/2010 ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V.

Fuente: Secretaría de la Función Pública. Oficios de inicio de procesos conciliatorios.

El 15 de junio de 2010, la contratista ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V., so-licitó ante la SFP, el inicio del proceso conciliatorio por concepto del primer reclamo: “Reconocimiento y pago de la pérdida económica originada por el tipo de cambio del peso en relación con el dólar, al momento de realizar pagos en moneda nacional, originadas por las variaciones en las condiciones econó-micas de tipo general” (anexo 121), situación que originó la acumulación del expediente 93/2010.

En la primera audiencia de conciliación celebrada de manera independiente con cada una de las cuatro contratistas, las partes en conflicto acordaron lo siguiente (anexo 122):

• Tratar en primer término el reclamo relacionado con la mayor perma-nencia en obra;

• PR presentó a la Unidad de Normatividad de Contrataciones de Obras Públicas de la SFP una consulta, a efecto de conocer la interpretación a la legislación aplicable al contrato objeto del procedimiento de con-ciliación, respecto al tratamiento normativo que debe darse al reclamo relativo al reconocimiento de los gastos derivados de la mayor perma-nencia en la obra, solicitándole proporcionar su criterio para dar solu-ción a la desavenencia entre las partes;

• La Unidad de Normatividad asumió el compromiso de dar respuesta a la consulta en la semana del 21 al 25 de junio de 2010, aclarando que la respuesta se formularía en forma general, relativa a cómo puede impactarse en los contratos el cambio de condiciones, por lo que el acuerdo sobre los conceptos a los que se aplicaría el criterio normativo, quedaría al arbitrio de las partes;

• Una vez que se contara con la respuesta de la SFP, que sustentase la procedencia del reconocimiento del cambio de condiciones, podría arri-barse a un convenio conciliatorio parcial de pago, previa determinación de la metodología preliminar por parte de PR, con la finalidad de dar continuidad a los trabajos objeto del contrato, pronunciándose la Unidad de Normatividad en el sentido, de que no existe inconveniente normativo alguno para la celebración de convenios parciales de pago, y

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• La celebración del citado Convenio parcial de pago se haría del cono-cimiento de la Dirección General de Controversias en Contrataciones Públicas de la SFP en la próxima audiencia de conciliación.

Derivado de lo anterior, y como consecuencia del intercambio de opiniones entre PR y las Contratistas, la entidad formuló una consulta normativa a la Uni-dad de Normatividad de Contrataciones Públicas de la SFP, a través del oficio DCIDP-CE-051-2010 del 17 de junio del 2010 (anexo 120), a efecto de resolver los puntos planteados dentro de las solicitudes de conciliación, destacando los siguientes puntos:

• El tratamiento que debe o puede darse a los gastos adicionales asocia-dos a la administración y ejecución de la obra, derivados de la mayor permanencia de los contratistas en el sitio de los trabajos;

• El impacto que debe o pueda repercutir en los contratos, con motivo de las circunstancias económicas de tipo general que se presentaron en el mundo, y

• La inclusión del tercero experto para la resolución de las desavenen-cias entre las partes dentro del procedimiento de conciliación.

Como resultado, dentro de dicha consulta se plantearon los siguientes cues-tionamientos:

• ¿Cuál es la opinión de esa Unidad de Normatividad en relación a las disposiciones legales que se aplican para reconocer el impacto econó-mico que se genera a cargo de la contratista?

• En términos de la LOPSRM vigente, ¿Pueden las partes designar a un tercero experto para que determine los conceptos que se hayan visto afectados por la mayor permanencia y cambio de condiciones del con-trato, así como el monto de dichas afectaciones?

En respuesta, la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas, de la SFP, mediante oficio número UNCP/309/AC/0384/2010 del 2 de julio de 2010 (anexo 123), emitió su opinión sobre la consulta planteada en los siguientes términos:

• .Respuesta 1. “[…] Estas variaciones a los términos, condiciones y al-cances originales de un contrato no pueden ser desconocidas por las partes contratantes, de tal suerte que, en opinión de esta Unidad de Normatividad, es viable el reconocimiento natural de los hechos, con la delimitación y cuantificación de los conceptos resultan-tes de dichas variaciones, con el propósito de que se restituya el equilibrio económico y se logre el objeto del contrato; […] De acuerdo con lo anterior, cuando en un contrato a precio alzado se llegan a presentar situaciones de hecho que modifican los términos, condiciones y alcances originales en la magnitud que se han presen-tado en los contratos motivo de su consulta y que ha generado una mayor permanencia de la contratista en el sitio de los trabajos para po-der cumplir con sus obligaciones contractuales, independientemente

Derivado de lo anterior, y como consecuencia del intercambio

de opiniones entre PR y las Contratistas, la entidad formuló una

consulta normativa a la Unidad de Normatividad de Contrataciones

Públicas de la SFP a efecto de resolver los puntos planteados

dentro de las solicitudes de conciliación.

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del tipo de contrato que se trate, atendiendo las particularidades del caso, en ejercicio de las facultades que le confiere a esta Unidad, en nuestra opinión es viable que en forma específica y únicamen-te para el caso que nos ocupa, en una correcta analogía jurídica se actualicen los supuestos que enuncian los citados artículos 45 y 59 de la Ley, y 77 y 79 de su Reglamento, los cuales reconocen la posibilidad de reconocer aquellos conceptos que se realicen en condiciones distintas a las consideradas originalmente, conceptos que no pueden ser desconocidos por la contratante […]”.

• . Respuesta 2. “[…] Si bien el actual artículo 962 de la LOPSRM, no contie-ne la previsión expresa, debido a una omisión durante el procedimiento de aprobación y de publicación, que no obedece a una intención ex-presa por parte del ejecutivo o del legislativo, esta Unidad se ha pro-nunciado en el sentido de que el nombramiento de un perito por las partes es procedente en los procedimientos de conciliación […]”.

De esta manera, y con base en la respuesta emitida por la Unidad de Normati-vidad de Contrataciones Públicas, respecto a la contratación de un tercero ex-perto, misma que fue fundamentada con base en el artículo 90 de la LOPSRM, PR acordó con las contratistas la inclusión de esta figura dentro de los procesos conciliatorios; designando para ello a la empresa C&C Estudios y Proyectos S.A. de C.V. como perito o tercero experto, lo cual quedó asentado en las actas de audiencias de conciliación del 17, 18 y 19 de agosto de 2010 (anexo 122).

Para la debida contratación del tercero experto, el 27 de julio, 4 de agosto y 23 de septiembre de 2010, se celebraron entre PR y las cuatro contratistas los siguientes convenios (anexo 124):

• Convenio derivado del procedimiento de conciliación 084/2010 para la contratación de un tercero experto en relación al Contrato de Obra Pública número PR-OP-L-002/05P.




En los convenios se establecieron de común acuerdo entre las partes en contro-versia, los términos de referencia y condiciones para la contratación de “C & C Estudios y Proyectos, S.A. de C.V.” como tercero experto, mediante los que se

2 El artículo mencionado de la LOPSRM en el oficio citado es el 91, pero en este texto se hace referencia al artículo 96, pues este error contenido en dicho comunicado emitido por la SFP, fue señalado por la misma Secretaría en la(s) segunda(s) audiencia(s) de conciliación y asentado en el(las) acta(s) respectiva(s).

PR acordó con las contratistas la inclusión de esta figura dentro de los procesos conciliatorios; designando

para ello a la empresa C&C Estudios y Proyectos S.A. de C.V. como perito

o tercero experto.

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obliga a precisar el contenido y los detalles técnicos de cada concepto definido en dichos términos de referencia y desarrollar una metodología que derive en la cuantificación de cada uno de los reclamos objeto de los procesos conciliatorios; actividades que deberán permitirle emitir resoluciones parciales hasta contar con los dictámenes finales correspondientes, cuyo propósito sea lograr una solución integral a los reclamos planteados por las contratistas. Para ello, el perito deberá tener en consideración: la emisión de sus propias opiniones las que, dado el caso, emita la SFP; los acuerdos que fuesen logrando PR y las contratistas durante los procesos de conciliación; los escritos de solicitud de conciliación y sus respectivas respuestas; las órdenes de cambio solicitadas por PR a las contratistas y cualquier otra información relacionada con los reclamos que sean materia de los procesos conciliatorios.

Por otra parte, el 16 de agosto de 2010, a través del oficio UNCP/309/AC/0.-113/2010 (anexo 123), la Unidad de Normatividad emitió una respuesta a la consulta formu-lada por la Dirección General de Controversias y Sanciones en Contrataciones Pú-blicas mediante el oficio DGCSCP/312/DC/0.-450/2010 (anexo 120), referente a las diversas circunstancias que enfrentaba PR en el desarrollo del Proyecto de Recon-figuración de la Refinería Lázaro Cárdenas, y en especial a la situación derivada de los incrementos de la mano de obra, en los siguientes términos:

Al respecto, dicha entidad señala que durante el desarrollo del proyecto de reconfiguración de la Refinería de Minatitlán, las em-presas: Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V., Mina-Trico, S. de R.L. de C.V., Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V. y Dragados Industrial S.A. e ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V., tuvieron que hacer frente a los incrementos a la mano de obra, a causa del diferencial entre los aumentos suscitados año con año por el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la Re-pública Mexicana (STPRM) y los incrementos que la contratista consideró en su propuesta con base en los incrementos fijados por la Comisión Nacional de Salario Mínimos, amparándose di-cho sindicato en los diversos documentos formalizados con las contratistas, posteriores a la adjudicación del contrato, aspecto que representa un cambio a los términos, condiciones y alcan-ces originalmente establecidos en el contrato. Originando estos acontecimientos, el inicio de los procedimientos de conciliación número: 084/2010, 85/2010, 86/2010 y 93/2010, los cuales se en-cuentran actualmente en proceso de resolución.

Derivado de lo anterior, Pemex Refinación a través de la Dirección General que usted representa, solicita nuestra opinión respecto a si tales incrementos implican una modificación a los términos, condiciones y alcances originales del contrato y si dichas varia-ciones pueden ser delimitadas y en su caso, cuantificadas por un tercero experto.

Al tenor de lo anterior, tal como lo refiere Pemex Refinación, el ST-PRM llevó a cabo incrementos con base en diversos documentos formalizados con las contratistas en fechas posteriores a la ad-judicación del contrato, por lo tanto, las afectaciones referidas no pudieron haber sido previstas en su propuesta original, ni ser consideradas en el contrato correspondiente, motivo por

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el cual tales incrementos, en nuestra opinión, constituyen un aspecto de hecho que claramente cambió los términos, con-diciones y alcances original de los contratos.

En otro sentido, la Gerencia de Concursos y Contratos de Pemex, mediante su oficio número DCIDP-SOP-GCC-0606-2010 del 7 de junio de 2010 (anexo 120), en respuesta a la solicitud formulada por la Coordinación Técnica de Pemex el 3 de junio de 2010, emitió un método de cálculo preliminar, mediante el cual se obtuvieron los importes estimados mínimos factibles, respecto al reclamo relativo a la mayor permanencia de recursos en la obra con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación, como se observa en el cuadro 48.

Cuadro 48. Importe estimados mínimos derivado del mayor permanencia de recursos en la obra

N° de expediente

Empresa Importe estimado (MMUS$)

84/2010 Mina-Trico, S. de R.L. de C.V. 28.0

85/2010 Dragados Proyectos Industriales de México, S.A. de C.V. 31.8

86/2010 Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V. 31.3

93/2010 ICA Fluor Daniel, S. de R.L. de C.V. 24.1

Fuente: Pemex. Gerencia de Concursos y Contratos

Una vez que PR contó con la respuesta a la consulta planteada a la Unidad de Normatividad de la SFP, donde se sustentó normativamente la proceden-cia del reconocimiento del cambio de condiciones generales y al expresar la enunciada Unidad, durante las audiencias de conciliación del 17 de junio y 6 de julio del 2010 (anexo 122), que no existía inconveniente alguno para que pudieran celebrarse convenios parciales de pago y tomando como base las cifras estimadas como importe mínimo factible, consignadas en el oficio DCIDP-SOP-GCC-0606-2010 antes citado, PR y las contratistas dispusieron de las bases normativas y técnicas para apoyar la celebración de diversos convenios parciales de pago.

PR, al tener celebrados los convenios con las contratistas por medio de los cuales se establecieron los términos y condiciones del actuar del tercero ex-perto, procedió a la formalización de los contratos RSOA03410P, RSOA03510P, RSOA03710P y RSOA03810P con la empresa C & C Estudios y Proyectos, S.A. de C.V., el 3 de agosto y el 24 de septiembre de 2010 (anexo 125), teniendo cada uno de ellos el siguiente objeto “servicio del tercero experto, para precisar el contenido y detalles técnicos de los conceptos que se definen en los términos de referencia y desarrollar una metodología con la cuantificación correspon-diente que resulte de los reclamos, a efecto de emitir las resoluciones parciales y dictámenes finales que permitan una solución integral de los mismos, […]”

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Es importante señalar que, como parte de la contratación del tercero experto, y procurando la imparcialidad y objetividad de éste, las partes pactaron entre otros puntos, pagar cada uno 50% (cincuenta por ciento) de sus honorarios.

Cuadro 49. Dictámenes parciales de Mina-Trico Expediente 84/2010

N° de Dictamen

Fecha Descripción Dictaminado Monto por pagar (US$)

1 17/09/2010 Mano de obra del personal del Sindicato de Petroleros de la República Mexicana

6,932,068.48 6,932,068.48

2 24/11/2010 Mano de obra programada D-4 33,239,004.22 33,239,004.22

3 23/03/2011 Maquinaria 5,354,393.08 5,354,393.08

4 13/06/2011 Mayor permanencia de operación y todo el sobrecosto

37,718,431.63 26,526,923.63

5 06/07/2011 Incremento al precio de la mano de obra y mayor permanencia de la mano de obra sindicalizada y de confianza

5,034,033.00 5,034,033.00

6 16/12/2011 Mano de obra programada D-4 y Mayor permanencia a Mayo 2011 con terminación mecánica de plantas

50,059,245.72 16,820,241.50


10,053,320.31 5,019,287.31

Total 148,390,496.44 98,925,951.22

Fuente: Dictámenes parciales de pago emitidos por C&C Estudios y Proyectos, S.A. de C.V.

Desde la fecha de su contratación y hasta el 30 de junio de 2012, el terce-ro experto ha emitido dictámenes parciales como parte de cada uno de los procesos conciliatorios en cumplimiento al objeto de su contratación antes enunciado (anexo 126), los cuales se muestran en los cuadros 49, 50, 51 y 52.

Cuadro 50. Dictámenes parciales de Dragados Expediente 85/2010

N° de Dictamen



3 23/03/2011 Maquinaria 6,950,796.81 6,950,796.81


75,628,487.72 62,083,901.72

Total 137,964,553.21 124,419,967.21


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Cuadro 51. Dictámenes parciales de Ebramex. Expediente 86/2010

N° de Dictamen



3 23/03/2011 Maquinaria 6,747,844.47 6,747,844.47


34,861,421.98 25,419,136.98

5 06/07/2011 Incremento al precio de la Mano de Obra y mayor permanencia de la mano de obra sindicalizada y de confianza

7,001,397.53 7,001,397.53

6 16/12/2011 Mano de obra programada D-4 y mayor permanencia a mayo 2011 con termina-ción mecánica de plantas

63,606,275.77 19,868,340.98


12,855,946.53 5,854,549.00

Total 176,112,393.84 115,930,776.52


Cuadro 52. Dictámenes parciales de y finales de ICA Fluor Expediente 93/2010

N° de Dictamen


2 24/11/2010 Dictamen parcial mayor permanencia 28,910,604.09 28,910,604.09

3 25/01/2011 Dictamen parcial mayor permanencia 6,108,507.47 6,108,507.47

4 26/04/2011 Sindicato 9,844,886.99

Mano de obra programada D-4, arran-que y prearranque y mayor permanencia

33,597,180.84 49,590,771.43

Mayor permanencia e indirectos 6,148,703.60

Total 49,590,771.43 49,590,771.43


Con fundamento en la opinión emitida por la Unidad de Normatividad en Con-trataciones Públicas, en la audiencia del 17 de junio de 2010 (anexo 122), y por medio de la cual indicó la posibilidad de celebrar convenios parciales de pago según vaya existiendo un avance de los conceptos resueltos y acordados por las partes; los dictámenes parciales que vaya emitiendo el tercero experto y el método de cálculo preliminar elaborado por la Gerencia de Procesos de Contratación mediante el oficio número oficio DCIDP-SOP-GCC-0606-2010, del cual se hizo referencia anteriormente, en el periodo comprendido del 8 de

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julio de 2010 al 30 de junio de 2012, se han venido realizando 35 convenios parciales de pago (anexo 127), con la finalidad de dar flujo de efectivo a las contratistas y que éstas puedan continuar con las actividades pendientes de ejecutar dentro del Proyecto, y que se vieron afectadas en su ritmo de ejecu-ción por la falta de capital de las empresas derivado de las circunstancias atípicas presentadas a nivel mundial que eran de imposible previsión por las partes a la firma de los contratos (cuadros 53, 54, 55 y 56).

