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v. final
Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y
sus Organismos Subsidiarios al Primer Trimestre de 2011
ABRIL DE 2011
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CONTENIDO
1. Antecedentes 2. Resumen ejecutivo 3. Avance en el cumplimiento del Programa
3.A. Pemex-Exploración y Producción
3.B. Pemex-Refinación
3.C. Pemex-Gas y Petroquímica Básica
3.D. Pemex-Petroquímica
3.E. Petróleos Mexicanos
4. Indicadores y metas 5. Relación de acciones del Programa Anexo.- Acrónimos y abreviaturas
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1. Antecedentes El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos (PEO) y sus Organismos Subsidiarios, contemplado en el Artículo Noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 1 de octubre de 2007 (el Decreto), fue aprobado por la Secretaría de Energía el 27 de junio de 2008 y enviado a la Comisión Permanente del Congreso de la Unión el 30 de junio de 2008. La fracción II del mismo Artículo Noveno transitorio del Decreto y el Capítulo IV de los Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en la ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa (los Lineamientos), publicados en el DOF el 3 de junio de 2008, establecen la obligación de Petróleos Mexicanos de integrar y enviar a la Secretaría de Energía informes trimestrales de avance del cumplimiento del Programa a más tardar el último día hábil de los meses de octubre, enero, abril y julio de cada año, iniciando en octubre de 2008 y concluyendo con el informe de enero de 2013.
En este contexto, el presente documento corresponde al informe del primer trimestre de 2011, en el que se presenta el avance en la ejecución de las acciones planteadas en el Programa, así como el cumplimiento de las metas establecidas para los indicadores, con información del primer trimestre del año 2011, de conformidad con lo establecido en los capítulos III y IV de los Lineamientos.
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2. Resumen ejecutivo
En apego a los lineamientos y criterios establecidos por la Secretaría de Energía (SENER), el presente informe refiere el avance al primer trimestre de 2011 en la ejecución de las acciones contenidas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (PEO) en Petróleos Mexicanos.
Pemex Exploración y Producción (PEP), en el primer trimestre de 2011, incluye el avance de 13 acciones, dándose por concluidas dos acciones en el año 2010.
El resultado global medido a través de indicadores determinados para el Programa fue el siguiente: el total de índices a reportar es de 26, de los cuales 9 de ellos se informan sólo al cierre del año. De los 17 indicadores restantes en los que se reporta su avance, 3 resultaron con calificación “Insuficiente”, 2 “Aceptable” y 12 “Sobresaliente”.
Es relevante mencionar que en el periodo se mantuvo el cumplimiento en las metas volumétricas de producción y de entrega de los volúmenes para su comercialización; con lo que se contribuyó directamente a mantener los indicadores de costo en estándares debajo de sus metas, apoyados también por una disminución en los gastos en servicios generales, materiales e indirectos de administración.
En relación a los principales resultados, la producción total de petróleo crudo superó la meta para el periodo, debido principalmente a la mayor producción respecto a lo programado en los proyectos Cantarell, Crudo Ligero Marino y Yaxché; lo anterior debido a una disminución del ritmo de declinación, y un efecto positivo de las acciones implementadas en los proyectos.
En la producción de gas, también se logró un desempeño por arriba de la meta, debido al mayor volumen en los proyectos que aportan gas asociado, Yaxché, Caan, Crudo Ligero Marino, Antonio J. Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, y Veracruz en el gas no asociado.
Por su parte, en Pemex Refinación (PR), el período enero-marzo de 2011, 12 indicadores resultaron aceptables o sobresalientes y 9 indicadores insuficientes. En particular, el costo de transporte, la participación del transporte por ducto, días de autonomía en terminales de gasolina (Magna y Premium) y emisiones de SOx alcanzaron resultados sobresalientes. En contraste, el proceso de crudo, productividad laboral en refinerías, gasolina UBA producida/ gasolina total producida, utilización de la capacidad de coquización, índice de intensidad energética, utilización de la capacidad de destilación equivalente, entre otros, registraron resultados insuficientes.
Las acciones de Pemex Refinación se enfocan en incrementar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, mejorar la confiabilidad operacional de sus instalaciones así como garantizar el abasto de petrolíferos en el país al mínimo costo, con calidad y oportunidad. Asimismo, dirige esfuerzos para incrementar la eficiencia operativa a lo largo de la cadena de valor, bajo un entorno de seguridad y protección al ambiente.
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En Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) de las 21 acciones consideradas originalmente en el programa, 10 continúan vigentes en 2011, 10 fueron concluidas y una referida a incrementar la producción de líquidos en planta criogénica e instalar sección de fraccionamiento en CPG Arenque, se pospuso para el año 2013, como se informó en el informe precedente. Para 2011 SENER autorizó a Pemex Gas, en función de su relevancia para medir la eficiencia del Organismo, evaluar 20 indicadores con una meta asociada y reportar cuatro indicadores volumétricos sin reporte de metas, así como eliminar uno relacionado con el índice de personal. En este período 15 de los 21 indicadores que se reportan para PGPB calificaron como aceptables o sobresalientes, 4 calificaron como insuficientes (dos relacionados con la calidad del gas natural, uno con el índice de frecuencia de accidentes, y otro con la perdida de hidrocarburos por fugas y derrames) y 2 restantes que no se evaluaron dado que dependen del inicio de la operación de la nueva planta Criogénica en Poza Rica.
En el caso de Pemex Petroquímica (PPQ) durante el periodo enero - marzo de 2011, de los 15 indicadores evaluados, 9 resultaron aceptables y 6 insuficientes. Entre los indicadores con calificación aceptable, se encuentran principalmente: ahorro en el uso de materia prima y energía vs. estándares tecnológicos internos de PPQ, factor de insumo etileno, gastos de operación de petroquímicos, índice de consumo de energía y desempeño ambiental; en contraste, los indicadores que calificaron como insuficientes están el índice de productividad laboral, factor de insumo gas natural – amoniaco, factor de insumo aromáticos + gasolinas, producción de petroquímicos, entre otros.