Al 30 de junio de 2012, el adeudo a las contratistas por parte de PR es de US$864,441.95 (Ochocientos sesenta y cuatro mil 95/100 dólares estadouni-denses), según los importes dictaminados por el tercero experto y conveni-dos por las partes para pago, comparado con los importes de las facturas presentadas por las contratistas a esa fecha (anexo 128), para los primeros procesos conciliatorios y de US$73;067,466.38 (Setenta y tres millones se-senta y siete mil cuatrocientos sesenta y seis 38/100 dólares estadouniden-ses) para el caso de los segundos procesos conciliatorios, como se muestra en los cuadros 57 y 58.

Cuadro 53. Convenios parciales de pago a Mina-Trico Expediente 84/2010

N° de Convenio Fecha de firma Monto por pagar (US$)

1° Convenio parcial de pago

Método de cálculo de la GCC

08/07/2010 15,000,000

2° Convenio parcial de pago y Resolución parcial del tercero experto (Sindicato)

23/09/2010 17,000,000


Método de cálculo de la GCC

27/10/2010 2,900,000

4° Convenio parcial de pago y Resolución parcial del tercero experto (mayor permanencia)

30/11/2010 19,000,000


04/02/2011 5,200,000


31/03/2011 3,100,000


21/06/2011 9,600,000


08/08/2011 3,000,000


08/09/2011 2,000,000

10° Convenio parcial de pago y Resolución parcial del terce-ro experto (mayor permanencia)

30/04/2012 2,500,000

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La Coordinación Ejecutiva de PR el 29 de octubre de 2010, mediante oficios número DCIDP-CE-204-2010 y DCIDP-CE-205-2010 (anexo 120), realizó con-sultas a la Unidad de Normatividad en Contrataciones Públicas de la SFP, a efecto de que ésta se pronunciara en el sentido de la factibilidad de aplicación del nuevo Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relaciona-dos con las Mismas, a los contratos del proyecto Minatitlán, con el objeto de aplicar el procedimiento para el reconocimiento de aumento en el costo de los insumos establecido su artículo 104, así como la posibilidad de modificar los contratos del Proyecto Minatitlán, para incluir recepciones parciales de las unidades objeto de los contratos

La Unidad de Normatividad en Contrataciones Públicas, de la SFP, a través de los oficios Nos. UNCP/309/AC/0629/2010 y UNCP/309/AC/0630/2010 del 8 de noviembre de 2010 (anexo 123), emitió respuesta a las consultas antes referidas, en los siguientes términos:

[…] Se considera que en el caso concreto que usted plantea, se actualizan los supuestos previstos en el transitorio octavo del RLOP-SRM, por lo que podrán aplicarse a los contratos de mérito las dis-posiciones contenidas en dicho Reglamento, siempre que en térmi-nos del numeral transitorio señalado, Petróleos Mexicanos suscriba los convenios correspondientes con los contratistas de que se trate, atendiendo lo previsto en el artículo 59 párrafo quinto de la LOPSRM y señalando expresamente que no se suscriben dichos convenios para cubrir incumplimientos de la contratista.

[...] Se considera viable, desde el punto de vista normativo, que ese organismo descentralizado lleve a cabo las recepciones parciales de los trabajos, siempre que bajo su responsabilidad acredite que dichos trabajos están terminados, son identificables y susceptibles de utilizarse y conservarse, para lo cual sería necesario celebrar el convenio modificatorio correspondien-te en términos de lo dispuesto por los artículos 59 párrafo sexto de la LOPSRM vigente al momento de celebrarse los contratos correspondientes, y 79 del anterior RLOPSRM […]

Se considera viable, desde el punto de vista normativo, que ese

organismo descentralizado lleve a cabo las recepciones parciales de los trabajos, siempre que bajo

su responsabilidad acredite que dichos trabajos están terminados,

son identificables y susceptibles de utilizarse y conservarse

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En consecuencia a las respuestas emitidas por la SFP a las consultas antes planteadas, se llevaron a cabo primeramente a finales del año 2010 los con-venios generales para las entregas-recepción de trabajos concluidos de los contratos de obra pública mixta N° PR-OP-L-022/04P y a precio alzado y tiem-po determinado N° PR-OP-L-025/04P, PR-OP-L-002/05P y PR-OP-L-001/05P, y posteriormente se celebraron los convenios específicos a los contratos antes citados (anexo 129), en los cuales ya se definieron con precisión los aspectos relativos a las modificaciones de los contratos, como se indica en el cuadro 54.

Cuadro 54. Convenios parciales de pago a Dragados Expediente 85/2010



Método de cálculo de la GCC y Resolución parcial del terce-ro experto (Sindicato)

25/10/2010 15,100,000


01/12/2010 25,000,000


04/02/2011 10,800,000


31/03/2011 4,100,000

6° Convenio parcial de pago y Resolución Parcial del Terce-ro experto (Mayor Permanencia)

21/06/2011 10,000,000


14/07/2011 4,000,000


14/09/2011 4,000,000


30/04/2012 3,000,000

Fuente: Convenios parciales de pago acordados entre PR y las contratistas, con el aval normativo de la SFP.

Con fechas 11 y 12 de noviembre de 2010, se llevaron a cabo ante la SFP las quin-tas audiencias de conciliación (anexo 122), en las cuales se acordó lo siguiente:

Pemex Refinación señala que, además de las modificaciones a las cláusulas del contrato correspondiente, para que resulte posible la mencionada recepción parcial de trabajos es preci-so realizar otras que se relacionan, entre otros rubros, con la modificación a las disposiciones relativas a la entrega de los libros de proyecto, una definición del papel la contratista en las pruebas de arranque y la incorporación de las cláusulas que establezcan la figura de un perito como instancia para la reso-lución de controversias.

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Cuadro 55. Convenios parciales de pago a Ebramex Expediente 86/2010



Método de cálculo de la GCC y Resolución parcial del

tercero experto (Sindicato)

23/09/2010 17,000,000

3° Convenio parcial de pago Metodología GCC 27/10/2010 6,600,000


30/11/2010 21,000,000


04/02/2011 9,300,000


31/03/ 2011 4,100,000


21/06/2011 10,100,000


08/08/2011 3,000,000


08/09/2011 4,000,000


30/04/2012 2,500,000


Cuadro 56. Convenios parciales de pago a ICA Fluor Expediente 93/2010



01/12/2010 13,000,000


04/02/2011 6,100,000

4° Convenio parcial de pago y Resolución final del tercero experto (mayor permanencia y Sindicato)

21/06/2011 10,000,000


20/07/2011 2,000,000


14/09/2011 2,000,000


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Cuadro 57. Primer proceso de conciliación

Nombre la contratista y Número de Expediente

Monto dictaminado por el tercero experto (US$)

Monto dictaminado por el tercero experto para pago (US$)

Número de facturas emitidas por la contratista

Importe de las facturas (US$)

Ebramex 53/2007 40,901,005.00 40,901,005.00 41 40,812,192.82

Mina-Trico 52/2007 47,052,255.00 47,052,255.00 25 46,636,348.13

Dragados 41/2007 79,925,451.00 79,925,451.00 55 79,565,728.10

Samsung 55/2007 12,291,783.11 12,291,783.11 9 12,291,783.11

Total 180,170,494.11 89 179,306,052.16

Saldo 864,441.95

Fuente: Dictámenes parciales de C&C Estudios y Proyectos, S.A. de C.V., y facturas emitidas por las contratistas.

Cuadro 58. Segundo proceso de conciliación

Nombre la contratista y Número de Expediente

Monto dictaminado por el tercero experto (US$)

Monto dictaminado por el tercero experto para pago (US$)

Número de facturas emitidas por la contratista

Importe de las facturas (US$)

Dragados 85/2010 137,964,553.21 124,419,967.21 9 101,000,000.00

Ebramex 86/2010 176,112,393.84 115,930,776.52 10 92,600,000.00

ICA 93/2010 49,590,771.43 49,590,771.43 6 42,900,000.00

Total 388,867,466.38 39 315,800,000.00

Saldo 73,067,466.38

Fuente: Dictámenes parciales de C&C Estudios y Proyectos, S.A. de C.V., y facturas emitidas por las contratistas.

Pemex

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Cuadro 59. Fechas de firma de los convenios general y específicos para las entregas-recepción de los trabajos concluidos

Contratista Tipo de convenio

General Específico

Ebramex 14/12/2010 28/06/2011

Dragados 14/12/2010 28/06/2011

ICA 14/12/2010 12/09/2011

Mina-Trico 14/12/2010 28/06/2011

Fuente: Convenios celebrados de Pemex con las Contratistas

Que el reclamo relativo al impacto económico, causado por los cambios en la paridad cambiaria, sea analizado a partir de la aplicación del artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, para lo cual la entidad reiteró su disposición en allegar a la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas, los elementos que considere necesarios para la emisión de los lineamientos a que se refiere el precepto legal de referencia, conforme a los cuales sea analizado el recla-mo que nos ocupa:

Que, ante la necesidad de analizar diversa información adicional, lo cual ha implicado una labor mayor a la establecida desde un ini-cio, y en consideración a que ha sido acordada la incorporación de las órdenes de cambio a sus trabajos, procurarán en lo sucesivo formalizar un convenio de ampliación en el plazo y en el monto –con el tercero experto–, así como en el programa de trabajo esti-pulado originalmente.

La Residencia de Obra, elaborará una relación de las órdenes de cambio en la que se determinará aquéllas cuya procedencia no reconoce, a fin de incorporarlas a los trabajos de C&C Estudios y Proyectos, S.A. de C.V.

En base al criterio emitido por la Unidad, mediante oficio UNAOPSPF/309/OP/0.-348/2007, del 1 de octubre de 2007, emitido en el marco del procedimiento de conciliación tramitado por la Direc-ción General Adjunta de Conciliaciones con el número de expediente 53/2007, en el cual se permite diferir el ejercicio de derechos y obliga-ciones contractuales, se determina que se suspende la aplicación de retenciones económicas y penas convencionales a partir de esta fecha, hasta en tanto se formalice el convenio correspondiente del que se desprenda una reprogramación de los trabajos o se de-termine la imputabilidad en los atrasos de la ejecución de la obra, en cuyo caso se levantará dicha suspensión.

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En el actuar de los procedimientos de conciliación, PR manifestó que se habían venido verificando distintas órdenes de cambio durante la ejecución de los contratos, en atención a la importancia que tienen para la resolución del reclamo de mayor permanencia en obra, pues de ahí derivan los trabajos que PR ha solicitado a la contratista y que no se encontraban previstos en el programa original; solicitando en la cuarta audiencia de conciliación dentro de los procesos conciliatorios que las órdenes de cambio fuesen incorporadas a los mismos, a fin de que su aceptación por parte de la Residencia de Obra, agilice los trabajos del tercero experto para la emisión de sus dictámenes en relación con el citado reclamo.

En cuanto a este tema de las órdenes de cambio que afectan al proyecto, y las cuales impactan en el reclamo de mayor permanencia presentado por las contratistas, se determinó clasificar a éstas en cuatro grupos de la siguiente manera:

• 1er. grupo.- Integrado por las órdenes de cambio que actualmente son materia de los trabajos del tercero experto, respecto de las cuales habrá de pronunciarse acerca de su impacto en monto y plazo.

• 2do. grupo.- Conformado por las órdenes de cambio respecto de las cuales existe acuerdo conceptual, así como en el monto que de ellas se deriva y de las cuales un número pendiente por precisar habrá de ser sumado a los trabajos del tercero experto, a fin de que determine el impacto que éstas producen en el plazo de ejecución de los trabajos.

• 3er. grupo.- Relativo a las órdenes de cambio que se han generado durante la ejecución de los trabajos hasta la formalización de las re-cepciones parciales, y que no forman parte de los grupos anteriores, respecto de las cuales las partes están de acuerdo en el impacto que tienen en monto, pero no en la afectación que producen en el plazo de ejecución de la obra, las cuales habrán de ser incorpora-das a los trabajos del tercero experto.

• 4to. grupo.- Correspondiente a las órdenes de cambio que se ge-neraron a partir de la formalización de las recepciones parciales en comento, mismas que las partes procurarán consensuar entre sí, a fin de añadirlas a la labor del tercero experto.

En razón de lo anterior, las partes determinaron que el tercero experto, quien viene estudiando los reclamos de mayor permanencia y las afec-taciones por en el cambio en las condiciones salariales del STPMRM, fuese el perito que atendiese el análisis de estas órdenes de cambio; esto por ya tener un conocimiento amplio del proyecto, situación bene-ficiosa para una pronta emisión de los dictámenes de dichas órdenes de cambio.

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Cuadro 60. Segundo proceso conciliatorio: órdenes de cambio dictaminadas por el tercero experto hasta el 30 de junio de 2012

Contrato Proceso Grupo Número de órdenes de cambio dictaminadas por el tercero experto

Fecha del primer dictamen

Fecha del último dictamen

Ebramex 86/2010 1 20 21/10/2011 28/05/2012

2 1 28/05/2012 28/05/2012

3 3 28/05/2012 28/05/2012

Subtotal: 24

Mina-Trico 84/2010 1 21 21/10/2011 04/04/2012

2 4 28/05/2012 28/05/2012

3 3 28/05/2012 28/05/2012

Subtotal: 28

Dragados 85/2010 1 12 05/10/2011 05/10/2011

2 11 22/02/2012 22/02/2012

3 1 22/02/2012 22/02/2012

Subtotal: 24

Ica Fluor 93/2010 1 9 21/10/2011 04/04/2012

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Subtotal: 9

Total 85

Fuente: Dictámenes del Tercer Experto

Los días 3 y 4 de febrero de 2011 se llevaron a cabo ante la SFP las sép-timas audiencias de conciliación (anexo 122) en las cuales, entre otros asuntos, se trató y acordó lo relativo al tercer reclamo, consistente en la reclamación de las contratistas por las afectaciones sufridas en sus gastos por la variación en la paridad cambiaria, en el siguiente sentido:

La Dirección General Adjunta de Conciliaciones inició la presen-te sesión refiriéndose en primer término al tercer reclamo de esta conciliación formulado por la contratista, relativa a las afectaciones que ha sufrido con motivo de las variaciones en la paridad cambia-ria peso-dólar durante la ejecución del contrato.

[...] el Ing. Iturbide Ruiz solicitó la opinión de la Unidad de Nor-matividad de Contrataciones Públicas en cuanto a los siguientes aspectos:

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a) Si, para efecto del análisis de dicho reclamo, debe conside-rarse no sólo el plazo original del contrato sino también el periodo de prórroga del mismo, hasta su conclusión;

b) Si, en el estudio de referencia, deben precisarse las activi-dades en las cuales se habrían presentado las afectaciones reclamadas por las contratistas;

c) Cuál es el tipo de cambio que debe tomarse en cuenta para efecto del estudio de dicho reclamo; o bien, si debe conside-rarse una proyección del dólar a la alza con relación al peso mexicano, y

d) La obligación de la entidad de requerir las reducciones, en términos del artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servi-cios Relacionados con las Mismas.

La Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas señaló que:

[…] de conformidad con sus atribuciones, únicamente se encuen-tra en posibilidad de emitir lineamientos para el reconocimiento de las circunstancias económicas que se prevén en el artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, de conformidad con los aspectos y circunstancias que ofrezcan las partes en un documento, para lo cual deberán considerarse tanto los incrementos como los decrementos del tipo de cambio, por ser obligación de las entidades y dependencias requerir las reducciones

[…] la contratista presentará a la Entidad el estudio económico que refleje el monto de sus afectaciones durante el periodo real de eje-cución del contrato, incluyendo en él, las prórrogas […] siendo que Pemex procederá a su análisis, y en su caso […] lo presentará a la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas, a fin de que ésta reconozca la actualización de las mencionadas circunstancias de carácter general

[...] ¿Es normativamente factible que las partes, una vez determi-nada la fecha real de terminación de los trabajos, formalicen ésta a través del convenio respectivo aun cuando la última fecha de terminación convenida entre las partes ya se haya rebasado?

[...] la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas hizo re-ferencia a que con anterioridad en este procedimiento conciliatorio se pronunció en el sentido de que las partes sí pueden adoptar el Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, vigente a partir del 29 de julio de 2010 y que, por virtud de ese criterio normativo, es dable atender lo dispuesto por el artículo 79 del Reglamento de la Ley en comento

[…] el criterio de la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas consiste en que los contratos no finalizan una vez que se rebasa la fecha formal de conclusión de los trabajos prevista en ellos, sino hasta en tanto se elabora el acta de extinción de dere-

La contratista presentará a la Entidad el estudio económico que

refleje el monto de sus afectaciones durante el periodo real de ejecución

del contrato, incluyendo en él, las prórrogas […] siendo que Pemex procederá a su análisis, y en su

caso […] lo presentará a la Unidad de Normatividad de Contrataciones

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chos y obligaciones, por lo que no existe impedimento a que las partes celebren los convenios respectivos, aun cuando la última fecha de terminación convenida entre ellas se haya rebasado.

Con respecto a la procedencia de continuar con la ejecución de los trabajos y seguir efectuando pagos por parte de la residencia de obra se comentó lo siguiente:

[…] el criterio normativo anterior permite que las partes continúen eje-cutando los trabajos correspondientes al contrato que nos ocupa, y efectuar pagos a los contratistas, pues dicho contrato aún continúa vigente, como se ha sostenido, hasta que se suscriba la mencionada acta de extinción de derechos y obligaciones

[…] En tales condiciones, y con apoyo a los criterios emitidos en este procedimiento conciliatorio por la Unidad de Normatividad de Contrata-ciones Públicas, en este acto las partes acuerdan adoptar lo dispuesto por el artículo 79 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servi-cios Relacionados con las Mismas, vigente a partir del 29 de julio de 2010, lo cual les permite continuar con la ejecución de los trabajos y efectuar los pagos procedentes.