En el año 2010 se estableció como estrategia para incrementar la rentabilidad de las cadenas productivas de este Organismo, dejar de operar la despuntadora de crudo en el Complejo Petroquímico Cangrejera, y operar el tren de aromáticos con nafta importada, hasta marzo de 2011 la estrategia adoptada sigue en vigencia.
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3. Avance en el cumplimiento del Programa
3A. Pemex Exploración y Producción
Avance en la ejecución de las acciones del PEO
Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en cuencas restantes
Durante el periodo enero – marzo de 2011 se adquirieron 947 kilómetros de sísmica 2D y 9 mil 431 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, de éstos últimos 7 mil 909 corresponden al Golfo de México Profundo y 273 kilómetros cuadrados de sísmica 3D se realizaron en apoyo al desarrollo de campos.
En cuanto a la perforación exploratoria, se terminaron 8 pozos de acuerdo a la siguiente distribución, incluyendo delimitadores.
• 3 en la Cuenca de Burgos-Sabinas
• 5 en Cuencas del Sureste.
A continuación se relacionan los pozos terminados, así como datos de aforo y resultado:
Datos de aforo
Activo Pozo Aceite (bpd)
Gas (mmpcd)
Condensado (bpd)
Resultado
Activo Integral Burgos
Maizal-1 Improductivo invadido de agua salada
Emergente-1 2.864 Productor de gas seco
Pichichil-1 Improductivo invadido de agua salada
Activo de Exploración Sur
Ogarrio-1001 84 0.108 Productor de aceite y gas
Cacho López-1001 Improductivo seco
Pareto-1 3703 8.044 Productor de aceite y gas
Activo de Exploración Plataforma Continental
Sur
Tsimin-1DL 3,846 16.94 Productor de aceite y gas
Baxale-1 Productor no comercial de aceite y gas
La ubicación geográfica aproximada de los pozos en los Activos de PEP se ilustra en la siguiente figura:
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Pozos exploratorios terminados, primer trimestre 2011
Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones
Para continuar con el fortalecimiento de la cartera de oportunidades exploratorias en el primer trimestre de 2011, se levantaron 9,431 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, distribuidos de la siguiente manera:
En la Región Marina Suroeste, con el objetivo de definir estructuras Mesozoicas con potencial de hidrocarburos en aguas profundas, se levantaron 2,488 kilómetros cuadrados en el cubo Ixic-3D y 2,430 kilómetros cuadrados en Yoka Butub. En el proyecto Crudo Ligero Marina 46.5 kilómetros cuadrados en Tsimin-Tojual.
En la Región Sur, con el objetivo principal de identificar oportunidades en rocas del Mesozoico en Cuencas del Sureste se levantaron 766 kilómetros cuadrados distribuidos en los cubos de Tepetate NW-Los Soldados, 189 kilómetros cuadrados y Cobo 3D Ampliación, 577 kilómetros cuadrados.
Región Norte, en aguas profundas con objetivos subsalinos se observaron 2,989 kilómetros cuadrados en el estudio Centauro 3D; mientras que en el Activo
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Veracruz se levantaron 436 kilómetros cuadrados mediante el estudio Mata Verde y en apoyo a estudios de desarrollo de campos se adquirieron 273 kilómetros cuadrados en el estudio Furbero-Presidente Miguel Alemán-Remolino.
En lo que se refiere al levantamiento de sísmica 2D, en el periodo, se levantaron 947 kilómetros , de los cuales 31 kilómetros corresponden al estudio Perla 2D , 475 kilómetros se adquirieron en el levantamiento sísmico Piedras Negras, ambos bajo la jurisdicción del Activo Integral Burgos y 440 kilómetros corresponden al estudio Loma Bonita-Ixcatlán del Activo Integral Veracruz.
Se informa a continuación de las actividades relevantes respecto al Plan de Negocios (PdN) de Pemex Exploración y Producción referentes a la Iniciativa 2 “Incrementar inventario de reservas por nuevos descubrimientos y reclasificación”.
2A. Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en aguas someras y áreas terrestres
Se resaltan resultados para el primer trimestre de 2011:
- En el trimestre se programó levantar 768 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, de los cuales se levantaron 766 kilómetros cuadrados, lo anterior para un cumplimiento de 99.7%
- No se programó la aprobación de localizaciones exploratorias.
- Asimismo, en el trimestre se terminaron 5 pozos exploratorios, de los cuales 3 se determinaron productores; los resultados definitivos en cuanto el éxito y volumen incorporado se dará a conocer una vez concluidos los procesos de certificación en todos los pozos.
2B. Acelerar la evaluación del potencial del Golfo de México Profundo
- De 8,450 kilómetros cuadrados programados de sísmica 3D, se lograron 7,909 kilómetros cuadrados para un cumplimiento del 94%.
- No se programó aprobar localizaciones para este primer trimestre de 2011, para este periodo, sin embargo fuera de programa fue aprobada la Localización Caxa-1 del Proyecto Golfo de México Sur.
- No se programaron pozos exploratorios a terminar en este trimestre.
2C. Ampliar el portafolio de oportunidades exploratorias en áreas de gas no asociado
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En este aspecto se resaltan los resultados en el primer trimestre de 2011:
- En el levantamiento de sísmica 3D mediante el estudio Mata Verde 3D se programó adquirir 265 kilómetros cuadrados y se levantaron 436 kilómetros cuadrados, por lo que se cumplió con el 164 por ciento de lo previsto, lo anterior debido a que se optimizaron recursos, logrando superar la meta establecida
- No se programó la aprobación de localizaciones exploratorias, para este primer trimestre de 2011
- Se terminaron 3 pozos exploratorios, de los cuales 1 se determinó como productor, los resultados definitivos en cuanto el éxito y volumen incorporado se dará a conocer una vez concluido el proceso de certificación
2D. Intensificar la actividad en delimitación para acelerar el desarrollo de reservas probadas
Los resultados obtenidos durante el periodo enero-marzo de 2011 son:
- Se terminó 1 pozo de 1 programado, (Tsimin 1DL) rresultando productor de gas y condensado
Definir e implementar el mapa tecnológico de exploración
5A. Definir el mapa tecnológico de exploración
Se concluyó el programa al 100%, definiéndose el Mapa Tecnológico de Exploración y su continuidad será reflejada en el programa de Implementación del Mapa Tecnológico de Exploración.