Para dar cumplimiento a lo solicitado por la Unidad de Normatividad de Con-trataciones Públicas de la SFP, se realizaron diversas reuniones entre PR y las contratistas para determinar las afectaciones sufridas por el reclamo de paridad cambiaria.

Como consecuencia de múltiples reuniones, el 4 de julio de 2011 se presentó ante la Unidad de Normatividad de la SFP, el oficio PXR-CEIL-116-2011 (ane-xo 120), el cual viene acompañado de dos estudios realizados por expertos economistas, con la metodología correspondiente, de acuerdo con el cual las empresas afirman que sí se actualizaron las circunstancias económicas de carácter general previstas en el referido artículo 59 de la LOPSRM, por cuanto a las variaciones en la paridad cambiaria del peso frente al dólar, asimismo, integra la postura de PR, pronunciándose en él en términos generales sobre el reconocimiento de la existencia de las mencionadas circunstancias económi-cas de tipo general y se estableció la metodología que para la entidad resulta viable para dar una solución a este reclamo.

Es de señalar que hasta el 30 de junio de 2012, la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas, tal como consta en las actas de audiencia no se ha pronunciado en cuanto a la emisión de una respuesta al oficio PXR-CEIL-116-2011, ni a las peticiones formuladas al respecto por la contratista dentro de las audiencias de conciliación.

Para dar cumplimiento a lo solicitado por la Unidad de

Normatividad de Contrataciones Públicas de la SFP, se realizaron

diversas reuniones entre PR y las contratistas para determinar las afectaciones sufridas por el reclamo de paridad cambiaria.

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2. Entrega del proyecto

Procesos de entrega-recepción de las obras contratadasDerivado de la modificación en los plazos estipulados para la ejecución y puesta en marcha de los trabajos del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, PR planteó una estrategia para llevar a cabo la recepción parcial de las plantas que se encontraban en condi-ciones de operación. Para ello, realizó las siguientes consultas de orden normativo:

• Con fecha 29 de octubre de 2010, mediante los oficios DCIDP-CE-204-2010 y DCIDP-CE-205-2010, la Coordinación Ejecutiva de PR, realizó consultas a la Unidad de Normatividad en Contrata-ciones Publicas de la SFP, a efecto de que se pronunciara en el sentido de si era factible la aplicación del nuevo RLOPSRM, en su artículo 104, con el objeto de aplicar el procedimiento para el reconocimiento de aumento en el costo de los insumos, así como la posibilidad de modificar los contratos del proyecto, para incluir recepciones parciales de las unidades objeto de los contratos.

• Con fecha 8 de noviembre de 2010, a través de los oficios UNCP/309/AC/0629/2010 y UNCP/309/AC/0630/2010, la Unidad de Normatividad en Contrataciones Públicas, de la SFP, emitió res-puesta a las consultas a que se refiere el párrafo anterior, en los términos siguientes:

– Pregunta 1. “Se considera que en el caso concreto que usted plantea, se actualizan los supuestos previstos en el transitorio octavo del RLOPSRM, por lo que podrán aplicarse a los contra-tos de mérito las disposiciones contenidas en dicho Reglamen-to, siempre que, en términos del numeral transitorio señalado, Petróleos Mexicanos suscriba los convenios correspondientes con los contratistas de que se trate, atendiendo lo previsto en el artículo 59 párrafo quinto de la LOPSRM y señalando ex-presamente que no se suscriben dichos convenios para cubrir incumplimientos la contratista.”

– Pregunta 2. “Se considera viable desde el punto de vista nor-mativo que ese organismo descentralizado lleve a cabo las recepciones parciales de los trabajos, siempre que bajo su responsabilidad acredite que dichos trabajos están termina-dos, son identificables y susceptibles de utilizarse y conser-varse, para lo cual sería necesario celebrar el convenio modi-ficatorio correspondiente en términos de lo dispuesto por los artículos 59 párrafo sexto de la LOPSRM vigente al momento de celebrarse los contratos correspondientes, y 79 del anterior RLOPSRM […]”

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• Con fecha 7 de diciembre de 2010, se llevó a cabo ante la SFP la quinta audiencia de conciliación, en la cual se indicó lo siguiente respecto a las recepciones parciales de los trabajos:

– “Pemex Refinación expresó que las partes se encuentran próxi-mas a efectuar la entrega-recepción de los trabajos; sin em-bargo, manifestó que, de acuerdo con el criterio emitido por la Unidad de Normatividad de Contrataciones Públicas, primero es necesario celebrar el convenio correspondiente para después celebrar el acta de entrega recepción, y por ello propone en este acto a la contratista, la celebración de un convenio general que permita la celebración de la entrega-recepción de los trabajos concluidos y, posteriormente en un convenio diverso, precisar los detalles correspondientes a las modificaciones que el con-trato que nos ocupa deba sufrir con motivo de tales recepciones parciales.

Es de señalar que la Unidad de Normatividad de Contratacio-nes Públicas […] expresó su aprobación al respecto, pues indica que a fin de llevar a cabo las recepciones parciales en comento, es menester que las partes suscriban un instrumento, que bien puede ser de naturaleza general, y posteriormente, definir con precisión los aspectos relativos a la modificaciones al contrato que nos ocupa.”

Derivado de las anteriores consultas, PR procedió a realizar convenios generales y específicos para la recepción de las diferentes unidades construidas por los IPC, que ya se encontraban listas para entrar en operación.

Paquete IPC 2Derivado del Convenio general del 14 de diciembre de 2010 y del Convenio especifico del 12 de septiembre de 2011 para el contrato PR-OP-L-022/04P, se establecieron los acuerdos para llevar a cabo las pruebas de comporta-miento equivalente y entregas parciales de la Unidades, como se describe a continuación:

Planta de aguas amargas número 3

• Del 16 al 20 de noviembre de 2010, se llevó a cabo la prueba de comportamiento equivalente de la U-70000 de la Planta de aguas amargas Número 3; la terminación de las pruebas quedó estipulada en la minuta de junta número MIN-PMINA-REF-0596. Una vez con-cluida la prueba, se estableció que la U-70000 continuaría en ope-ración a 6 Mbpd hasta el arranque y estabilización de la U-75000.

• Conforme a lo programado, del 26 al 29 de noviembre de 2010, se realizó la prueba de comportamiento equivalente en la U-75000 de la Planta de aguas amargas número 3, y la certificación de la ter-minación de la prueba se consignó en la minuta de junta número MIN-PMINA-REF-00600. Asimismo, a la conclusión de la prueba se

Derivado de las anteriores consultas, PR procedió a

realizar convenios generales y específicos para la recepción

de las diferentes unidades construidas por los IPC, que ya

se encontraban listas para entrar en operación.

Trenes de la Planta de aguas amargas

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estableció que la U-75000 continuaría en operación circulando de-rivado del bajo nivel en el tanque TV-2009 y que, una vez que se obtuviera un nivel de 45%, se llevaría a efecto la reiniciación de la operación de la Unidad.

• La Gerencia de Proyectos de Modernización y Ampliación de Capa-cidad (GPM), el Grupo Técnico de Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán (área usuaria) e ICA Flour & Daniel acordaron que al concluir la prueba de comportamiento equivalente de la U-75000, se programaría la prueba de comportamiento de la U-60000.

• Durante el periodo del 22 al 25 de febrero de 2011, según lo acor-dado previamente, se procedió con las pruebas de comportamiento equivalente de la U-65000 de la Planta de aguas amargas número 3; la terminación de la muestra de comportamiento fue registrada en la minuta de junta número MIN-PMINA-REF-0626. Posterior a la terminación de las pruebas, la U-65000 continuó en operación bajo la responsabilidad del personal de área usuaria.

Planta de servicios auxiliares

• El 30 de diciembre de 2011, en la adenda del Acta circunstancia-da número AERF-IPC2-081 de entrega recepción física parcial de la unidad Planta de servicios auxiliares y su Subestación eléctrica SE-2R”, se hace referencia al oficio número PXR-SPR-GPM-RO/ICA-05705, de donde se desprende el requerimiento de disponer de la Planta de servicios auxiliares, para proporcionar el suministro de va-por de agua, agua desmineralizada, aire de instrumentos, aire de planta, distribución de ácido sulfúrico, recepción y tratamiento de condensados aceitoso y limpio, así como energía eléctrica en dife-rentes tensiones, necesarias para el precomisionamiento, comisio-namiento, arranque y operación de la propia Unidad y de las plantas de proceso que forman parte del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

El 14 de febrero de 2011, la contratista notifica su aceptación del requerimiento de entrega mediante el oficio número ICA/PXR-SPR-GPM-RO-13601, basado en que han sido terminadas, probadas, verificadas, eran identificables y susceptibles de utilizarse y ope-rarse por sí solas las obras realizadas bajo la modalidad de precio alzado.

Obras de integración

• Con fecha 30 de octubre de 2009, se realizó el Acta circunstanciada número AERF-IPC2-039 de entrega-recepción física parcial de las instalaciones terminadas correspondiente al gasoducto de 12” de D.N. x 12 km, en su tramo correspondiente desde Los Cocodrilos hasta el interior de la Refinería Lázaro Cárdenas, para el suministro de gas al proyecto de reconfiguración (PQ-35), considerando como alcance lo siguiente: Área de trampa de envío en Cocodrilos, Área de Peras I, Área de válvulas de seccionamiento, Área de Tacoteno II, Área de trampa de recibo de diablos, Área de refinería I, Área de patín de regulación de baja presión, Área de Cosoleacaque y Tra-yectoria de la línea.

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• El 7 de septiembre de 2011, mediante el Acta circunstanciada núme-ro AERF-IPC2-0115 de entrega recepción física parcial del oleoducto de 30” de D.N. x 12 km de longitud (PQ-36), se hace referencia al oficio número PXR-SPR-GPM-RO/ICA-06169 del 14 de junio de 2011, de donde se desprende el requerimiento de disponer del citado oleoducto, que es parte de los Paquete de obra del sistema de crudo de la Refinería Lázaro Cárdenas.

El 29 de junio de 2011, mediante el oficio ICA/PXR-SPR-GPM-RO-14180, se recibe la notificación de terminación del citado pa-quete de obra por parte de la contratista, informando que dichas obras fueron terminadas, probadas, verificadas, eran identificables y susceptibles de utilizarse y operarse por sí solas.

Paquete IPC 3Como parte de los acuerdos establecidos en el convenio general y es-pecifico de fecha 14 de diciembre de 2010 y 28 de junio de 2011 para el contrato PR-OP-L-025/04P, se realizaron las pruebas de comportamiento equivalentes y entregas parciales en las plantas del paquete como se des-cribe a continuación:

Planta catalítica FCC-2 U-13000.

• El 16 de mayo de 2012, mediante el oficio número PXR-SP-RGLC-293-2012, se informó que el 25 de noviembre de 2011 se for-malizó la recepción parcial contractual de la U-13000 y que la misma se encuentra a cargo del Sector Operativo Número 9 desde el 17 de noviembre de 2011.

• Durante el periodo del 10 al 12 de noviembre de 2011, se efectuó la prueba de comportamiento equivalente en la planta, estableciéndo-se la capacidad de proceso de la FCC-2 en 35,000 Bpd.

Planta combinada 100% Maya U-10000.

• El 16 de mayo de 2012, mediante el oficio número PXR-SP-RGLC-294-2012, se notificó que el 19 de noviembre de 2011 se for-malizó la recepción parcial contractual de la U-10000, misma que se encontraba a cargo del Sector Operativo Número 8 desde el 21 de septiembre de 2011.

• La prueba de comportamiento equivalente en esta planta se desa-rrolló del 16 al 18 de septiembre de 2011.

Unidad hidrodesulfuradora de diesel U-24000.

• El 27 de septiembre de 2010 se reunieron PR, la contratista y el licenciante para verificar el reporte presentado por la contratista (conforme a lo establecido en la cláusula 15, el anexo 11 y demás relativos al contrato) y hacer constar las pruebas de comportamien-to equivalentes efectuadas en el periodo del 22 al 25 de septiembre de 2010.

En la citada reunión se aprobaron los resultados de las pruebas de comportamiento equivalentes y se hizo constar su operatividad.

Desmineralizadora de aguay calderas de laPlanta de servicios auxiliares

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Paquete IPC 4Conforme a lo establecido en el convenio general y en el convenio especí-fico, del 14 de diciembre de 2010 y 28 de junio de 2011, respectivamente, se acordó realizar las pruebas de comportamiento equivalentes y entre-gas parciales en las diferentes plantas que integran el paquete.

Unidad hidrodesulfuradora de gasóleos U-11000.

• El 28 de febrero de 2012, mediante el acta número ARP-IPC4-03, se hizo constar que en la reunión del 3 de diciembre de 2011 entre los representantes de la GPM, el área usuaria, la contratista y el técnico del licenciador ABB Lumus, se determinó por mutuo acuer-do dar por satisfactorio el resultado de las pruebas de comporta-miento equivalentes, además de quedar bajo responsabilidad de PR la operación, cuidado, custodia, control, conservación y mante-nimiento de la planta.

Unidad generadora de hidrógeno U-20000.

• El 8 de diciembre de 2010, mediante el Acta circunstanciada de recepción parcial número ARP-IPC4-01 se informó que se tenía el sustento, conocimiento y constancia de que el área usuaria (PR) se encontraba utilizando la producción de hidrógeno de la planta para el suministro a la nueva Planta hidrodesulfuradora de diesel UBA, además de estipular el requerimiento de la continuación en operación de la Unidad de hidrógeno.

Unidad recuperadora de azufre

• El 5 de junio de 2012, mediante acta de entrega-recepción parcial número ARP-IPC4-02, se formalizó la entrega de la Unidad recupe-radora de azufre, Sección Claus trenes 1, 2, 3, 4, Servicios comu-nes, Secciones LTGT, Área de carga y almacenamiento de azufre, como se detalla a continuación:

– Tren 1. En la minuta del 1 de diciembre de 2010, entre las áreas de PR, el área usuaria y la GPM, se acordó que “[…] En el caso de la Planta de azufre, tren 1, se documentarán las condicio-nes actuales de operación para poder recibir sin prueba de comportamiento por falta de volumen suficiente de carga […]”. En consecuencia, se confirmó que no existían las condiciones adecuadas de carga para efectuar la prueba de comporta-miento del tren 1 de la Planta recuperadora de azufre. Por este motivo, el área operativa de PR se hizo cargo de la custodia, mantenimiento y operación del mencionado tren a partir del 9 de diciembre de 2010.

– Tren 2. Por la falta de volumen de gas ácido, no se efectuaron las pruebas de comportamiento de este tren. No obstante, me-diante minuta número MIN-PMINA-INE-01419 del 27 de noviem-bre de 2011, PR y la contratista acordaron no llevar a cabo las pruebas de comportamiento.

Asimismo, ante la necesidad de PR de continuar con la opera-

Conforme a lo establecido en el convenio general y en el

convenio específico, del 14 de diciembre de 2010 y 28 de junio

de 2011, respectivamente, se acordó realizar las pruebas de comportamiento equivalentes

y entregas parciales en las diferentes plantas que integran el

paquete.

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ción de este tren, se acordó que el área operativa de PR debería estar a cargo de la operación, cuidado, custodia, control, con-servación y mantenimiento del tren 2 a partir del 27 de noviem-bre de 2011

– Tren 3. Conforme a contrato, las pruebas de comportamiento se efectuaron durante 72 horas consecutivas, y las mismas fue-ron aprobadas. En virtud de lo anterior, y conforme a la minuta número MIN-PMINA-INE-01469, el tren 3 quedó bajo la respon-sabilidad de PR, incluyendo su operación, cuidado, custodia, control, conservación y mantenimiento a partir del 5 de marzo de 2012.

– Tren 4. Posterior a la realización y aprobación de las pruebas de comportamiento correspondientes, conforme a lo acordado en la minuta número MIN-PMINA-INE-01466, el tren 4 quedó bajo la responsabilidad de PR, incluyendo su operación, cuidado, custodia, control, conservación y mantenimiento a partir del 4 de marzo de 2012.

– Secciones LTGT. Posterior a la aprobación de las pruebas de comportamiento equivalentes de la sección LTGT de los trenes 1 y 2 (U-500), conforme a lo acordado en la minuta número MIN-PMINA-INE-01513, esta sección quedó bajo la responsabilidad de PR, incluyendo su operación, cuidado, custodia, control, conservación y mantenimiento a partir del 16 de mayo de 2012.

Asimismo, después la aprobación de las pruebas de compor-tamiento equivalentes de la sección LTGT de los trenes 3 y 4, conforme a lo acordado en la minuta número MIN-PMINA-INE-01526, esta sección quedó bajo la responsabilidad de PR, incluyendo su operación, cuidado, custodia, control, conserva-ción y mantenimiento, lo cual se registró en la minuta a partir del 29 de mayo de 2012.

Paquete IPC 5Conforme a lo establecido en el convenio general y en el convenio especí-fico, del 14 de diciembre de 2010 y 28 de junio de 2011, respectivamente, se acordó realizar las pruebas de comportamiento equivalentes y entre-gas parciales en las diferentes plantas que integran el paquete.