La estrategia tecnológica de exploración deberá enfocarse a los retos de la evaluación del potencial, incorporación de reservas y apoyo para mejorar el factor de recuperación de los yacimientos.
Contar con una estrategia de tecnología de exploración que permita mejorar el entendimiento de los elementos de riesgo geológico, dar mayor certidumbre a la estimación volumétrica, y para lo cual será necesario contar con:
Mapa de oportunidades y tecnologías requeridas en función de los retos técnicos de los proyectos prioritarios
Monitoreo y plan de asimilación de tecnologías críticas.
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Portafolio integrado de tecnologías de exploración.
El proceso de selección de tecnologías en exploración se llevó a cabo en cuatro fases desde 2009
Fase I, 2009. Se identificaron los retos técnicos de los proyectos prioritarios con el fin de determinar las competencias técnicas requeridas por los profesionistas.
Fase II, 2010. Se llevó a cabo el diagnóstico de las tecnologías con base en el análisis de 38 localizaciones exploratorias distribuidas en los proyectos prioritarios.
Fase III, 2010. Se realizaron talleres a nivel corporativo para definir las áreas tecnológicas estratégicas de PEP, para establecer el Programa Estratégico Tecnológico.
Fase IV, 2011. Con base en las fases anteriores, se realizó la integración y definición del mapa tecnológico de exploración, que agrupa y jerarquiza 10 áreas tecnológicas estratégicas:
Área Tecnológica Objetivos Adquisición y procesado de sísmica 3D enfocada a objetivos
Reducir la incertidumbre en la definición de la trampa y la distribución de la roca almacén
Física de rocas Predecir con mayor certidumbre la calidad de la roca almacén y el tipo de fluidos
Conversión a profundidad / PSDM Reducir el riesgo en áreas de geología compleja / tectónica salina
AVO e Inversión Evaluar sistemáticamente el riesgo asociado a la roca almacén y el tipo de fluidos, especialmente en objetivos terciarios
Interpretación estructural compleja Predecir con mayor certidumbre las características de las trampas, sistemas de fracturamiento y sellos.
Modelado del Sistema Petrolero Desarrollar modelos confiables que permitan predecir la presencia, tipo y volúmenes de hidrocarburos.
Carbonatos naturalmente fracturados Caracterizar la definición de las fracturas y su distribución en el yacimiento.
Monitoreo sísmico de yacimientos (sismología 4D)
Monitorear a través del tiempo el movimiento de fluidos en los yacimientos.
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Área Tecnológica Objetivos Exploración de recursos no convencionales
Evaluar el recurso potencial de lutitas gasíferas y aceitíferas
Métodos electromagnéticos Incrementar la certidumbre sobre el tipo de fluidos
2E. Implementar el mapa tecnológico de exploración
Las actividades a desarrollar durante el presente año tienen un avance de acuerdo al programa del 25% y son:
Flujo de trabajo para diseño de adquisición y procesado sísmico 3D
Flujo de trabajo para física de rocas
Licencias de software especializado para física de roca Power Log (Jason)
Flujo de trabajo para conversión a profundidad / PSDM
Flujo de Trabajo para AVO e Inversión
Flujo de trabajo para interpretación estructural compleja
Obtención de datos de energías de activación
Flujo de trabajo para caracterización de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados
Prueba tecnológica para procesado sísmico para yacimientos carbonatados naturalmente fracturados
Modelo de evolución de la sal y su influencia en los plays del área Coatzacoalcos - Holok - Cequi (PEP-BP)
Accseo a software especializado de inversión sísmica plataforma Jason (Jason Geosystems)
Acceso a software especializado de AVO de la plataforma Hampson & Russell (CGG-Veritas).
Procedencia de roca almacén en la porción norte del Golfo de México (IMP-BP).
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Análisis de Plays Carbonatados no convencionales en la Sonda de Campeche (PEP-Repsol)
Revertir disminución en producción
1A. Introducir mejores prácticas para administrar la declinación de campos:
Análisis del Proceso de la producción declinada, de acuerdo al programa, al final del primer trimestre se tiene un avance del 50% y se prevé su conclusión al final del primer semestre del año
Implementación del proceso mejorado, se tiene programado para el segundo semestre del año
Implementación de Estrategia Nacional de Productividad, el programa contempla un avance del 10% en cada trimestre iniciando en el segundo para lograr el 30% al final de 2011
1B. Proyectos de Recuperación Secundaria y Mejorada:
Se inició la ejecución de pruebas piloto de Recuperación Mejorada, en el periodo se ha cumplido con las dos pruebas programadas, y los resultados y estado actual es como se indica en la siguiente tabla:
Prueba Resultado Estado actual
Inyección de vapor en Samaria Terciario
La prueba fue exitosa pasando de una producción en frio de 450 bpd de aceite a 1400 bpd en caliente
Actualmente se están analizando llevar las pruebas a escala de campo
Inyección continua e intermitente de CO2 en ATG
La inyección continua no fue exitosa
La inyección discontinua resultó positiva
Está aún en proceso de evaluación. Se están proponiendo más pruebas
Se ha logrado un avance de 70% en cierre de brechas, esto es en lo relacionado a competencias del personal en Recuperación Secundaria y Mejorada, con tres maestrías y dos doctorados
Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:
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Es necesario integrar equipos de Recuperación Secundaria y Mejorada en las cuatro áreas regionales del Organismo, asignación de recursos económicos y continuar la formación de especialistas en esas especialidades
Es necesario que en los Activos Regionales se conformen equipos y se nombren líderes de cada proyecto, compromiso de asignación de recursos económicos por parte de los Activos e identificación de competencias para cierre de brechas en los equipos de Recuperación Secundaria y Mejorada
Documentación obligatoria de opciones de Recuperación Secundaria y Mejorada en los proyectos de explotación
1C. Implementar el mapa tecnológico de desarrollo y exploración
En cuanto al desarrollo de pruebas tecnológicas piloto, de acuerdo al programa, se llevó a cabo una prueba, al final del año se tiene programado un total de seis
Transferir y difundir tecnologías, el programa contempla esta actividad para el segundo semestre del año
Masificación de tecnologías, se concluyó una de dos actividades programadas para 2011
Lineamientos y procedimientos para las pruebas piloto.
Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:
Implantar los resultados de los proyectos CIIS y Fondo Sener-Conacyt.
Contar con los recursos económicos para realizar estudios de análisis de riesgo e incertidumbre, asociados a la jerarquización de pruebas piloto
Implantar los resultados de los proyectos CIIS y Fondo Sener-Conacyt
Jerarquizar las pruebas tecnológicas a realizar
1E. Desarrollar e implementar la estrategia de explotación de crudos extra pesados
Referente al avance en la estrategia integral de explotación de crudos extra pesados, se logró el 25% de acuerdo a lo programado para el primer trimestre
Los documentos de visualización (DSD-V) y conceptualización (DSD-C) se estima concluirlos a finales del presente año
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1F. Acelerar la entrada a producción de campos nuevos y reactivación de campos
Se concluyó el pre-dictamen y dictamen del FEL-D del Proyecto Cactus Sitio Grande (Campo nuevo Teotleco)
Evaluación técnica de campos marginales para nuevos modelos de ejecución. Data room Región Sur con tres áreas: Santuario, Magallanes y Carrizo. Data room de la Región Norte
Se identifican los siguientes riesgos:
Incumplimiento de la fecha de inicio de los dos estudios de Caracterización de Campos de la Región Sur por falta de recursos humanos y financieros
Retraso en los programas de trabajo de la fase FEL-D de los proyectos Costero Terrestre (campos nuevos: Ribereño y Altamonti) y Delta del Grijalva (campos nuevos: Palapa, Pachira, Huaycura, Enebro y Kanemi).
Para lo cual se llevan a cabo las siguientes acciones preventivas:
Asegurar la asignación de recursos
Dar seguimiento mensual al cumplimiento de los programas de trabajo correspondientes y al aseguramiento de los recursos requeridos
Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:
Iniciar los diagnósticos de las necesidades de estudios de caracterización inicial de campos nuevos para el diseño de sus planes de explotación
Asegurar la asignación de recursos humanos internos y externos para concluir el diseño de los proyectos bajo metodología FEL de los proyectos Costero y Delta del Grijalva
Continuar con el soporte y seguimiento de parte del área de nuevos modelos de ejecución en las cinco propuestas para integrar el data room de la Región Norte
Asignar recursos e iniciar el estudio de caracterización de dos campos de los proyectos Bellota-Chinchorro y Delta del Grijalva
5B. Definir el mapa tecnológico de desarrollo y explotación
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Se han elaborado dos Mapas por necesidad tecnológica de acuerdo al programa para el trimestre.
Los lineamientos de operación de redes de expertos llevan un 40% de avance
Para el resto del año de espera contar con 14 mapas por necesidad tecnológica, tres de rutas tecnológicas, el 40% del plan de administración de tecnología y el 80%de los lineamientos de operación de redes de expertos
Optimizar las operaciones de producción, distribución y comercialización
9C. Mejorar flexibilidad en el sistema de distribución a través de nueva infraestructura en zonas críticas
La siguiente tabla muestra los avances programados y realizados en el periodo de evaluación
Obra Entrega Enero-marzo
Prog. RealCentral de rebombeo “El Misterio I” dic-11 66 27
Ducto 36"Φ x 62.5 Km. TMDB-Área de Trampas "El Misterio" dic-11 59 14
Tanque de 500 MB en Terminal marítima Pajaritos dic-10 100 99
Mantto. al tanque TV-5002 de 500 Mbls en TMDB ene-11 100 95
Adecuación de cabezales en domos salinos Tuzandepétl jun-11 86 16
Terminación del tanque TV-5013 en TMDB jul-11 79 87
Oleoducto de 30”x15 Km. CCC Palomas- CAE Tuzandepétl ago-11 79 13
Mantto. al tanque TV-5014 de 500 Mbls en TMDB dic-11 24 -
Mantto. al tanque TV-5016 de 500 Mbls en TMDB dic-11 24 -
Salinoducto de 20”x 28 Km. de Tuzandepétl - Rabón Grande dic-11 65 16
TMDB – Terminal marítima Dos Bocas, Tabasco
Respecto a las causas de variación en el mantenimiento y construcción de tanques programados para diciembre de 2010 y enero de 2011, se incluyen las siguientes explicaciones:
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Actividad incumplida Causa Acción correctiva Mantenimiento del tanque TV-5002 en Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB).
Cambio de ejecutor de los trabajos, por no contar con los suministros adecuados en sitio.
Utilización de materiales flexibles con apoyo técnico especializado del fabricante.
Construcción de un tanque de 500 MB en Terminal Marítima Pajaritos (TMP).
Continúa el retraso del programa de ejecución de la obra por parte del contratista derivado de la insuficiencia de personal.
Se instruyó a la contratista asignar más personal para optimizar el programa de terminación de la obra.
Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:
Compromiso por parte del área de ingeniería y obras estratégicas, para el cumplimiento de los programas de ejecución para la entrega oportunas de las obras y sus fases
Estimación del monto mínimo para el proceso de licitación de las obras «Ampliación de la CB-4T» y «Central de Rebombeo en El Misterio I»; así como la adecuación de la ingeniería del «Ducto 36» x 62.5 Km. TMDB-Área de Trampas El Misterio
Estimación del monto mínimo por el área de ingeniería y obras estratégicas, para la adecuación de la ingeniería de las obras de almacenamiento en CAE Tuzandepetl
5B. Incrementar el valor y calidad de hidrocarburos a través de segregación y mezclado de corrientes
La siguiente tabla muestra los avances programados y los reales alcanzados en el periodo
Obra EntregaAvance enero-marzo
Prog. Real Planta de tratamiento de aguas congénitas para 100 Mbpd de Cantrell en TMDB
feb-10 100 99
Conversión a Gun Barrel TV-5008 en TMDB dic-10 100 54
Conversión a Gun Barrel TV-5006 en TMDB jun-11 85 54
Sistema de calentamiento de crudo en TMDB jun-11 85 55
Cabezal de distribución interna de 36" de CB-5E hasta área de almacenamiento lado Sur
jun-11 63 30
Sustitución de equipo de bombeo en plataforma de Rebombeo
nov-11 81 52
Complementación/cambio de equipos de bombeo CB-5E dic-11 63 44
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Para corregir y controlar los riesgos inmediatos se contemplan las siguientes acciones:
Actividad incumplida Causa Acción correctiva
Planta de tratamiento de aguas congénitas para 100 MBPD de Cantarell en TMDB
Falla eléctrica durante la operación en forma manual y parcial
Elaboración del Análisis de Causa-Raíz del evento presentado para toma de decisiones
Conversión a Gun Barrel TV-5008 en TMDB
Cambio de estrategia para la conversión de los tanques, derivado a que el TV-5006 sufrió daños en la cúpula
Modificación al programa de ejecución de las obras Conversión Gun Barrel TV-5008 y TV-5006
Para fortalecer el cumplimiento, se requieren las siguientes acciones y decisiones:
Compromiso por parte del área de obras estratégicas en el cumplimiento de los programas de ejecución y entrega oportunas de las obras y sus fases
Ampliación de la Planta de Tratamiento de Aguas Congénitas de Cantarell a 50 MBD
Optimización del plazo de ejecución de las obras «Conversión a Gun Barrel TV-5006», Conversión a Gun Barrel TV-5008» y «Sistema de calentamiento de crudo»
Derivado al daño que sufrió el TV-5006 en el 2010, se tomó la decisión de convertir primero este tanque en vez del TV-5008 como se tenía planeado, con el objeto de aprovechar la conversión para reparar los daños del tanque
Continuar con la implantación del Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO)
El programa de esta acción para el presente año contempla implantar el Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO) en 42 Instalaciones tipo “A”.
La siguiente tabla muestra el avance programado y el logrado en el periodo de evaluación:
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Elemento Enero-marzo
Programa Realizado
Organización 65 65
Confiabilidad humana 40 33
Confiabilidad de procesos 65 67
Confiabilidad de diseño 68 68
Confiabilidad de equipos y ductos 60 63
Proceso de mantenimiento 57 57
Elemento PM-SAP 84 85
En lo que respecta al avance del SCO se reporta 63 por ciento en la implantación en los 7 elementos y 23 subelementos para las 42 instalaciones tipo "A", valor de acuerdo a lo programado.
Para lograr lo anterior se han llevado a cabo las siguientes actividades:
Ajustes en los avances de los Subelementos de Estructura Organizacional, conocimiento y destreza, identificado en las revisiones de control en las instalaciones de distribución y comercialización y Región Norte, para corregir esto, se ha aplicado el Manual y Guías del Sistema de Confiabilidad Operacional y continuado con las revisiones de control
Gestionar la asignación oportuna de Recursos Humanos y Financieros al Proyecto de SCO y continuar con la oportuna rendición de cuentas
Rendición de cuentas de los encargados de subdirecciones, referente al avance de la implantación del SCO
Contar con los Asesores Internos a tiempo completo en las instalaciones.
Involucramiento del área operativa
Redefinir y revisar el alcance de la metodología FEL para proyectos de exploración y de explotación
8C. Redefinir y revisar el alcance de la metodología FEL para proyectos de explotación:
Durante el periodo de evaluación del informe, se tuvieron los siguientes avances:
Se elaboró la Guía de la herramienta Análisis de Campos de Explotación (HACE), prueba piloto Proyecto Poza Rica-Tres Hermanos
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Se integraron las fichas técnicas con la información de tecnologías, factores críticos y oportunidades, identificadas en el diseño de los proyectos de explotación bajo FEL de 29 campos seleccionados
Se concluyó la Guía para el desarrollo de la fase de Evaluación del VCDSE de Pozos.
Como acciones de adicionales de mejora se espera:
Definir el alcance de la metodología FEL para cada proyecto de explotación y especificar esquemas alternativos de documentación.
Plantear propuestas para el reforzamiento del diseño de proyecto de explotación y alineación con el ciclo de Planeación.
Modernizar la función de perforación y separarla de exploración y explotación
Durante el primer trimestre de 2011 se concluyeron las siguientes acciones:
Diseño organizacional macro (niveles 1-3)
Mapas de procesos de alto nivel
Indicadores de desempeño
Dimensionamento de personal
Estructura básica de AS (acuerdos de servicios)
Definición y aprobación de principios rectores
Matriz de división de responsabilidades por procesos
En proceso de elaboración: - plan de comunicación - plan de implementación
Los siguientes pasos estimados a llevar a cabo en el segundo semestre de 2011 son:
Aprobaciones por parte de autoridades
Asignación y redistribución de personal
Administración del cambio (personal, operaciones, áreas de soporte, etc)
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Desarrollar modelos de contratos integrales de exploración y/o producción
Durante el primer trimestre de 2011 se concluyeron las siguientes acciones:
Se realizó la promoción de la iniciativa de los contratos integrales para campos maduros de la Región Sur en las ciudades de México, DF; Houston, USA; Calgary, Canada; y Buenos Aires, Argentina.
Se inició el proceso formal de la licitación a partir del 1 de marzo de 2011
Se publicó en diario oficial la convocatoria
Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo
A continuación se describe el avance al periodo de las actividades relevantes de esta acción.
Para 2011, se programó realizar auditorías de SIPA y seguimientos al cumplimiento de auditorías realizadas. Al primer trimestre de 2011 se logró un avance de 100 por ciento en la realización de las auditorias y un 96 por ciento en los seguimientos de lo programado para este periodo.
PEMEX-Exploración y Producción se adhirió a partir de 1999 al PNAA y al mes de marzo 2011 ha incorporado un total de 664 instalaciones de proceso y 694 ductos de transporte, ya sea en forma individual o a nivel de subsistemas, de éstos, 252 instalaciones y 450 ductos cuentan con certificado.
El avance registrado al primer trimestre de 2011 en el proceso de certificación es de 38 por ciento para instalaciones y 65 por ciento para el caso de ductos.