Planta de coquización retardada y Planta de gas asociada

• El 29 de enero de 2012, mediante la minuta número MIN-PMINA-EBM-00926, se formalizó la conclusión de las pruebas de com-portamiento equivalente para ambos trenes (tren número 1 con V-31001, V-31002 y tren número 2 con V-31003 y V-31004), que-dando de conformidad que el personal operativo de Embramex dejaría de efectuar las funciones de operación y mantenimiento y quedarían bajo la responsabilidad del personal del área operativa y de mantenimiento de PR.

Después la aprobación de las pruebas de comportamiento

equivalentes de la sección LTGT de los trenes 3 y 4, conforme a lo

acordado en la minuta número MIN-PMINA-INE-01526, esta sección

quedó bajo la responsabilidad de PR, incluyendo su operación,

cuidado, custodia, control, conservación y mantenimiento, lo

cual se registró en la minuta a partir del 29 de mayo de 2012.

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• Adicionalmente, el 25 de febrero de 2012, se suscribió el Acta cir-cunstanciada de recepción parcial de la Planta de coquización retardada y Planta de gas asociada número ACRP-COQUE-001. A pesar de que se tenían trabajos pendientes de efectuar, se an-tepuso el requerimiento de PR de continuar con la operación de la Planta de coquización retardada y Planta de gas asociada debido a que eran imprescindibles para la operación global del proyecto de reconfiguración de la refinería. Por este motivo, PR por con-ducto de la Residencia de Obra y de la Dirección del Proyecto del Paquete 5, dependientes de la Coordinación de Proyectos de Modernización y Ampliación de Capacidad y la contratista, realiza-ron la aceptación parcial de la Planta de coquización retardada y Planta de gas asociada U-31000.

Planta regeneradora de amina

• El 30 de enero de 2012, mediante la minuta número MIN-PMINA-EBM-00928, se dieron por concluidas las pruebas de comporta-miento equivalentes de la Planta regeneradora de amina.

• El 25 de febrero de 2012, a través del Acta circunstanciada número ACRP-DEA-001, se efectuó la recepción parcial de la Planta rege-neradora de amina. A pesar de que se tenían trabajos pendientes de efectuar, se antepuso el requerimiento de PR de continuar con la operación de la Planta de coquización retardada y Planta de gas asociada, debido a que esta planta era imprescindible para la operación global del proyecto de reconfiguración. Por este mo-tivo, PR por conducto de la Residencia de Obra y de la Dirección del Proyecto del Paquete 5, dependientes de la Coordinación de Proyectos de Modernización y Ampliación de Capacidad y la con-tratista, efectuaron la aceptación parcial de la Planta regeneradora de amina U-50000.

Planta hidrodesulfuradora de naftas de coquización U-12000.

• Como consecuencia de los resultados satisfactorios de las prue-bas de comportamiento equivalentes, mediante la minuta número MIN-PMINA-EBM-00890, se estableció que PR, a través del área usuaria, tomaría el control de la operación de la Unidad hidrodesul-furadora de naftas de coquización a partir del 25 de agosto de 2011.

• Adicionalmente, el 5 de noviembre de 2011, se suscribió el Acta circunstanciada de recepción parcial de la Planta de coquización retardada y Planta de gas asociada número ACRP-HDSNC-001. A pesar de que se tenían trabajos pendientes de efectuar, se ante-puso el requerimiento de PR de continuar con la operación de la Planta hidrodesulfuradora de naftas de coquización debido a que esta planta era imprescindible para la operación global del pro-yecto de reconfiguración. Por este motivo, PR por conducto de la Residencia de Obra y de la Dirección del Proyecto del Paquete 5, dependientes de la Coordinación de Proyectos de Modernización y Ampliación de Capacidad y la contratista, efectuaron la aceptación parcial de los trabajos.

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Paquete IPC-6Como parte de los acuerdos derivados del convenio general y especifico para el contrato PR-OP-L-003/05P, se efectuaron las pruebas de compor-tamiento equivalentes y entregas parciales en las diferentes plantas que integran el paquete.

Planta de alquilación U-18000

• El 22 de noviembre de 2011, con base en lo establecido en la mi-nuta número MIN-PMINA-SIM-00393, se efectuaron las pruebas de comportamiento equivalentes para la Planta de alquilación U-18000 y Servicios comunes, con una carga de 6,500 Bpd de butano-butileno proveniente de la esfera TE-2002, más 2,000 Bpd de isobutano proveniente de la esfera TE-306.

• Durante las pruebas de comportamiento se verificó por CPMAC, UOP y Samsung el comportamiento mecánico de los equipos en operación en la Planta de alquilación U-18000 (responsabilidad de la contratista Samsung) y la verificación de las condiciones de proceso (Garantías del Licenciador UOP), con resultados satisfac-torios de las pruebas.

En consecuencia, la U-18000 y Servicios Comunes quedaron bajo la responsabilidad del Sector Operativo Número 9 de PR, sin libe-rar al contratista de concluir los pendientes que de común acuerdo fueron incluidos en el anexo del acta correspondiente.

Hidrogenoducto

Como parte de los acuerdos derivados del convenio general y especifico para el contrato ROPL03309P, se efectuaron las entregas parciales de acuerdo a lo siguiente:

• El 28 de noviembre de 2011, el residente de obra a través del oficio N° PXR-SPR-CPMAC-ROH/PDI-304A-2011 solicitó a la contratista el requerimiento de disponer del Sistema del HD de 10” de D.N. por 25.4 km del Complejo Petroquímico La Cangrejera a la Refinería Lá-zaro Cárdenas, con la finalidad de que el citado complejo petroquí-mico dispusiera de la operación de las instalaciones para la alimen-tación requerida de gas hidrógeno para el arranque de las plantas del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

• El 29 de noviembre de 2011, mediante el oficio número PDI/PXR-SPR-CPMAC-ROH-857/2011, la contratista notifica su aceptación al requerimiento de entrega de las obras en mención, informando que dichas obras fueron concluidas, probadas, verificadas, eran identificables y susceptibles de utilizarse y operarse.

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Finiquito de contratosEn este apartado se documentan los procedimientos de finiquito que tu-vieron efecto al 30 de junio de 2012, de los IPC y GEP del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas.

Paquete IPC 1

La realización del paquete se formalizó a través del contrato PR-OP-L-043-03P, suscrito por PR con las empresas Tradeco Infraestructura, S.A. de C.V. y Ranger de Tabasco, S.A. de C.V., en asociación.

El 24 de octubre de 2005, con la conclusión de los trabajos, se procedió a realizar el acta de finiquito del contrato(anexo 131).

El 27 de octubre de 2005 se formalizo el acto de entrega-recepción física de los trabajos consignados en el contrato (anexo 132).

En la ejecución del paquete IPC 5, la inversión fue por 488.7 M$ y tuvo una duración de 634 días naturales.

Contrato GEP 1

Los servicios de Gerencia Externa de Proyectos del paquete IPC 1 se for-malizaron mediante el contrato PR-SO-L-044/03P con las empresas aso-ciadas Societé Generale de Surveillance de México, S.A. de C.V., Urba Ingeniería, S.A. de C.V. y SGS Qualitest, S.A. de C.V.

El monto original del contrato fue por 20.3 M$ y un plazo de vigencia de 720 días naturales. No obstante, durante la ejecución de los servicios de supervisión se generaron convenios modificatorios y anexos para los factores de ajuste de los costos al contrato, mismos que reflejaron un incremento al monto original, por lo que el monto del contrato final fue de 25.1 M$.

El 17 de febrero de 2006 se celebró el acto de finiquito del contrato (anexo 133).

Contrato GEP 6

Los servicios de Gerencia Externa de Proyectos del paquete IPC 6 se formalizaron mediante el contrato PR-SO-L-020/04P con las empresas en asociación Jacobs Engineering de México, S.A. de C.V., UHDE Ja-cobs México, S.A. de C.V. y Visión Integral Generadora de Empresas Nacionales, S.A. de C.V.

El monto original contratado fue de 79.57 M$ y un plazo de vigencia de 1,258 días naturales. No obstante, durante la vigencia del contrato se aplicaron cuatro convenios modificatorios y tres anexos para los factores de ajuste de costos, lo cual adicionó un importe de 12.7 M$ al contrato, por lo que el monto del contrato final fue de 92.3 M$.

El 9 de mayo de 2008 se celebró el acto de finiquito del contrato (anexo 134).

el monto original del contrato y un plazo de vigencia de 720

días naturales.

20.3 M$

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Proyecciones a noviembre de 2012Las acciones proyectadas en el periodo agosto-noviembre de 2012 para la conclusión de los trabajos de la reconfiguración y por paquete son las siguientes:

Generales de la reconfiguración

• Pago de los dictámenes finales a los contratistas IPC.

• Entrega del refaccionamiento faltante.

• Entrega de libros finales del proyecto.

• Atención de pendiente tipo “B” de detalles constructivos.

• Cierre administrativo GEP e ingenierías básicas.

Adicionalmente, a fin de evitar la ocurrencia de eventos extraordinarios durante el cierre del proyecto de reconfiguración, se establecieron las siguientes acciones:

• Reuniones para asegurar recursos presupuestales para los cierres administrativos de los paquetes, GEP e ingenierías básicas.

• Seguimiento a las solicitudes de pedido para el refaccionamiento faltante con las contratistas y proveedores.

• Establecimiento de programas para la conclusión en el sitio de los libros finales de proyecto.

• Establecimiento de programas para la atención de los principales detalles constructivos pendientes a cargo de las contratistas.

• Agilizar los trámites administrativos y financieros para los cierres administrativos de los contratos de obra, servicios y tecnología.

• Asegurar los trámites legales administrativos requeridos para el fi-niquito de los contratos.

• Seguimiento a la elaboración de los convenios requeridos para los contratos de construcción, las GEP e ingenierías básicas, donde se incluya el nuevo proyecto asociado al cierre administrativo.

IPC 2

• Presentación de precios unitarios del Paquete 2 de conceptos ex-traordinarios, para su revisión, aprobación y emisión de los anexos correspondientes para el cierre administrativo del contrato mixto con la contratista.

• Entrega de 384 refacciones del IPC 2.

• Entrega de METI de Integración y Servicios Auxiliares.

• Asegurar la entrega de los 38 libros finales pendientes del proyecto.

• Seguimiento a los programas para la atención de 621 pendientes “B” de detalles constructivos para cada una de las instalaciones a cargo de la compañía ICA.

Seguimiento a la elaboración de los convenios requeridos para

los contratos de construcción, las GEP e ingenierías básicas, donde

se incluya el nuevo proyecto asociado al cierre administrativo.

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• Preparación de la documentación necesaria para que en diciembre de 2012 se efectúe el cierre y el finiquito del contrato.

IPC 3

• Presentación de precios unitarios del Paquete 3 de conceptos ex-traordinarios, para su revisión, aprobación y emisión de los anexos y contratos ROPA correspondientes para el cierre administrativo del contrato a precio alzado.

• Entrega de METI de Planta combinada y catalítica.

• Entrega de 4,887 refacciones del IPC 3.


• Seguimiento a los programas para la atención de 193 pendientes “B” de detalles constructivos para cada una de las plantas a cargo de la compañía Dragados.

• Preparación de la documentación necesaria para que en diciembre de 2012 se efectúe el cierre y el finiquito del contrato del Paquete 3.

IPC 4


• Entrega de refacciones faltantes del IPC 4.

• Entrega de los cinco libros finales pendientes del proyecto.

• Seguimiento a los programas para la atención de 87 pendientes “B” de detalles constructivos para cada una de las plantas a cargo de la compañía Mina-Trico.

• Preparación de la documentación necesaria para que en diciembre de 2012 se efectúe el cierre y el finiquito del contrato.

IPC 5


• Entrega de METI de Planta de coque.



• Seguimiento a los programas para la atención de 309 pendientes “B” de detalles constructivos para cada una de las instalaciones a cargo de la compañía Ebramex.

• Preparación de la documentación necesaria para que en diciem-bre de 2012 se efectúe el cierre y el finiquito del contrato del Paquete 5.

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IPC 6

• Presentación de precios unitarios del Paquete 6 de conceptos extraordinarios, para su revisión, aprobación y emisión de los anexos y contratos ROPA correspondientes para el cierre admi-nistrativo del contrato a precio alzado.


• Asegurar la entrega de los 30 libros finales pendientes del pro-yecto.

• Seguimiento a los programas para la atención de 29 pendientes “B” de detalles constructivos para las dos unidades de alquila-ción a cargo de la compañía Samsung.

• Preparación de la documentación necesaria para que en diciem-bre de 2012 se efectúe el cierre y el finiquito del contrato del Paquete 6.

Finalmente, el proyecto de reconfiguración presenta un avance promedio en la ejecución de 98%, no obstante, se requieren 409 MUS$ (equivalen-te a 5,221 M$ a un tipo de cambio de $12.76 por US$) adicionales para la conclusión administrativa del proyecto, a ejercer hasta diciembre de 2012, por los siguientes conceptos:

• Costos asociados al cierre administrativo de los paquetes 2, 3, 4 y 5, fundamentados por las contratistas debido a la mayor perma-nencia y el Sindicato, la paridad cambiaria y la presentación de órdenes de cambio.

• Pago de gastos no recuperables y órdenes de cambio para el Paquete 6.

• Recursos para la administración, que comprende la Gerencia Eje-cutiva del Proyecto, trabajos de supervisión e ingenierías básicas.

El valor de cada uno de los componentes del alcance de este proyecto se observan en el siguiente cuadro 61.

El proyecto de reconfiguración presenta un avance promedio en

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Cuadro 61. Componentes del alcance e inversión requerida

Paquete Descripción Inversión (MUS$)

I Camino de acceso y acondicionamiento del Sitio (Trabajos complementarios)

-

II Integración, servicios auxiliares, aguas amargas (precio alzado)

Obras IPC-II a precios unitarios (incluye oleoducto y gasoducto)

11.3

10.2

III Combinada, HDS diesel y planta catalítica 5.8

IV HDS gasóleos, hidrógeno y azufre 4.8

V Coquizadora, HDS naftas de coquización y DEA 4.2

VI Alquilación 6.1

Contingencias -

Suministro de hidrógeno (HD)1 1.2

Póliza maestra1 5.5

Requerimientos IPC para cierre administrativo 49.1

Costos asociados al cierre administrativo de los paquetes II, III, IV y V 350.0

Administración (GEP, supervisión e ingenierías básicas) 10.0

Inversión Total 409.1

e. Unidades administrativas en cuya custodia se encuentra la documentación

El presente Libro Blanco de la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas se integra y sustenta con los archivos digitales de diversos do-cumentos relativos a las decisiones y acciones más importantes para la ejecución del proyecto, los cuales se agregan e identifican como anexos, conforme a un riguroso orden metodológico.

Asimismo, para que pueda corroborarse la información que aquí se pre-senta, es necesario precisar que las matrices o documentos originales de los que se obtuvieron las reproducciones impresas que aparecen en este libro se encuentran bajo la guarda y custodia tanto del Centro de Informa-ción Técnica y Administración de Archivos y Documentos (CITAAD) como de la Subdirección de Proyectos de Pemex Refinación.

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VIII. Seguimiento y control

a. Reporte de avance del proyecto

Factores que influyeron en el desarrollo del proyectoDel 1 de diciembre de 2006 al 30 de junio de 2012, el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas presentó diversos factores de tipo climatológico, técnico, económico y de carácter ge-neral que originaron cambios en los alcances, términos y condiciones considerados inicialmente, que no fue posible prever en el momento de elaborar las bases y los contratos respectivos.

En los contratos a precios unitarios, que incluye el IPC 2 y el contrato celebrado para la construcción del HD, los factores que incidieron en su modificación fueron los siguientes:

• La realización de volúmenes de obra adicionales y conceptos de obra no previstos en el catálogo de conceptos de precios unitarios del contrato o durante la fase de desarrollo de la inge-niería de detalle, mismos que causaron la afectación al monto y al programa de ejecución de los trabajos originalmente pac-tados.

• La reducción en los volúmenes de obra y/o la cancelación de conceptos de obra considerados en el catálogo de conceptos de precios unitarios y convenios del contrato.

• Realización de obras no consideradas en el contrato y en los convenios formalizados.

• La prórroga en la fecha de terminación de los trabajos del con-trato, como consecuencia de la reprogramación de activida-des derivada de las adecuaciones al programa de ejecución original de los trabajos.

Para afrontar esta situación, y conforme a los términos normativos pre-vistos en los artículos 59 de la LOPSRM, así como en los artículos 69 y 79 de su Reglamento, se celebraron 15 convenios modificatorios.

Asimismo, con fundamento en los artículos 56, 57 y 58 de la LOPSRM, así como en el artículo 79 de su Reglamento, se celebraron 16 ane-xos a las condiciones de los contratos originales, por los siguientes conceptos:

El Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas presentó diversos factores de tipo climatológico, técnico, económico y de carácter general que originaron cambios en los alcances, términos y condiciones considerados inicialmente

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• Ajustes a los costos y precios debido a factores inflacionarios.

• Aumentos de la mano de obra.

• Alteraciones a los precios de los materiales.

En relación con los contratos a precio alzado y mixto, que comprenden los paquetes IPC 2, IPC 3, IPC 4, IPC 5 e IPC 6, los factores que incidieron en la modificación de las condiciones pactadas originalmente fueron los siguientes:

• Avances tecnológicos surgidos en el transcurso del desarrollo de los proyectos, cuya incorporación permitiría mejorar y actualizar el funcio-namiento y operación de los equipos de instalación permanente para acrecentar su funcionamiento.

• Modificaciones necesarias de aplicar en los proyectos originales con el propósito de incrementar la eficacia y seguridad de las plantas y las instalaciones.

Estos factores se afrontaron mediante la incorporación de 16 recursos de obra a precio alzado (ROPA) al contrato original, con fundamento en los artículos 197 A y 197 B del Reglamento de la LOPSRM.

El surgimiento de condiciones económico-supervenientes de carácter mun-dial, circunstancias de carácter general, así como situaciones inesperadas del mercado de la industria de la refinación, afectaron las condiciones originales de los contratos a precio alzado. Debido a ello, las contratistas presentaron diversos reclamos que dieron pauta al inicio de ocho procedimientos concilia-torios, promovidos ante la SFP, con fundamento en los artículos 95, 96 y 97 de la LOPSRM, así como en los artículos 221 al 230 de su Reglamento.

Entre los principales factores que influyeron en esta situación se mencionan los siguientes:

• El reconocimiento de condiciones económicas de tipo general ajenas a la responsabilidad de las partes, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relaciona-dos con las Mismas (LOPSRM), que afectaron en forma imprevisible las condiciones originales pactadas en los contratos, en perjuicio de las contratistas.

Este reclamo se fundamentó en los siguientes factores:

– Incrementos sustanciales en la demanda de petrolíferos y oferta li-mitada de estos productos que derivaron en un dinamismo al alza en sus precios; a su vez, este fenómeno propició que se incremen-taran sustancialmente los márgenes económicos de la industria de refinación de petróleo a nivel mundial, creó un desequilibrio entre la oferta y la demanda de equipos y materiales, incrementó los pre-cios de éstos y dificultó el suministro de dichos productos a nuevos proyectos de refinación.

– El diferencial de precios entre los crudos ligeros y pesados llegó a niveles mundiales nunca antes vistos y provocó que las inversiones realizadas en las plantas de refinación de crudos pesados posterio-res a 2004 resultaran afectadas.

El diferencial de precios entre los crudos ligeros y pesados llegó a

niveles mundiales nunca antes vistos y provocó que las inversiones

realizadas en las plantas de refinación de crudos pesados posteriores a 2004 resultaran

afectadas.

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– La emisión de normas cada vez más estrictas en cuanto al conte-nido de azufre en los petrolíferos afectaron en forma negativa los precios y plazos de entrega de los equipos con las características necesarias para cubrir la norma establecida.

– El desequilibrio provocado en el corto plazo por los huracanes Ka-trina y Rita en el mercado de petrolíferos.

– La mayor demanda de las plantas de procesamiento utilizadas en las refinerías de petróleo.

Estos factores generaron cambios en las circunstancias económicas de tipo general que rompieron el equilibrio financiero considerado ori-ginalmente en los contratos.

• La aplicación adecuada a los lineamientos emitidos por la SFP, publi-cados en el Diario Oficial de la Federación, del 8 de enero de 2007, para que se reconociera la ocurrencia de circunstancias económicas de tipo general.

El factor esencial asociado a este reclamo consistió en:

– La dificultad de utilizar tales lineamientos, dado que son aplicables a un universo reducido de insumos, tales como metales simples (cobre, aluminio y acero). En el caso de los equipos y materiales de instalación permanente requeridos para el proyecto, se desconoce la cantidad específica de cada uno de esos metales en su composición.


El factor principal conforme al cual se argumentó este reclamo fue el siguiente:

– Los precios de los equipos se incrementaron drásticamente, debido a circunstancias económicas de tipo general dentro de la indus-tria mundial de la refinación, situación que generó un desequilibrio económico y financiero y que impidió cumplir con los programas establecidos por las contratistas.

• La consideración y el reconocimiento de diversas suspensiones par-ciales originadas por causas ajenas a las partes, como consecuencia directa e inmediata de circunstancias de carácter económico que pri-van en el mercado, con objeto de que se traslade la suma de dichas suspensiones como un periodo de prórroga que permita la reprogra-mación de actividades.

Los factores que influyeron al respecto fueron los siguientes:

– Las condiciones que sirvieron de base para licitar la procura de equipos de instalación permanente presentaban las siguientes li-mitantes:

· Los equipos debían adquirirse con proveedores determinados por el licenciante o tecnólogo designado por la entidad, lo que obligó a las contratistas a adquirir dichos equipos de un solo fabricante y redujo su margen de negociación en los precios.

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· Los equipos denominados críticos, para los cuales Pemex pro-porcionó una lista de proveedores con los cuales la compra de equipos y materiales se encontraba circunscrita y limitada.

· Los equipos de libre adquisición, sujetos a las condiciones eco-nómicas imperantes en el mercado, representaban una minoría.

– La procura de equipo de instalación permanente ofreció una enorme complejidad contractual, debido a que provienen de distintos países y a que se establecen hasta ocho momentos de entrega diferentes en los contratos.

– Los fabricantes de los equipos, al enfrentar una alta demanda, aumen-taron drásticamente el precio de sus bienes y los plazos de entrega.

– La situación en el mercado incidió negativamente en los cumplimien-tos contractuales, debido a la sobrecarga de trabajo en los talleres de los proveedores, lo que derivó en incumplimientos sistemáticos de los plazos contractuales y de los plazos de entrega que los subpro-veedores establecieron con los fabricantes.

– La crecida y desbordamiento del río Coatzacoalcos, ante la presen-cia de fenómenos hidrometeorológicos ocurridos del 21 al 30 de sep-tiembre de 2008.

Estos factores de orden general obligaron a las contratistas a suspender por diversos lapsos el desarrollo de las obras.

• Reconocimiento de las afectaciones ocasionadas por las prórrogas a la fecha de terminación del contrato.

Los factores que influyeron en este reclamo fueron los siguientes:

– La mayor permanencia del personal en la obra; se destinaron más recursos técnicos y administrativos para continuar con el desarrollo de los trabajos, con lo cual se rebasaron los gastos del proyecto y originó un incremento que superó los costos que las contratistas con-sideraron originalmente en sus propuestas.

– La falta de reconocimiento oportuno de las afectaciones reclamadas por las contratistas impactó negativamente en los programas de eje-cución, lo que derivó en el agotamiento de todas las posibilidades financieras de las empresas.

– La reducción en la eficiencia del personal por la falta de materiales y equipos en las obras.

– La renta de maquinaria y equipo por un periodo mayor del considerado, debido a las extensiones del plazo previsto originalmente en los contra-tos.

– Costos de la mano de obra ejecutada fuera del periodo contractual.

– Gastos incurridos por arriba de los requerimientos originales esta-blecidos en las bases de cotización de las propuestas económicas.

– Gastos no recuperables y no previstos en los que se tuvo que incurrir para la adecuada continuidad y finalización de las obras.

• Reconocimiento del incremento de los precios de la mano de obra deri-vado de la modificación que Pemex efectuó a las condiciones estableci-das en las bases de licitación.

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Los factores en que se basó el argumento para este reclamo fueron los siguientes:

– En los requisitos establecidos en las bases de licitación no se hizo refe-rencia a que el rubro de mano de obra debía ser contratado con el Sin-dicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM).

– Los incrementos en el pago de la mano de obra a causa de los acon-tecimientos económicos que afectaron los tabuladores del STPRM, y que generaron una gran diferencia entre el costo original conside-rado en el rubro de la mano de obra de la propuesta y el costo real pagado por este concepto, incrementaron de manera considerable el costo original del proyecto.

– La celebración de diversos convenios con el STPRM, en atención a sus exigencias respecto a la actualización del tabulador de la mano de obra, reflejó incrementos anuales de 8.5% y el pago de 2% sobre el monto total de las nóminas de cada subcontratista.

• Reconocimiento y pago de la pérdida económica en el tipo de cambio del peso en relación con el dólar al momento de realizar pagos en mo-neda nacional, originada por las variaciones en las condiciones econó-micas de tipo general.

Los factores conforme a los cuales se argumentó este reclamo fueron los siguientes:

– La inestabilidad en los mercados financieros nacionales e internacio-nales se reflejó en variaciones de la paridad cambiaria peso-dólar, lo cual encareció aún más los insumos del proyecto y el crédito.

– La escasez de ciertos materiales hizo que se incrementaran los pre-cios y los plazos de entrega, aunado a la crisis económica y financiera.

– Los trabajos pactados contractualmente se planearon, programaron y presupuestaron en 2004, lo cual impidió vislumbrar las fluctuacio-nes en la paridad cambiaria y afectó considerablemente los costos de los equipos y materiales adquiridos más allá de los periodos pro-gramados originalmente para la terminación de las obras.

La inestabilidad en los mercados financieros nacionales e

internacionales se reflejó en variaciones de la paridad

cambiaria peso-dólar, lo cual encareció aún más los insumos

del proyecto y el crédito.

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Acciones de mejora o correctivas para el avance del proyectoDerivado de los factores que influyeron en el desarrollo del Proyecto de Recon-figuración de la Refinería Lázaro Cárdenas, del 1 de diciembre al 30 de junio de 2012, el costo se incremento en 554.1 MMU$ y 5,386.1 MM$ (cuadro 62).

Cuadro 62. Presupuesto Adicional 2007-2012 (MM$)

Paquete Modalidad Original 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Totales

IPC-1 P.U. 379.0 109.7 488.7

IPC-2 P.U. 3,539.1 1,946.6 636.8 1,669.8 478.6 566.3 8,837.2

IPC-2 P.A. 376.6 22.8 20.1 419.5

IPC-3 P.A. 534.1 79.9 65.1 32.9 3.0 715.0

IPC-3 ROPA MP 84.8 84.8

IPC-3 ROPA MD 14.7 14.7

IPC-4 P.A. 317.0 33.3 13.7 53.9 22.9 2.5 443.3

IPC-4 ROPA MD 14.3 14.3

IPC-5 P.A. 317.9 40.9 59.6 30.5 2.5 451.4

IPC-5 ROPA MD 2.3 1.0 3.3

IPC-6 P.A. 154.1 20.3 2.1 4.9 11.0 192.4

Hidro. P.U. y P.A. 246.1 3.3 249.3

Totales MP 4,164.2 109.7 2,031.4 6,36.8 1,669.8 478.6 566.3 3.3 9.660.0

MD 1,699.7 35.0 154.1 15.8 222.9 118.4 8.0 2.253.8

Ejercicio 2007Se incrementó el costo del proyecto en 2,031.4 MM$ y 35.0 MMUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2, IPC 3 e IPC 6 (cuadro 63).

Paquete IPC 2El 5 de junio de 2007 se adicionó al contrato el anexo Ci-1 por ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 281.3 MM$ (anexo 135).

El 13 de agosto de 2007 se adicionó al contrato el anexo Ci-2 por ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 160.3 MM$ (anexo 136).

El 18 de septiembre de 2007 se firmó el quinto. Convenio adicional de am-pliación de monto, por un importe de 1,504.9 MM$, por volúmenes de obra adicionales y conceptos de trabajo no previstos durante la fase de desarrollo de la ingeniería de detalle (anexo 137).

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Paquete IPC 3En 2007 se celebraron los siguientes tres contratos ROPA por 84.9 MM$ y 14.7 MMUS$.

ROPA04007P por un monto de 13.05 MMUS$, con motivo del cambio de dise-ño en la ingeniería básica para cumplir con la modificación de la Norma Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 en la planta hidrodesul-furadora de diesel U-24000 (anexo 138).

ROPA04107P, por un monto de 84.86 MM$, para el mejoramiento masivo de suelos y cimentaciones de la Unidad combinada, hidrodesulfuradora de diesel y catalítica (anexo 139).

Contrato ROPA03907P, por un monto de 1.62 MMUS$, por el cambio de dise-ño del Paquete de desalado de crudo en la Unidad Combinada (anexo 140).

Cuadro 63. Presupuesto adicional 2007

IPC-2 IPC-3 IPC-6 Hidrog. Total

MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$

ROPA

04007P 13.1 13.1

04107P 84.9 84.9

03907P 1.6 1.6

Convenios

5to. conv. ad.

1,504.9 1,504.9

Primer conv.

8.0 8.0

Anexos

Ci-1 281.3 281.3

Ci-2 160.3 160.3

Conciliato-rios

Convenio final

12.3 12.3

Total 1,946.5 84.9 14.7 20.3 2,031.4 35.0

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Paquete IPC 6El 20 de diciembre de 2007 se firmó el primer Convenio de gastos no recu-perables para la conservación de las plantas, por un monto de 8.00 MMUS$, por concepto de gastos de conservación durante el tiempo que la ejecución de la obra estuvo en suspensión temporal, derivado de la no disponibilidad de cargas de producto por parte de la Planta catalítica (IPC 3) que no había concluido su construcción (anexo 141).

El 17 de diciembre de 2007 se firmó el Convenio final conciliatorio, por un mon-to de 12.29 MMUS$, por concepto de reconocimiento y ajuste de los precios de los equipos y materiales de instalación permanente dictaminados por el tercero experto.

Ejercicio 2008Se incrementó el costo del proyecto en 636.7 MM$ y 153.7 MMUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2, IPC 3, IPC 4 e IPC 5 (cuadro 64).


IPC-2 IPC-3 IPC-4 IPC-5 Total

MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$

Ci-3 86.7 86.7

Ci-4 496.5 496.5

Ci-5 53.5 53.5

Conciliato-rios

Convenio parcial

39.3 39.3

Convenio final

40.5 40.5

1º parcial 14 14

2º parcial 8 8

3º parcial 11.1 11.1

Convenio

parcial

14.8 14.8

Convenio final

26 26

Total 636.7 79.8 33.1 40.8 636.7 153.7

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Paquete IPC 2El 14 de julio de 2008 se adicionó al contrato el anexo Ci-3 por la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 86.7 MM$ (anexo 142).

El 10 de septiembre de 2008 se adicionó al contrato el anexo Ci-4 por la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 496.5 MM$ (anexo 143).

El 9 de diciembre de 2008 se adicionó al contrato el anexo Ci-5 por la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 53.5 MM$ (anexo 144).

Paquete IPC 3El 7 de marzo de 2008 se formalizó el Convenio parcial de pago del primer proceso conciliatorio por 39.3 MMUS$, cuyo concepto fue el reconocimien-to por ajuste del precio al valor de algunos insumos (equipos y materiales de instalación permanente).

El 25 de septiembre de 2008 se celebró el convenio final del primer pro-ceso conciliatorio por 40.5 MMUS$, por concepto de reconocimiento del ajuste del precio al valor de algunos insumos, gastos no recuperables origi-nados por la suspensión de hechos generados por las circunstancias eco-nómicas de tipo general y por la extensión de la garantía de cumplimiento; conceptos dictaminados por el tercero experto.

Paquete IPC 4El 4 de marzo de 2008 se formalizó un Convenio parcial de pago del primer proceso conciliatorio por 14 MMUS$, cuyo concepto fue el ajuste precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), como resultado de la aplicación de las premisas contenidas en la metodología de PR.

El 3 de octubre de 2008 se formalizó un Convenio parcial de pago del primer proceso conciliatorio por 8 MMUS$, por el ajuste a los precios y costos indirectos, de los catalizadores de la Planta hidrodesulfuradora de gasóleos y de la Planta de hidrógeno.

El 8 de diciembre de 2008 se celebró un tercer Convenio parcial de pago del primer proceso conciliatorio por 11.1 MMUS$, por concepto de gastos no recuperables originados por la suspensión generada por las circunstan-cias económicas de tipo general

Los tres convenios se calcularon con base en la metodología desarrollada por PR y acordada con Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.

Paquete IPC 5En paquete, se incrementó en 40.8 MMUS$ derivado del Convenio parcial de pago y del Convenio final del primer proceso conciliatorio, por 14 y 28 MMUS$, respectivamente, celebrados el 4 de marzo y el 8 de diciembre de 2008, respectivamente, por concepto de:

Los tres convenios se calcularon con base en la metodología

desarrollada por PR y acordada con Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.

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• Ajuste a los precios de los insumos (equipos y materiales de instala-ción permanente, como resultado de las premisas contenidas en la metodología determinada por PR.

• Ajuste a los precios de los insumos (equipos y materiales de insta-lación permanente), así como los gastos no recuperables, extensión de garantía de cumplimiento y reconocimiento de la prórroga en la ejecución de los trabajos, como resultado de la metodología deter-minada por Pemex Refinación y acordada con Proyectos Ebramex, S. de R.L. de C.V.

Ejercicio 2009Se incrementó el costo del proyecto en 1,669.8 MM$ y 15.7 MMUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2, IPC 4 e IPC 6 (cuadro 65).


IPC 2 IPC 4 IPC 6 Total

MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$

Convenios

2o. convenio 2.1 2.1

7o. convenio 631.6 631.6

8o. convenio 604.6 604.6

Anexos

Ci-6 155.6 155.6

Ci-7 152.7 152.7

Ci-8 125.3 125.3

Conciliatorios

Convenio final 13.6 13.6

Total 1,669.8 13.6 2.1 1,669.8 15.7

Paquete IPC 2El 30 de enero de 2009 se adicionó al contrato el Séptimo Convenio modifi-catorio de monto, por un importe de 631.6 MM$ (anexo 145).