Para reforzar la administración de la seguridad física en 2011, se tienen programados 126 estudios de análisis de vulnerabilidad de las instalaciones, al cierre del primer trimestre de este año se tuvo un avance de 21 estudios realizados contra 29 programados.
En lo referente al reforzamiento de los planes de respuesta a emergencias, se programó implantar, mantener y actualizar los Planes de Respuesta a Emergencias (PRE), teniendo programados realizar 306 reportes en el año, realizándose al cierre de marzo de 2011, 94 de 79 programados, superando la expectativa.
Respecto a las actividades de implementación del Sistema PEMEX-SSPA versión 1, se tienen los siguientes avances:
PEO 1T 2011 21
Los nueve Cuerpos de Gobierno han generado 76 documentos normativos y mecanismos que soportan la implementación del Sistema PEMEX-SSPA en el Organismo, los cuales comprenden criterios técnicos, guías, instructivos, procedimientos, así como sistemas informáticos de control.
Derivado de las autoevaluaciones realizadas con la versión 1.0 del Manual Pemex-SSPA emitido por la Dirección General se identificaron los siguientes avances en la Implantación:
Los esfuerzos de la organización en las 12 Mejores Prácticas (12MPI) se reflejan en los avances alcanzados principalmente en:
El involucramiento de toda la organización en el proceso de implementación del Sistema a través de la Organización Estructurada con la participación de todo el personal incluyendo niveles directivos
Implementación de un proceso de rendición de cuentas catorcenal en materia de SSPA ante la Dirección General, mediante videoconferencias, donde se da seguimiento al proceso de implementación con participación de Subdirectores, Gerentes, Personal de línea, Sindicato y Prestadores de servicios.
Elaboración y actualización de documentos normativos y Manuales de Capacitación en materia de SSPA de acuerdo a las necesidades de PEP para las 12 Mejores Prácticas, el Subsistema de Administración de la Seguridad en los Procesos, el Subsistema de Administración Ambiental, Disciplina Operativa y Auditorías Efectivas.
En los 14 elementos que conforman el Subsistema de Administración de la Seguridad en los Procesos (SASP), se muestran avances notables en:
El desarrollo de los entregables del Cuerpo de Gobierno e identificación de indicadores del SASP.
La actualización de los paquetes tecnológicos.
El desarrollo de Análisis de Riesgo de los Procesos en las instalaciones.
La capacitación a través del Grupo Especialista en el SASP conformado para apoyar el proceso de implantación de PEP.
Implementación operativa del Subsistema de ASP en los Equipos RIG-3, PM-4039, PM-4048 y PM-317 como prueba piloto con apoyo y asesoría del Grupo Especialista en el SASP.
En el mes de febrero inició un programa para apoyar la implementación y mejora operativa del Sistema Pemex-SSPA. Para este fin se seleccionaron 14 instalaciones que serán modelo en la Implementación acelerada del
PEO 1T 2011 22
Subsistema de Administración de Seguridad en los Procesos (SASP) para su posterior replicación masiva.
Subdirección Instalación Adscripción Ciudad
Región Sur Complejo Samaria II AI Samaria Luna Villahermosa
Cárdenas Norte AI Bellota Jujo Villahermosa
Región Norte Estación ERG Papan AI Veracruz Veracruz
Campo 2 AI Poza Rica Altamira Poza Rica
Región Marina Noreste
Zaap C AI Ku Maloob Zaap Cd del Carmen
Akal Bravo AI Cantarell Cd del Carmen
Región Marina Suroeste
Abkatún Delta AI Litoral de Tabasco Paraíso
Abkatún Alfa AI Abkatún Pol Chuc Paraíso
Distribución y Comercialización
CPG Akal C-7/C-8 GTDH Marina Noreste Cd del Carmen
CCC Palomas GTDH Sur Villahermosa
EMC Km. 19 GTDH Norte Reynosa
Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Comalcalco 337 UO Comalcalco Paraíso
Veracruz 317 UO Veracruz Veracruz
Kumaza 4048 UO Ku Maloob Zaap Cd del Carmen
En relación a los 15 elementos del Subsistema de Administración Ambiental (SAA) destaca la formación de 54 especialistas en la materia y el desarrollo de documentos normativos y manual de capacitación por parte del Cuerpo de Gobierno, así como la capacitación de 1664 trabajadores en materia del SAA.
En cuanto a la Capacitación en el Sistema PEMEX SSPA, en este periodo se han desarrollado, 5 cursos de entrenamiento con 113 participantes.
Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera
Durante el primer trimestre del año las actividades se acotaron a la difusión interna que se realiza en cada Región del Organismo.
Región Norte
Se presentaron en el trimestre 48 bloqueos y/o cierres de los 300 estimados, que representa el 16 % de lo programado para este año
PEO 1T 2011 23
Se presentaron en el trimestre 350 reclamaciones de la comunidad, de las cuales 328 han sido dictaminadas como procedentes
Región Sur
Con respecto al primer trimestre 2010 el registraron 5 bloqueos contra los 9 estimados, que representa un desempeño de asistencia a la operación de 65%
El índice de reclamaciones dictaminadas procedentes en el periodo enero-marzo fue de 65%
Región Marina Suroeste
Se recibieron 107 reclamaciones y se encuentran en proceso de atención
En lo que va del año, no se presentaron bloqueos a instalaciones petroleras y no hubo interrupciones a la operación ni diferimiento de producción
Se autorizó por primera vez la inclusión de la cláusula de desarrollo sustentable en un contrato de la Región, “Levantamiento sismológico Tsimin-Tojual 3D” y se tiene en programa la aplicación de la clausula
Conforme al monitoreo de medios de comunicación se registraron 14 notas positivas de un total de 43
Se ejecuta obra de drenaje en la cuidad de Paraíso, Tabasco
Región Marina Noreste
Durante el primer trimestre de 2011 se recibieron 91 reclamaciones de la comunidad, de éstas se dictaminaron 83 como procedentes.