El 28 de agosto de 2009 se adicionó al contrato el Octavo convenio modifi-catorio de monto, por la cantidad de 604.6 MM$ (anexo 146).

El 7 de enero de 2009 se adicionó al contrato el anexo Ci-6 por la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 155.6 MM$ (anexo 147).

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El 19 de enero de 2009 se adicionó al contrato el anexo Ci-7 por la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 152.7 MM$ (anexo 148).

El 28 de agosto de 2009 se adicionó al contrato el anexo Ci-8 por la aplica-ción de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 152.7 MM$ (anexo 149).

Paquete IPC 4El 23 de febrero de 2009 se celebró el Convenio final del primer proce-so conciliatorio, por 13.6 MMUS$, por concepto de ajuste de precios de los insumos (equipos y materiales de instalación permanente), gastos no recuperables, y la extensión de la garantía de cumplimiento, como resul-tado de la metodología determinada por PR y convenida con Mina-Trico, S. de R.L. de C.V.

Paquete IPC 6Entre el 13 de mayo del 2009 y el 9 de mayo del 2010, se adicionó al con-trato el Segundo convenio de reconocimiento de gastos no recuperables por un monto de 2.1 MMUS$ (anexo 150).

Ejercicio 2010Se incrementó el costo del proyecto en 478.4 MM$ y 222.9 MMUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2, IPC 3, IPC 4, IPC 5 e IPC 6 (cuadro 66).

Paquete IPC 2El 26 de febrero del 2010 se celebró el Noveno convenio modificatorio de monto, por 100.0 MM$ (anexo 151).

El 7 de mayo del 2010 se adicionó al contrato el anexo Ci-9 por la aplica-ción de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 174.8 MM$ (anexo 152).

El 30 de julio del 2010 se adicionó al contrato el anexo Ci-10 por la aplica-ción de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 98.0 MM$ (anexo 153).

El 10 de noviembre del 2010 se adicionó al contrato el anexo Ci-11 por la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 105.6 MM$ (anexo 154).

El 25 de octubre de 2010 se celebró el Primer convenio de pago del se-gundo proceso conciliatorio por 9.8 MMUS$, por concepto de incremento en los precios de la mano de obra de construcción, de conformidad con la resolución parcial emitida por el tercero experto.

El 7 de mayo del 2010 se adicionó al contrato el anexo

Ci-9 por la aplicación de factores de ajustes de costos

inflacionarios, por un monto de 174.8 MM$

174.8 MM$

Pemex

270


IPC 2 IPC 3 IPC 4 IPC 5 IPC 6 Total

MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$

ROPA

02709P 0.07 0.07

02710P 11.98 11.98

02809P 0.18 0.18

02909P 0.43 0.43

03609P 1.52 1.52

04011P 0.14 0.14

04509P 2.26 2.26

Convenios


9o. convenio 100 100

Anexos

Ci-9 174.8 174.8

Ci-10 98 98

Ci-11 105.6 105.6

Conciliatorios

1º parcial 9.8 9.8

2º parcial 13 13

1º parcial 25 25


3º parcial 25 25

1º parcial 15 15

2º parcial 17 17

3º parcial 2.9 2.9

4º parcial 19 19

1º parcial 15 15

2º parcial 17 17

3º parcial 6.6 6.6

4º parcial 21 21

Total 478.4 22.8 65.1 68.2 61.9 4.9 478.4 222.9

Pemex

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ROPA

02709P 0.07 0.07

02710P 11.98 11.98

02809P 0.18 0.18

02909P 0.43 0.43

03609P 1.52 1.52

04011P 0.14 0.14

04509P 2.26 2.26

Convenios


9o. convenio 100 100

Anexos

Ci-9 174.8 174.8

Ci-10 98 98

Ci-11 105.6 105.6

Conciliatorios

1º parcial 9.8 9.8

2º parcial 13 13

1º parcial 25 25


3º parcial 25 25

1º parcial 15 15

2º parcial 17 17

3º parcial 2.9 2.9

4º parcial 19 19

1º parcial 15 15

2º parcial 17 17

3º parcial 6.6 6.6

4º parcial 21 21

Total 478.4 22.8 65.1 68.2 61.9 4.9 478.4 222.9

Pemex

272

El 1 de diciembre de 2010, tuvo verificativo el Segundo convenio de pago del segundo proceso conciliatorio por 13 MMUS$, por el reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación.

Paquete IPC 3En 2010 hubo un incremento de 65.1 MMUS$, derivado de los tres primeros convenios parciales de pago, correspondientes al segundo proceso con-ciliatorio, celebrados el 9 de julio, 25 de octubre y 1 de diciembre de 2010, respectivamente, por los siguientes conceptos:

• Mayor permanencia en obra por los conceptos dictaminados por el tercero experto.

• Incremento en los precios de la mano de obra de construcción, de conformidad con la metodología preliminar elaborada por la Geren-cia de Concursos y Contratos de la Dirección Corporativa de Inge-niería y Desarrollo de Proyectos de Pemex, y de la resolución parcial emitida por el tercero experto.

• Reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las pró-rrogas a la fecha de terminación de la obra, dictaminadas por el tercero experto en el Segundo Informe Preliminar.

Paquete IPC 4En 2010 se celebraron seis contratos ROPA por 14.32 MMUS$.

• ROPA02709P por 0.07 MMUS$, por concepto de reconocimiento y pago de los trabajos extraordinarios no considerados en el alcance del contrato, por el cambio de especificaciones de material (acero al carbón por acero aleado), de los tubos internos de los calentadores de gas de proceso E-23103, E-23303 y E-23403 de la Unidad recu-peradora de azufre U-23000 (anexo 155).

• ROPA02710P por 11.98 MMUS$, por concepto de reconocimiento de los volúmenes adicionales resultantes del peritaje de la contro-versia, por trabajos extraordinarios no considerados en las cimenta-ciones profundas, por la variación en la estratigrafía del subsuelo, compensados con los trabajos no realizados en el estrato intermedio de las unidades del paquete IPC 4 (anexo 156).

• ROPA02809P por 0.18 MMUS$, por concepto del reconocimiento de trabajos extraordinarios no considerados en los alcances del contra-to, resultado del diseño de un cabezal de desfogue independiente para la planta hidrosulfuradora de gasóleos, tomando en cuenta el evento de flujo inverso (anexo 157).

• ROPA02909P por 0.43 MMUS$, por el reconocimiento de trabajos extraordinarios, resultado del cambio de diseño en la pendiente de los enfriadores e-23101/23201/23301/23401 y cambio de pendiente de las líneas entre los reactores Claus y los enfriadores de gas de proceso de la Planta de recuperadora de azufre (anexo 158).

Pemex

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• ROPA03609P por 1.52 MMUS$, por el reconocimiento de la ejecu-ción de los trabajos extraordinarios, por el volumen adicional en el mejoramiento masivo de los suelos del estrato superficial en las uni-dades hidrodesulfuradora de gasóleos, generadora de hidrógeno y recuperadora de azufre (anexo 159).

• ROPA04011P por 0.14 MMUS$, por concepto de reconocimiento y pago de la inclusión de un sistema de control de presión en la salida de hidrógeno producto de la Unidad 20000 (Planta regeneradora de hidrógeno) (anexo 160).

En 2010 se celebraron cuatro convenios parciales de pago correspondien-tes al segundo proceso conciliatorio, por 68.2 MMUS$.

• Primer convenio celebrado el 10 de julio de 2010, por 15 MMUS$, por concepto del monto mínimo factible resultado de la metodolo-gía preliminar determinada por Pemex Refinación relativo a la mayor permanencia en obra.

• Segundo convenio del 19 de Septiembre de 2010, por 17 MMUS$ por el incremento en los precios de la mano de obra de construc-ción, de conformidad con la metodología preliminar elaborada por la Gerencia de Concursos y contratos de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos y de la resolución parcial emitida por el tercero experto.

• Tercer convenio parcial del 15 de noviembre de 2010, por 2.9 MMUS$ por concepto del incremento en los precios de la mano de obra de construcción, de conformidad con la metodología preliminar elabo-rada por PR y la resolución parcial emitida por el tercero experto.

• El 6 de diciembre de 2010 se celebró el Cuarto convenio parcial de pago, por 19 MMUS$, por el reconocimiento de las afectacio-nes sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación del contrato, referido a personal con labores directas en la obra, de conformidad con la segunda resolución parcial emitida por el tercero experto.

Paquete IPC 5

• ROPA04509P por 2.26 MMUS$, por el reconocimiento de la ejecu-ción de trabajos extraordinarios no considerados en el alcance del contrato, por la instalación de un tanque separador de instrumen-tación, material eléctrico, de seguridad, de tuberías, obras civil y electromecánica, y dos bombas en el área de quemadores de gas asociada (anexo 161).

Como parte del segundo proceso conciliatorio se celebraron cuatro conve-nios parciales de pago.

• El 8 de julio de 2010 se celebró el Convenio parcial de pago, por 15 MMUS$, derivado del monto mínimo factible resultado de la meto-

En 2010 se celebraron cuatro convenios parciales

de pago correspondientes al segundo proceso conciliatorio,

por 68.2 MMUS$.

68.2 MMUS$

Pemex

274

dología preliminar determinada por PR, relativo a la mayor perma-nencia en obra.

• El 23 de septiembre de 2010 tuvo verificativo el Segundo convenio parcial de pago por 17 MMUS$, por el reconocimiento al incremento en los precios de la mano de obra derivado de la modificación por parte de Pemex a las condiciones establecidas en la base de licita-ción; de conformidad con la metodología preliminar elaborada por la Gerencia de Concursos y Contratos de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos y de la resolución parcial emitida por el tercero experto.

• El 27 de octubre de 2010 se formalizó el Tercer convenio parcial de pago, por 6.6 MMUS$, cuyo concepto fue el reconocimiento al incremento en los precios de la mano de obra, derivado de la mo-dificación, por parte de Pemex, a las condiciones establecidas en la base de licitación; de conformidad con la metodología preliminar elaborada por la Gerencia de Concursos y Contratos de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos y de la resolu-ción parcial emitida por el tercero experto.

• El 30 de noviembre de 2010 se celebró el Cuarto convenio parcial de pago, por 21 MMUS$, en reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación del contacto, re-ferido al personal con labores directas en la obra, de conformidad con la segunda resolución parcial emitida por el tercero experto.

Paquete IPC 6Entre el 12 de mayo del 2010 y el 17 de enero del 2011 se adicionó al Con-trato el Tercer convenio de prórroga, de fecha 25 de marzo de 2011, por un monto de 4.9 MMUS$ (anexo 162).

Ejercicio 2011Se incrementó el costo del proyecto en 566.2 MM$ y 118.4 MMUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2, IPC 3, IPC 4, IPC 5 e IPC 6 (cuadro 67).

El 28 de diciembre del 2011 se suscribió el Catorceavo convenio de amplia-ción de monto, en el que se incrementa el contrato en 112.2 MM$ (anexo 164).

El 7 de julio del 2011 se adicionó al contrato el anexo Ci-13 por la apli-cación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por 117.0 MM$ (anexo 165).

El 29 de noviembre del 2011 se adiciona al anexo Ci-14 por la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por 61.4 MM$ (anexo 166).

En 2011 hubo un incremento de 20.1 MMUS$, derivado de los cuatro con-venios parciales de pago, correspondientes a los segundos procesos conciliatorios.

Entre el 12 de mayo del 2010 y el 17 de enero del 2011 se adicionó al Contrato el Tercer convenio de

prórroga, de fecha 25 de marzo de 2011, por un monto de 4.9 MMUS$

4.9 MMUS$

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• El 4 de febrero de 2011 se celebró el Tercer convenio parcial de pago, por 6.1 MMUS$, en reconocimiento de las afectaciones sufri-das con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación del con-trato referido a personal con labores directas en la obra; determina-das en la segunda resolución parcial emitida por el tercero experto el 24 de noviembre de 2010 y el 25 de enero 2011.

• El 21 de junio de 2011 tuvo verificativo el Cuatro convenio parcial de pago, por 10 MMUS$, por concepto de la mayor permanencia en el sitio e incremento en los precios de la mano de obra, derivado de la modificación, por parte de Pemex, a los términos y condiciones establecidas en las bases de licitación, de conformidad con el dic-tamen final emitido por el tercero experto.

• El 20 de julio de 2011 se celebró el Quinto convenio parcial de pago, por 2 MMUS$, por concepto de la mayor permanencia en el sitio e incremento en los precios de la mano de obra, derivado de la modifi-cación, por parte de Pemex, a los términos y condiciones estableci-dos en las bases de licitación, de conformidad con el dictamen final emitido por el tercero experto.

• El 14 de septiembre de 2011 tuvo verificativo el Sexto convenio par-cial de pago, por 2 MMUS$, con motivo de la mayor permanencia en el sitio e incremento en los precios de la mano de obra, derivado de la modificación, por parte de Pemex, a los términos y condiciones establecidas en las bases de licitación, conforme al dictamen final emitido por el tercero experto.

Paquete IPC 3En 2011 hubo un incremento de 32.9 MMUS$, como resultado de cinco con-venios parciales de pago, correspondientes al segundo proceso conciliatorio.

• El 4 de febrero de 2011 se celebró el Cuarto convenio parcial de pago, por 10.8 MMUS$, en reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación del contrato, referido al personal con labores directas en la obra, como complemento de la segunda resolución parcial del tercero experto, así como de la adenda de fecha 15 de diciembre de 2010.

• El 31 de marzo de 2011 tuvo verificativo el Quinto convenio parcial de pago, por 4.1 MMUS$, por concepto de la maquinaria y equipo de construcción em-pleada en la ejecución de la obra, con base en los conceptos dictaminados por el tercero experto el 23 de marzo de 2011.

• El 21 de junio del 2011 se firmó el Sexto convenio parcial de pago, por 10 MMUS$, como reconocimiento del impacto económico derivado de la mayor permanencia en obra, de los costos de renta de maquinaría y equipo, de la mano de obra directa, los costos financieros y los gastos no recuperables, conforme a los conceptos dictaminados por el tercero experto el 13 de junio de 2011.

• El 14 de julio de 2011 se celebró el Séptimo convenio parcial de pago, por 4 MMUS$, en reconocimiento del impacto económico derivado de la mayor permanencia en obra, los costos de renta de maquinaría y equipo,

Pemex

276




ROPA

04009P 0.64 0.64

01511P 0.10 0.10

03610P 0.26 0.26

Convenios

11º convenio 203.1 203.1

14º convenio 112.2 112.2

Anexos

Ci-12 72.5 72.5

Ci-13 117 117

Ci-14 61.4 61.4

4o. convenio 11 11

Conciliatorios

3º parcial 6.1 6.1

4º parcial 10 10

5º parcial 2 2

6º parcial 2 2


5º parcial 4.1 4.1

6º parcial 10 10

7º parcial 4 4

8º parcial 4 4

5º parcial 5.2 5.2

6º parcial 3.1 3.1

7º parcial 9.6 9.6

8º parcial 3 3

9º parcial 2 2

5º parcial 9.3 9.3

6º parcial 4.1 4.1


8º parcial 3 3

9º parcial 4 4

Total 566.2 20.1 32.9 22.9 31.5 11 566.2 118.4

Pemex

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ROPA

04009P 0.64 0.64

01511P 0.10 0.10

03610P 0.26 0.26

Convenios

11º convenio 203.1 203.1

14º convenio 112.2 112.2

Anexos

Ci-12 72.5 72.5

Ci-13 117 117

Ci-14 61.4 61.4

4o. convenio 11 11

Conciliatorios

3º parcial 6.1 6.1

4º parcial 10 10

5º parcial 2 2

6º parcial 2 2


5º parcial 4.1 4.1

6º parcial 10 10

7º parcial 4 4

8º parcial 4 4

5º parcial 5.2 5.2

6º parcial 3.1 3.1

7º parcial 9.6 9.6

8º parcial 3 3

9º parcial 2 2

5º parcial 9.3 9.3

6º parcial 4.1 4.1


8º parcial 3 3

9º parcial 4 4

Total 566.2 20.1 32.9 22.9 31.5 11 566.2 118.4

Pemex

278

la mano de obra directa, los costos financieros y los gastos no recupera-bles, con base en los conceptos dictaminados por el tercero experto el 13 de junio de 2011.

• El 14 de septiembre de 2011 se efectuó el Octavo convenio parcial de pago, por 4 MMUS$, en reconocimiento del impacto económico deriva-do de la mayor permanencia en obra, los costos de renta de maquinaría y equipo, los gastos en la mano de obra directa, los costos financieros y los gastos no recuperables, según los conceptos dictaminados por el tercero experto el 13 de junio de 2011.

Paquete IPC 4En 2011 se presentó un incremento de 22.9 MMUS$, como consecuencia de la celebración de cinco convenios parciales de pago, correspondientes a los segundos procesos conciliatorios.

• El 10 de febrero de 2011 se formalizó el Quinto convenio, por un monto de 5.2 MMUS$, en reconocimiento de las afectaciones sufridas con moti-vo de las prórrogas a la fecha de terminación del contrato, referido a per-sonal con labores directas en la obra; conforme a la segunda resolución parcial emitida por el tercero experto.

• El 11 de abril de 2011 se celebró el Sexto convenio, por 3.1 MMUS$, debido al reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación del contrato referido a maquinaría y equipo de construcción empleados en la ejecución de la obra, con base en la resolución parcial emitida por el tercero experto el 23 de marzo de 2011.

• El 28 de junio de 2011 se efectuó el Séptimo convenio, por 9.6 MMUS$, en reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las prórro-gas a la fecha de terminación del contrato, referido a personal y gastos asociados con la administración de la obra, de acuerdo a la resolución parcial emitida por el tercero experto el 13 de junio de 2011.

• El 13 de agosto de 2011 se celebró el Octavo convenio, por 3 MMUS$, para subsanar el incremento de los precios de la mano de obra no con-siderada durante la ejecución de los trabajos, derivado por la modifi-cación, por parte de Pemex, a los términos y condiciones establecidas en las bases de licitación, a partir de la resolución parcial emitida por el tercero experto el 6 de julio de 2011.

• El 13 de septiembre de 2011 se firmó el Noveno convenio parcial de pago, por 2 MMUS$, para subsanar el incremento de los precios de la mano de obra no considerada durante la ejecución de los trabajos, de-bido a la modificación, por parte de Pemex, a los términos y condiciones establecidas en las bases de licitación; conforme a la resolución parcial emitida por el tercero experto el 6 de julio de 2011. En 2011 se presentó un

incremento de 22.9 MMUS$, como consecuencia de la

celebración de cinco convenios parciales de pago

22.9MMUS$

Pemex

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Paquete IPC 5En el 2011 se celebraron tres ROPA por 1 MMUS$.

• ROPA04009P por 0.64 MMUS$, por concepto de reconocimiento y pago de trabajos de carácter extraordinario no considerados en el alcance del Contrato, derivado de la ampliación del área de proceso de la Unidad regeneradora de amina (anexo 167).

• ROPA01511P por 0.10 MMUS$, por concepto de reconocimiento y pago de la orden de cambio numero EBM-SOC-L-004, referente al enfriador de recirculación de hidrógeno de reposición (anexo 168).

• ROPA03610P por 0.26 MMUS$, con motivo de la instalación de un analizador de ácido sulfhídrico en la línea de gas ácido a la Planta de azufre, instalado en la Unidad regeneradora de amina (anexo 169).

En el transcurso de 2011 hubo un incremento de 30.5 MMUS$, con base en cinco convenios parciales de pago, correspondientes al segundo proceso conciliatorio.

• El 4 de febrero tuvo verificativo el Quinto convenio, por 9.3 MMUS$, derivado del reconocimiento de las afectaciones sufridas con moti-vo de las prórrogas a la fecha de terminación del contrato, referido al personal con labores directas en la obra, de conformidad con la segunda resolución parcial emitida por el tercero experto el 24 de noviembre de 2010.

• El 31 de marzo de 2011 se celebró el Sexto convenio, por 4.1 MMUS$, con motivo del reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación del contrato, referido al empleo de maquinaria y equipo de construcción en la ejecución de la obra, con base en la resolución parcial emitida por el tercero experto el 23 de marzo de 2011.

• El 21 de junio de 2011 se firmó el Séptimo convenio parcial de pago, por 9.6 MMUS$, en reconocimiento de las afectaciones sufridas con motivo de las prórrogas a la fecha de terminación del contrato, refe-rido a personal y gastos asociados con la administración de la obra, con base en la resolución parcial emitida por el tercero experto el 13 de junio de 2011.

• El 8 de agosto de 2011 se celebró el Octavo convenio, por 3 MMUS$, para subsanar el incremento de los precios de la mano de obra no considerada durante la ejecución de los trabajos, derivado por la modificación, por parte de Pemex, a los términos y condiciones es-tablecidas en las bases de licitación, conforme a la resolución par-cial emitida por el tercero experto el 6 de julio de 2011.

• El 8 de septiembre de 2011 se signó el Noveno convenio parcial de pago, por 4 MMUS$, para subsanar el incremento de los precios de la mano de obra no considerada durante la ejecución de los traba-jos, derivado de la modificación por parte de Pemex a los términos y condiciones establecidas en las bases de licitación, conforme a la resolución parcial emitida por el tercero experto el 6 de julio de 2011.

Pemex

280

Paquete IPC 6Entre el 18 de enero del 2011 y el 30 de noviembre del 2011 se adicionó al con-trato el Cuarto convenio de reconocimiento de pago de gastos no recuperables, por un monto de 11 MMUS$ (anexo 170).

Ejercicio a junio de 2012Se incrementó el costo del proyecto en 566.2 MM$ y 118.4 MMUS$, por las afectaciones a los paquetes IPC 2, IPC 3, IPC 4, IPC 5 e IPC 6 (cuadro 68).


IPC 3 IPC 4 IPC 5 Total

MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$ MM$ MMUS$

Conciliatorios

9º parcial 3 3


9º parcial 2.5 2.5

Total 3 2.5 2.5 8

Paquete IPC 3

El 30 de abril de 2012 se celebró el Noveno convenio parcial de pago, corres-pondiente al segundo proceso conciliatorio, por 3 MMUS$, con motivo del reconocimiento del impacto económico derivado de la mayor permanencia en obra, los costos de renta de maquinaría y equipo, la mano de obra directa, los costos financieros y los gastos no recuperables del contrato, en complemento a los conceptos dictaminados por el tercero experto el 13 de junio de 2011.

Paquete IPC 4

El 30 de abril de 2012 se firmó el Décimo convenio parcial de pago, correspon-diente al segundo proceso conciliatorio, por 2.5 MMUS$, como consecuencia del reconocimiento al incremento de los precios de la mano de obra no consi-derada durante la ejecución de los trabajos, derivado de la modificación por parte de Pemex, a los términos y condiciones establecidas en las bases de licitación, conforme a la resolución parcial emitida por el tercero experto el 19 de diciembre de 2011.

Paquete IPC 5

El 30 de abril de 2012 se celebró el Décimo convenio parcial de pago, corres-pondiente al segundo proceso conciliatorio, por 2.5 MMUS$, para subsanar el incremento de los precios de la mano de obra no considerados durante la ejecución de los trabajos, por la modificación de Pemex a los términos y condiciones establecidas en las bases de licitación, con base en la resolución parcial emitida por el tercero experto el 19 de diciembre de 2011.

El 30 de abril de 2012 se firmó el Décimo convenio parcial

de pago, correspondiente al segundo proceso conciliatorio,

por 2.5 MMUS$

2.5MMUS$

Pemex

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Hidrogenoducto

El 7 de mayo del 2012 se adicionó al contrato el anexo Ci-1, debido a la aplicación de factores de ajustes de costos inflacionarios, por un monto de 3.2 MM$ (anexo 171).

b. Auditorías practicadas y atención a las observaciones determinadas

Órgano Interno de Control en PemexPor la relevancia del Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cár-denas dentro de las estrategias de Pemex y del Sistema Nacional de Refina-ción (SNR), en el periodo 2004-2010 el Órgano Interno de Control en Pemex (OIC PM) practicó 29 auditorías de acompañamiento de los IPC, HD y GEP, en su mayor parte de carácter preventivo (anexo 172) (cuadro 69).

Cuadro 69. Auditorías por IPC, HD y GEP del proyecto

Paquetes Auditorías realizadas Total de revisiones

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

IPC 1 2 1 3

IPC 2 1 1 1 1 1 1 6

IPC 3 2 1 1 1 5

IPC 4 2 1 1 1 5

IPC 5 1 1 1 1 1 5

IPC 6 1 1

Hidrogenoducto 1 1

GEP 2 1 3

Totales 2 9 4 4 4 4 2 29

Fuente: Informes de auditoría practicadas por el OIC PM de los años 2004 a 2010 sobre el Proyecto de la Refinería Lázaro Cárdenas

Como resultado de las 29 auditorías de acompañamiento realizadas, el OIC PM emitió 112 observaciones a los diferentes IPC y el HD (cuadro 70).

Pemex

282

Cuadro 70. Distribución de observaciones por IPC e HD del proyecto

Número de auditoría

IPC 1 IPC 2 IPC 3 IPC 4 IPC 5 IPC 6 Hidrog. Total de observaciones

1 - -

2 7 7

3 3 3

4 4 4

5 1 1

6 y 7 4 4

8 y 9 4 4

10 4 4

11 3 3

12 4 4

13 6 6

14 2 2

15 5 5

16 6 6

17 11 11

18 4 4

19 6 6

20 2 2

21 6 6

22 2 2

23 3 3

24 5 5

25 4 4

26 3 3

27 3 3

28 4 4

29 6 6

Totales 10 39 19 16 18 6 4 112

Fuente: Cédulas de observaciones de informes de auditorías practicadas por OIC PM de 2004 a 2010, sobre el Proyecto Refinería Lázaro Cárdenas.

Al cierre del tercer trimestre de 2010 se habían solventado 100 observaciones y se tenían en proceso de atención las 12 restantes, ocho en seguimiento nor-mal y cuatro por presuntas responsabilidades de servidores públicos.

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El 5 de agosto de 2010, la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) de Pemex entregó la administración del proyecto al organis-mo subsidiario denominado Pemex Refinación (PR), en cumplimiento del Acuer-do del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos del 18 de diciembre de 2009, mediante el cual se autorizó la extinción de la DCIDP (anexo 173).

Por lo anterior, el 22 de febrero de 2011 el OIC PM transfirió al OIC PR, para efec-tos de control y seguimiento, las ocho observaciones de seguimiento normal pendientes de solventar, y el 24 del mismo mes y año solicitó a la SFP que se registrara su transferencia en el Sistema de Información Periódica (anexo 174).

Al cierre de 2011, se habían solventado cuatro de las ocho observaciones de seguimiento transferidas al OIC PR (anexo 175). Asimismo, durante el 2° trimestre de 2012, el OIC PR realizó la Auditoría de seguimiento número 16/12, en la que se dio seguimiento a las cuatro observaciones que aún quedaban pendientes de solventar y, adicionalmente, se incluyó en el seguimiento la observación número 01 de la auditoría número 9 del tercer trimestre de 2011, practicada por el OIC PR, quedando éstas cinco observaciones pendientes de atención (cuadro 71).

Cuadro 71. Observaciones transferidas por el OIC PM al OIC PR

Auditoría Paquete Descripción de la observación Estatus

Núm. Obs.

37/09 02 IPC 5 Trabajos cotizados y no ejecutados del mejoramiento masivo de suelos.

En seguimiento

10/10 01 IPC 7 Falta de permisos de derechos de vía. Solventada

15/10 01 IPC 2 Inobservancia de la normativa en la solicitud y determinación de pre-cios unitarios extraordinarios.

En seguimiento

02 Aplicación indebida de factores de ajuste para algunos conceptos, lo cual repercutió en la reprogramación contractual de la obra y en el cálculo de los factores de ajuste de costos.

En seguimiento

03 Inconsistencias en la aplicación de precios unitarios. Solventada

04 Trabajos extraordinarios autorizados por requerimientos operativos relacionados con trabajos no ejecutados en la parte de precio alzado.

En seguimiento

05 Inobservancias de la normativa en la autorización de conceptos extraordinarios.

Solventada

06 Incumplimiento del punto 2.14 de las Especificaciones Técnicas para control del proyecto.

Solventada

09/11 01 IPC 3 En el contrato de obra no. PR-OP-L-025/04P, adjudicado a Dragados Industriales, S.A. se tienen dos anticipos pendientes de amortizar y sus respectivos cargos por financiamiento.

En seguimiento

Fuente: Cédulas de seguimiento de observaciones del OIC PR, .Auditoría de seguimiento número 41 practicada en el 4° trimestre de 2011 y la número 16 practicada durante el 2°

trimestre de 2012.

El 5 de agosto de 2010, la Dirección Corporativa de Ingeniería y

Desarrollo de Proyectos (DCIDP) de Pemex entregó la administración del

proyecto al organismo subsidiario denominado Pemex Refinación (PR)

Pemex

284

El OIC PM procedió a elaborar e integrar los expedientes de las cuatro obser-vaciones con presuntas responsabilidades de servidores públicos, dos de las cuales fueron solventadas (anexo 176) (cuadro 72).

Cuadro 72. Observaciones por presuntas responsabilidades

Descripción Asunto Estatus1

Auditoría 68/05. Revisar el proceso licitatorio para el desarrollo de la inge-niería, procura y construcción de las plantas combinada, hidrodesulfuradora de diesel y catalítica (IPC 3).

Incumplimientos de los requisitos esta-blecidos en las bases de licitación:

• No acreditar la disponibilidad de maquinaria, equipo y de recursos humanos.

• Incongruencias y omisiones en los elementos de control del proyecto.

El 19 de febrero de 2008 el Área de Responsabilidades del OIC PM emitió su resolución, en la que se inhabilitó por seis meses y se suspendió por 60 días a dos servidores públicos de la entidad.

Auditoría 12/07. Revisar el proceso de ejecución del Contrato PR-OP-L-022/04P referente a la construcción de las plantas de servicios auxiliares, tra-tamiento de aguas amargas y obras de integración (IPC-2) por 376.59 MMUS$ y 5,043.99 MM$.

Asignación directa de las obras del ga-soducto y oleoducto a la empresa ICA como obra extraordinaria del Contrato PR-OP-L-022/04P por un monto de 493 MM$.

Solventada.

Auditoría 09/08. Revisar el proceso de ejecución del Contrato PR-OP-L-022/04P referente a la construcción de las plantas de servicios auxiliares, tratamiento de aguas amargas y obras de integración (IPC-2).

Autorización y pago de precios uni-tarios extraordinarios sin justificación, referentes a la perforación e hincado de pilotes por 100.1 MM$.

Este asunto fue validado por la Unidad de Control y Auditoría de Obra Pública de la SFP.

Con el oficio OICPM/AAI/032/2011 del 25 de febrero de 2011 se entregó al Área de Responsabilidades de OIC PM el informe de presuntas responsabilida-des y la documentación de soporte.

Auditorías 02/09, 19/09 y 37/09. Revisar el proceso de ejecución de los Contra-tos PR-OP-L-002/05P (IPC-4), PR-OP-L-025/04P (IPC-3) y PR-OP-L-001/05P (IPC 5) por 366, 636 y 362 MMUS$

Inconsistencias en la comprobación del pago realizado por concepto de gastos no recuperables por 34.1 MMUS$.

Solventada.

Fuente: Informe del OIC PM sobre el Proyecto Refinería Lázaro Cárdenas.

1 Segundo Trimestre de 2012.

Al 30 de junio de 2012, de las 112 observaciones emitidas en las 29 auditorías de acompañamiento practicadas, 106 se habían solventado, y de las seis con estatus de pendientes, cuatro correspondían a seguimiento normal y dos por presuntas responsabilidades de servidores públicos (cuadro 73).

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Cuadro 73. Situación de observaciones*

Año Revisiones efectuadas

Observaciones Solventadas Pendientes

2004 2 7 7 -

2005 9 24 23 1

2006 4 16 16 -

2007 4 27 27 -

2008 4 13 12 1

2009 4 15 15 -

2010 2 10 6 4

Totales 29 112 106 6

Fuente: Cédulas de Seguimiento de Observaciones, determinadas mediante auditorías de seguimiento practicadas por el OIC PM y el OIC PR.

* Al 30 de junio de 2012.

Auditoría Superior de la FederaciónCon motivo de la revisión y fiscalización superior de las cuentas públicas de los ejercicios fiscales de 2007, 2009 y 2010, la Auditoría Superior de la Fede-ración (ASF) practicó auditorías al Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas e inició nuevas auditorías en relación con las operaciones reportadas por PR en dicho proyecto en la Cuenta Pública de 2011.

Por lo que se refiere al ejercicio fiscal de 2007, la ASF practicó la auditoría 07-1-18TAM-04-0132, cuyo objetivo consistió en fiscalizar la gestión financiera de los recursos canalizados al Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas para comprobar que las inversiones físicas se planearon, programaron, presupuestaron, licitaron, contrataron y ejecutaron conforme a la legislación aplicable (anexo 177).

Como resultado, se determinó un posible daño patrimonial por la cantidad de 84.8 MM$ por la formalización del Contrato de obra pública a precios unitarios número ROPA-04107P, con el cual se reconocieron y pagaron trabajos que se habían incluido y ejecutado dentro del Contrato de obra pública a precio alzado número PR-OP-L-025/04P.

Con fecha 18 de enero de 2012, la ASF dio por atendido el pliego de observa-ciones al haberse efectuado su justificación, por lo que se dio por concluido este asunto (anexo 178).

En cuanto al ejercicio fiscal 2009, la ASF realizó cinco auditorías con objeto de fiscalizar la gestión financiera de los recursos canalizados al proyecto, a fin de comprobar que las inversiones físicas se planearon, programaron, presupues-taron, licitaron, contrataron, ejecutaron y pagaron conforme a la legislación aplicable (anexo 179) (cuadro 74).

Con motivo de la revisión y fiscalización superior de las

cuentas públicas de los ejercicios fiscales de 2007, 2009 y 2010, la

Auditoría Superior de la Federación (ASF) practicó auditorías al

Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas

Pemex

286

Cuadro 74. Auditorías practicadas al proyecto por la ASF, Cuenta Pública 2009

Contrato auditado No de auditoría Tipo de auditoría

IPC 2 (PR-OP-L-022/04P) 09-1-18T4M-04-0370 Inversiones físicas

IPC 3 (10-1-18T4M-04-0799) 09-1-18T4M-04-0371 Inversiones físicas


IPC 5 (PR-OP-L-001-05P) 09-1-18T4M-04-0373 Inversiones físicas

IPC 6 (PR-OP-L-003-05P) 09-1-18T4M-04-0374 Inversiones físicas

Fuente: Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009.