En este mismo periodo, no se presentaron bloqueos a instalaciones petroleras y no hubo interrupciones a la operación ni diferimiento de producción
Ejecución de acciones para administrar la declinación en el proyecto Cantarell
El proyecto mantiene como principal reto el administrar la declinación e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos; durante el primer trimestre se continuó con diversas acciones encaminadas al mantenimiento de presión del yacimiento, la perforación de pozos de desarrollo y procesos de recuperación mejorada, lo anterior se puede resumir en las siguientes acciones principales:
Incremento de la actividad e intervención de pozos para la optimización de la productividad y la sustitución de pozos cerrados
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- El programa de producción de crudo para el primer trimestre de 2011 en el proyecto Cantarell fue de 456 Mbd, teniéndose como resultado 467 Mbd, el resultado registrado se debió al mayor beneficio por intervenciones a pozos, menor producción diferida por reprogramación de libranzas, el continuado esfuerzo de administración de pozos para su cierre y apertura conforme a los avances de gas y agua
- En la actividad de intervenciones mayores a pozos se programaron 6 y se realizaron 12, lo que redituó en el mejor resultado en producción.
Restitución de la producción mediante la perforación de pozos convencionales
- Se contemplaba en el programa la perforación de 3 pozos, realizándose 5, la diferencia se debió a que un pozo fue concluido en el periodo mismo que estaba rezagado desde el año anterior y uno más adelantado por cambio en estrategia.
Mantenimiento de presión al yacimiento
- Con la finalidad de mantener la presión en el yacimiento, en el periodo enero-marzo se inyectaron 508 mmpcd de nitrógeno y 983 mmpcd de gas amargo
Hasta el momento, en el corto plazo se ha reducido el ritmo de la declinación de la producción y se espera mantener un factor a valores menores del 10 por ciento en el campo Akal, principal campo del proyecto, y optimizar procesos de recuperación mejorada.
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Indicadores y metas
Indicador Unida-
des
Obje-tivos rela-
ciona-dos
Accio-nes
relacio-nadas
% de avance
de cada
acción
Valor del
indi-cador
(1)
Meta Original
PEO Anuala
(2)
Meta Auto-rizada
PEO ene-mar (3)
Desvia-ciónb (1) vs
(2)
Desvia-ción
(1) vs (3)
Calificación (1) vs (3)
Producción de crudo total
Mbd 1 4 24% 2,572 mín 2,867 2,534 -14.3% 0.3% Sobresaliente 8 26% máx 3,000 2,565 9 30%
Producción de crudo entregada a ventas
Mbd 1 5 64% 2,547 mín 2,863 2,487 -15.0% 1.3% Sobresaliente 6 39% máx 2,996 2,515
Producción de gas total c
MMpcd 1 4 24% 6,167 mín 6,760 5,521 -11.1% 0.0% Aceptable 8 26% máx 6,936 6,169 9 30%
Producción de gas asociadoc
MMpcd 1 4 24% 3,866 mín N.A. 3,246 0.1% Sobresaliente 9 30% máx N.A. 3,864
Producción de gas no asociado
MMpcd 1 4 24% 2,301 mín N.A. 2,275 -0.2% Aceptable 9 30% máx N.A. 2,305
Producción de gas entregada a ventas
MMpcd 1 5 64% 5,696 mín 6,498 4,798 -14.6% 2.8% Sobresaliente
6 39% máx 6,667 5,541
Costo de descubrimiento y desarrollo
d
US$/ bpce
2, 9 1 57% 12.84 mín 13.29 16.45 14.1% 27.3% 2 79% máx 14.95 17.66 3 29% 4 24% 8 26% 9 30%
Costo de producción US$/ bpce
2, 9 4 24% 4.59 mín 5.26 5.51 16.8% 21.1% Sobresaliente 5 64% máx 5.52 5.82 8 26% 9 30%
Costo de transporte US$/ bpce
2, 15 5 64% 0.83 mín 0.72 0.94 -12.2% 17.5% Sobresaliente 6 39% máx 0.74 1.01
Autoconsumo de gas % 2 6 39% 8.7 mín 8.8 8.0 4.4% -4.4% Insuficiente máx 9.1 8.3
Productividad laboral Mbpce/ plazas
ocupadas
3 4 24% 52.0 mín 39.2 52.8 28.6% -2.3% Insuficiente 9 30% máx 40.4 53.2
Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción
Índice 5 6 39% 0.39 mín 0.00 0.04 -31.3% -462.7% Insuficiente
10 31% máx 0.30 0.07
11 41%
Índice de frecuencia de accidentes en perforación
Índice 5 8 26% 0.97 mín 0.00 1.13 56.1% 17.5% Sobresaliente 10 31% máx 2.20 1.17
11 Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos con metodología FELd
Número 6 7 24% 42 mín 36 36 -8.7% -8.7%
máx 46 46
Tasa de restitución de reservas probadasd
% 8 2 79% 85.8 mín 85.7 85.7 -8.6% -6.0%
4 24% máx 93.9 91.3
Tasa de restitución de reserva 3P
d
% 8 1 57% 104.0 mín 72.8 80.9 24.6% -4.3% 2 79% máx 83.5 108.7 3 29%
Incorporación de reservas 3P
d
Mmbpce 8 1 57% 1,438 mín N.A. 1,018 0.7% 2 79% máx N.A. 1,428 3 29%
Relación Reservas probadas/producción d
Años 8 1 57% 10.0 mín N.A. 10.0 -1.0% 2 79% máx N.A. 10.1 4 24%
Factor de recuperación actuald
% 10 4 24% 27.5 mín 28.1 27.0 -5.5% -1.0%
máx 29.1 27.8
Éxito exploratorio comercial
d
% 11 1 57% 46 mín 31 32 7.0% -2.1% 2 79% máx 43 47 3 29%
Productividad por pozod
MMbpce/pozo
12 4 24% 1.26 mín 0.60 1.18 88.1% -8.7% máx 0.67 1.38
PEO 1T 2011 26
Indicador Unida-
des
Obje-tivos rela-
ciona-dos
Accio-nes
relacio-nadas
% de avance
de cada
acción
Valor del
indi-cador
(1)
Meta Original
PEO Anuala
(2)
Meta Auto-rizada
PEO ene-mar (3)
Desvia-ciónb (1) vs
(2)
Desvia-ción
(1) vs (3)
Calificación (1) vs (3)
Aprovechamiento de gas
c
% 13 6 39% 96.0 mín 96.4 90.8 -2.0% 3.2% Sobresaliente máx 98.0 93.0
Proporción de crudo ligero en la producción total
% 14 4 24% 45.7 mín 46.8 43.6 -2.6% 4.0% Sobresaliente
9 30% máx 46.9 43.9
Índice de mermas y pérdidas
15, 16 5 64% 0.40 mín 0.54 0.43 29.8% 19.4% Sobresaliente máx 0.57 0.50
Fugas de hidrocarburos
Número 15, 16 6 39% 8 mín N.A. 16 59.5% Sobresaliente 11 41% máx N.A. 20
Derrames de hidrocarburos
Barriles 15, 16 6 39% 53 mín N.A. 582 92.7% Sobresaliente
11 41% máx N.A. 728
a. Referida en el documento del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO). b. Con base en procedimiento establecido por la SENER, la desviación calculada en esta columna es contra un valor anual. c. Gas total producido sin considerar el volumen de nitrógeno. En el periodo el nitrógeno promedió 653 millones de pies cúbicos día. d. Indicadores de seguimiento anual.