De las cinco auditorías que la entidad de FSF practicó al proyecto, se ge-neraron 63 observaciones, las cuales se encomendaron al OIC PM, SFP y la propia ASF para efectos de control y seguimiento (cuadro 75).

Cuadro 75. Observaciones determinadas en las auditorías de inversiones físicas, Cuenta Pública 2009

Dependencia Número de observaciones

OIC PR 41

SFP 9

ASF 13

Total 63

De las 13 observaciones cuyo control y seguimiento está a cargo de la ASF, tres son recomendaciones y 10 corresponden a solicitudes de aclaración (cuadro 76).

Cuadro 76. Observaciones y acciones emitidas en las auditorías de inversiones físicas, Cuenta Pública 2009

Número de auditoría

Dictamen Número de observaciones

Recomendaciones Solicitudes de aclaración

09-1-18T4M-04-0370 Negativo 5 2 3

09-1-18T4M-04-0371 Negativo 2 1 1

09-1-18T4M-04-0372 Negativo 3 3

09-1-18T4M-04-0373 Negativo 2 2

09-1-18T4M-04-0374 Negativo 1 1

Totales 13 3 10

Fuente: Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009

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El 8 de julio de 2011 la ASF comunicó a la Dirección General de PR que las tres recomendaciones emitidas en las auditorías números 09-1-18T4M-04-0370 y 09-1-18T4M-04-0371 se dictaminaron como atendidas (anexo 180).

Asimismo, la ASF comunicó como solventadas nueve de las 10 solicitudes de aclaración formuladas, por lo cual quedó pendiente de solventar la so-licitud de aclaración correspondiente a la auditoría número 09-1-18T4M-04-0372 (anexo 181).

En relación con la Cuenta Pública 2010, la ASF realizó ocho auditorías para fiscalizar y verificar la gestión financiera de los recursos canaliza-dos y comprobar que las inversiones físicas se planearon, programaron, presupuestaron, licitaron, contrataron, ejecutaron y pagaron conforme la legislación aplicable (anexo 182) (cuadro 77).

Cuadro 77. Auditorías practicadas al proyecto por la ASF, Cuenta Pública 2010

Contrato auditado N° de auditoría Tipo de auditoría

GEP 2 (PR-SO-L-005/04P) 10-1-18T4M-04-0798 para los trabajos de supervisión del IPC 2 Inversiones físicas



IPC 3 (10-1-18T4M-04-0799) 10-1-18T4M-04-079 Inversiones físicas




Hidrogenoducto 10-1-18T4M-04-0802 Inversiones físicas

Fuente: Informes de Auditoría Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010.

En las ocho auditorías que la ASF practicó al proyecto se generaron 14 observaciones, integradas por 10 recomendaciones y 10 solicitudes de aclaración (cuadro 78).

Pemex

288

Cuadro 78. Observaciones y acciones emitidas en las auditorías de inversiones físicas, Cuenta Pública 2010

N° de auditoría Dictamen N° Obs. Recomendación Solicitud de aclaración

10-1-18T4M-04-0795 Negativo 2 2 2

10-1-18T4M-04-0796 Negativo 1 1 1

10-1-18T4M-04-0797 Negativo 2 2 2

10-1-18T4M-04-0798 Limpio 2 0 0

10-1-18T4M-04-0799 Limpio 0 0 0

10-1-18T4M-04-0800 Limpio 0 0 0

10-1-18T4M-04-0801 Limpio 4 2 2

10-1-18T4M-04-0802 Negativo 3 3 3

Totales 14 10 10

Fuente: Informes de Auditoría Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010.

Para la revisión de la Cuenta Pública 2011, el 14 y 15 mayo de 2012 la ASF comunicó al Director General de Pemex Refinación el inicio de dos auditorías con objeto de fiscalizar y verificar la gestión financiera de los recursos federales canalizados al proyecto, para comprobar que las in-versiones físicas se ejecutaron y pagaron conforme a la legislación apli-cable (anexo 183).

Avances al mes de julio de 2012Mediante oficio número OAETI-0833/2012 de fecha 9 de julio de 2012, la ASF dio por solventadas 10 recomendaciones de la Cuenta Pública 2010 y una en situación de aclaración de la revisión a la Cuenta Pública de 2009 (anexo 184) (cuadro 79).

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Cuadro 79. Recomendaciones y solicitud de aclaración de la ASF a las Observaciones y recomendaciones de la Cuenta Pública 2009 y 2010

Recomendaciones Avance Solicitud de aclaración Avance

10-1-18T4M-04-0795-01-001 100% 09-1-18T4M-04-0372-03-003 100%

10-1-18T4M-04-0795-01-002 100%

10-1-18T4M-04-0796-01-001 100%

10-1-18T4M-04-0797-01-001 100%

10-1-18T4M-04-0797-01-002 100%

10-1-18T4M-04-0801-01-001 100%

10-1-18T4M-04-0801-01-002 100%

10-1-18T4M-04-0802-01-001 100%

10-1-18T4M-04-0802-01-002 100%

10-1-18T4M-04-0802-01-003 100%

Con oficio número DGAIFF-K-1823-2012, la ASF informa la solventación de tres solicitudes de aclaración, así como siete en las que se procederá a formular pliego de observaciones de la revisión a la Cuenta Pública de 2010 (anexo 185) (cuadro 80).

Cuadro 80. Solicitud de aclaración y formulación de pliego de observaciones de la ASF a las observaciones y recomendaciones de la Cuenta Pública 2010

Solicitud de aclaración Avance En proceso de formulación Pliego de observaciones

10-1-18T4M-04-0801-03-001 100% 10-1-18T4M-04-0795-03-001

10-1-18T4M-04-0801-03-002 100% 10-1-18T4M-04-0795-03-002

10-1-18T4M-04-0802-03-003 100% 10-1-18T4M-04-0796-03-001

10-1-18T4M-04-0797-03-001

10-1-18T4M-04-0797-03-002

10-1-18T4M-04-0802-03-001

Pemex

290

IX. Resultados y beneficios alcanzados

El Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas for-ma parte del Programa de Reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación, el cual consta de la construcción de 12 plantas de pro-ceso, obra de integración, servicios auxiliares y la instalación de un gasoducto de 12” x 12 km, un oleoducto de 30” x 12 km y un HD de 10” x 25.4 km.

El 26 de julio de 2011, el presidente Felipe Calderón Hinojosa inauguró Proyecto, describiéndolo de la siguiente manera:

Ésta es, qué duda cabe, una de las inversiones más grandes hechas por Petróleos Mexicanos en un solo complejo en muchos, muchos años. Pasaron casi 30 años para que se hiciera un proyecto así.

Estamos hablando, por su monto, amigos, de una inversión de más de 3.5 MMUS$; es decir, de más de 42 MM$, con lo cual se construyeron 12 nuevas plantas que integran este complejo de reconfiguración.

Prácticamente, dicho con toda claridad, más que una reconfiguración, ésta es, verdaderamente, una nueva refinería para Petróleos Mexica-nos.

Es una inversión que convierte a la Refinería Lázaro Cárdenas, la Re-finería de Minatitlán, en la más moderna de América Latina y, al mis-mo tiempo, ser, como sabemos, la más antigua, también, de América Latina.

La Refinería Lázaro Cárdenas abrió sus puertas en 1906, siendo la primera gran refinería de América Latina. Su actual reconfiguración le ha permitido modernizar, expandir e incrementar la complejidad de la refinería, instalando plantas nuevas y de alta conversión para transfor-mar el combustóleo en destilados, así como para aumentar la capa-cidad de producción y la proporción de crudo pesado que procesa, colocando a la Refinería Lázaro Cárdenas como refinería moderna y rentable, capaz de afrontar los retos del siglo XXI (cuadro 81).

Los resultados del proyecto de reconfiguración, se exponen de mane-ra sintética a continuación: Ésta es, qué duda cabe,

una de las inversiones más grandes hechas por Petróleos Mexicanos en un solo complejo en muchos, muchos años. Pasaron casi 30 años para que se hiciera un proyecto así.

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292

Cuadro 81. Entrada en operación de la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas

Descripción de las plantas

Terminación mecánica Inicio de operación (carga)

Producción y estabilización

Servicios auxiliares

TG-3A - jul-2010 jun-2011

CB-6 (gas) - sep-2009 feb-2011

CB-7 (gas) - abr-2010 may-2011

UDA-300 - jun-2009 dic-2010

ED-305A - sep-2009 feb-2011

MLA-02/03 - dic-2010

CT-2003 - ene-2009 nov-2010

Integración

UTPE - ago-2010 nov-2010

CT-2000 - may-2009 mar-2011

CT-2001 - feb-2011 nov-2011

HDS Naftas Coquización ene-2011 jul-2011 ago-2011

HDS diesel jun-2010 ago-2010 sep-2010

Hidrógeno jul-2010 ago-2010 nov-2010

Aguas amargas sep-2010 Tren U-60000 ago-2010 dic-2010 Tren U-60000

nov-2010 Tren U-65000 feb-2011 Tren U-65000

sep-2010 Tren U-70000 nov-2010 Tren U-70000

may-2010 Tren U-75000 nov-2010 Tren U-75000

Azufre sep-2010 Tren 1 oct-2010 dic-2010 Tren 1

may-2011 Tren 2 nov-2011 Tren 2

may-2011 Tren 3 mar-2012 Tren 3

may-2011 Tren 4 mar-2012 Tren 4

may-2011 LTGT-1 may-2012 LTGT-1

may-2011 LTGT-2 may-2012 LTGT-2

Hidrogenoducto - dic-2011 dic-2011

Combinada jul-2011 sep-2011 sep-2011

Catalítica jul-2011 oct-2011 nov-2011

HDS gasóleos ago-2011 nov-2011 nov-2011

Alquilación U-18000 jul-2011 nov-2011 nov-2011

Alquilación U-19000 ago-2011 ene-2012 abr-2012

Coquizadora ago-2011 dic-2011 Tren 2 ene-2012 Tren 1

ene-2012 Tren 1 ene-2012 Tren 1 ene-2012 Tren 2

Regeneradora de amina feb-2011 dic-2011 ene-2012

Fuente: Pemex Refinación.

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a. En materia de producciónCon las nuevas instalaciones de la Refinería Lázaro Cárdenas, se incrementa la capacidad de proceso de crudo pesado, el rendimiento de la gasolina y diesel, además de reducir la producción de combustóleo y mejora la calidad de los productos destilados.

Producción

• Aumento de la capacidad productiva de la refinería

– Incremento en la capacidad instalada de alrededor de 185 Mbpd a un máximo alcanzable de 285 Mbpd.

– Incremento en la capacidad de procesamiento de crudo óptimo de 175 Mbpd a 246 Mbpd.

– Incremento en la proporción de manejo de crudo pesado de 33 a 71%, materia prima que, dada su calidad tiene un precio menor al de otros aceites crudos disponibles, con un nuevo tren de refina-ción 100% Maya.

• Con la reconfiguración se duplicó prácticamente la capacidad de pro-ducción de refinados como gasolina y diesel.

• Aumento en la producción de las gasolinas, al pasar de 45.5 a alrede-dor de 93 Mb.

– La producción de gasolina Pemex Magna pasa de de 45.5 a 77.4 Mbpd.

– Se inicia en esta refinería la producción de gasolina Pemex Pre-mium con 15.4 Mbpd, que antes no se producía en México.

• Otros destilados intermedios aumentan de 45 a 51.8 Mbpd.

– La primera producción en el país de diesel de ultra bajo azufre (UBA) con una producción de 32 Mbd con sólo 10 ppm de azufre.

– Incremento en diesel y turbosina de 45 Mbd a 51.8 Mbd.

• Reducción de la producción de combustóleo de 65 a 23.7 Mbd, cuya demanda presenta decremento tanto en el mercado nacional como en el internacional.

• Inicio la producción de coque con 3.3 MTD.

InsumosLos insumos empleados en la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárde-nas, en equivalencia, serían aproximadamente los siguientes:

• Concreto. Utilización de siete veces más concreto que el utilizado para la construcción de la Torre Mayor en el Distrito Federal.

• Acero. Utilización equivalente a más de dos buque tanques similares al buque Centenario que tiene 46,925 t de peso muerto.

• Tubería. Instalación de alrededor de 1,200 km de tubería, equivalente a la distancia Minatitlán-Distrito Federal-Minatitlán.

Incremento en la capacidad de procesamiento de crudo óptimo

246Mbpd

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• Estructura metálica. En 50% superior a la requerida en la Torre Khalifa, de Dubai, el edificio más alto del planeta.

• Instalación eléctrica. Cableado equivale a 1.4 veces el instalado para todo el sistema de alumbrado del Distrito Federal.

b. En materia económica-financieraFinancieraEl proyecto de reconfiguración inicio en la administración del presidente Vi-cente Fox Quesada. No obstante, al inicio de la administración del presidente Felipe Calderón Hinojosa, la reconfiguración presentaba un significativo re-traso, principalmente asociado al costo de los insumos y a la multiplicidad de empresas y proyectos participantes.

La inversión total del proyecto fue de 3,559 MMUS$, al momento de su inau-guración en julio de 2011.

EconómicaEl proyecto permitió una importante derrama económica en la región, se incre-mentó la demanda de mano de obra y de servicios, además de que impulsó el desarrollo de la industria de la construcción y de las empresas prestadoras de servicios.

• En la economía regional:

– En su construcción se crearon más de 7,000 empleos directos, con una derrama estimada de alrededor de 20,000 empleos en la región sur del estado de Veracruz.

– Alrededor de 500 puestos de trabajo adicionales para la operación de las nuevas instalaciones.

– Un estimado de 15,000 empleos indirectos, vinculados a diversos proveedores de fuera de la región.

– Con los incrementos en el empleo permanente, directo e indirecto, se espera la mejora en el bienestar de los hogares de la región en el corto y mediano plazo.

• Contratistas. El proyecto involucró esquemas de promoción de conte-nido nacional.

– En cuatro de los seis paquetes de IPC, participaron empresas mexi-canas como contratistas principales o en asociación con empresas internacionales.

– Cinco de las seis empresas contratadas como GEP son mexicanas y la restante de capital extranjero se instaló en el país con este proyecto.

• En la oferta y demanda:

– Los aumentos en la producción contribuyen a mejorar el equilibrio de la balanza comercial de productos petrolíferos y a disminuir los niveles de importación de gasolina y de diesel.

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Se estima que con la Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, junto con la reconfiguración de las refinerías en Salamanca y la construcción de la nueva refinería en Tula, la importación de gasolina se reducirá de 40% en 2011 a 34% en 2016, ello conforme la proyección de crecimiento de demanda de 4.5% en promedio anual en el periodo de 2012 a 2016.

– La oferta de productos de la refinería pretende abastecer la de-manda de gasolinas en los estados de Puebla, Veracruz, Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, y una parte del Distrito Federal.

c. En materia de medio ambiente• Mejora en la calidad de la gasolina. En 2004, la gasolina que se pro-

ducía y consumía en México era de hasta 500 ppm. A partir de la re-configuración, la producción de gasolina y diesel es de 15 o menos partículas por millón, lo que contribuye a contar con un aire más limpio y mejorar la salud la población.

• Productos más amables con el medio ambiente. Las mejoras tecnoló-gicas implementadas en la reconfiguración permitieron la instrumen-tación de avanzados aditamentos tecnológicos para la generación de productos más amables con el medio ambiente y contribuir a la reduc-ción de contaminantes con la eliminación de azufre en los productos destilados, cumpliendo con las normas internacionales en materia eco-lógica, además de recuperar azufre e hidrógeno, obtener gasolinas de alto octanaje y menor contenido de azufre, procesar residuos pesados de mayor valor agregado y obtener coque como combustible para la generación de energía eléctrica.

• Sistema de Aseguramiento de la Calidad. Basado en la norma ISO-9002/NMX-CC-004, que conforme sus principios se garantiza que los procesos, productos y servicios de la refinería satisfagan los requisitos de sus clientes, dentro de un ámbito de seguridad, protección del am-biente, productividad, rentabilidad y mejoramiento continuo.

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X. Informe final del servidor público de la entidad responsable

Los servidores públicos que firman declaran que la información contenida en el presente Libro Blanco, constituye una constancia documental de las acciones efectuadas y de los resultados obtenidos en el Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas al 30 de noviembre de 2012, conforme a lo publicado en el Diario Oficial de la Federación, Lineamientos para la elaboración e integración de Libros Blancos y de Memorias Documentales, del 10 de octubre de 2011.

Proyecto de Reconfiguración de la Refinería Lázaro Cárdenas, en Minatitlán, Veracruz.

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Área responsable del Libro Blanco:

Ing. Francisco Guillermo Iturbide Ruiz

Subdirector de Proyectos

Ing. Jesús Lozano Peña

Coordinador de Proyectos de Modernización y Ampliación de

Capacidad

Ing. Gildardo Chávez Gallardo

Asesor de la Subdirección de Proyectos

Coordinación del Libro Blanco:

Lic. Adolfo Salvador Lima Trejo

Gerente de Control de Gestión

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Reconfiguración de la Refinería “Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, … · 2019-12-20 ·...

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