PEO 1T 2011 27
Causas de las desviaciones y acciones correctivas
Autoconsumo
Causas de desviación
La meta de autoconsumo de gas varía de la meta original, debido al incremento del volumen del gas usado en operación. Lo anterior obedeció a que se realizaron mayores compras de gas en la Región Sur para cubrir necesidades asociadas a la actividad de producción de hidrocarburos
Acciones correctivas o de mejora:
No se esperan mayores variaciones en el desempeño del indicador, considerando que el volumen estimado para las tareas operativas se consumirá conforme a programa
Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción
Causas de desviación
En el periodo de evaluación, se registraron 9 accidentes ninguno de ellos fatal, presentándose de la siguiente manera: 3 en las actividades de distribución y comercialización de hidrocarburos; 3 en los Activos de la Región Sur; 2 en la Región Norte y uno en actividades de servicios marinos.
Los tipos de lesiones se manifestaron principalmente en fracturas en manos y pierna
Acciones correctivas o de mejora:
Las iniciativas de mejora para este indicador, están incluidas en la acción “Implementación de mejores prácticas de seguridad y salud ocupacional y fomento a la protección ambiental y sustentabilidad”, mismas que derivan de las aplicadas con éxito durante el pasado año 2010.
Productividad laboral
Causas de desviación
Durante el primer trimestre del año, la producción de hidrocarburos resultó por arriba de su estimación para el periodo, sin embargo, el efecto en el índice fue por un mayor número de plazas ocupadas respecto a las consideradas en el programa, lo anterior en las Regiones Norte y Sur del Organismo, donde en el primer caso se cubrieron vacantes autorizadas, por efecto de
PEO 1T 2011 28
redimensionamiento de la plantilla sindical y de aplicación de plazas por obra determinada; en el caso de la Región Sur, por aplicación de escalafón de plazas sindicalizadas vacantes.
Acciones correctivas o de mejora:
Para el caso, el efecto del número de plazas ocupadas consideradas para el cálculo del indicador, permanecerá durante todo el año, ya que el índice considera en su programa sólo plazas ocupadas y no las vacantes susceptibles de ser ocupadas, que justamente fue la razón de la variación.
Factores que permitieron mejor desempeño en indicadores seleccionados
Costo de producción
La disminución de los costos de producción es atribuible a menores gastos principalmente en los rubros de servicios generales, materiales e indirectos de administración, adicionalmente los resultados en la producción fueron superiores a su meta.
Costo de transporte
Por su parte los costos de transporte se ubicaron en 12 % inferiores a la meta, lo anterior fue debido a menores gastos por compras de gas y en servicios generales; adicionalmente, se registró también un volumen facturado superior a la meta estimada para el periodo.
Producción crudo total
La producción de crudo resultó superior a la meta máxima estimada para el periodo, lo anterior fue debido principalmente a una mayor producción en los proyectos Cantarell, Crudo Ligero Marino y Yaxché, por efecto de una mayor producción base, disminución del ritmo de declinación, manejo de pozos con alta relación gas-aceite, movimientos operativos e incremento en las reparaciones de pozos.
Aprovechamiento de gas
El incremento del aprovechamiento de gas se debió principalmente a:
- Incremento del gas enviado a plantas por la entrada en operación de un módulo de compresión en Akal-C6 y la segregación de corrientes en Atasta
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- Incremento de la inyección de gas amargo al yacimiento por aumento en la confiabilidad operativa de módulos de compresión
- Disminución del volumen de gas extraído de la zona de transición
El avance en las principales obras y acciones es el siguiente:
Acciones 2011 Fecha programada
Avance (%)
Construcción de un gasoducto de 36 “ Ø x 24 Km hacia Akal-C6 para envío de GHA del AIKMZ a módulos del AIC Marzo 99
Instalación y puesta en operación de un equipo de compresión de gas para baja presión en Zaap C (Booster de 70 MMpcd). Julio 81
Instalación y puesta en operación de un equipo de compresión para incremento de la presión del gas para BN en Ku-M (130 MMpcd) Octubre 54
Instalación y puesta en operación de tres equipos de compresión de gas para baja presión (Booster) en Akal-L/Enl. (50 MMpcd c/u) Octubre 43
Instalación y puesta en operación de un sistema de compresión de gas en alta presión en Akal-J2 (capacidad para 280 MMpcd). Diciembre 34
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3B. Pemex Refinación Avance en la ejecución de las acciones del PEO
1. Reconfiguración de 4 refinerías
En la refinería de Minatitlán, se tienen los siguientes avances por paquete:
Paquete Avances físicos a Marzo de 2011
II Aguas Amargas, Servicios Auxiliares y Obras de integración 98.7%
III Planta Combinada, Hidrodesulfuradora de Diesel y Catalítica 95.6% IV Plantas HDS de gasóleos, hidrógeno y azufre 93.8% V Plantas de coquización, hidrodesulfuradora de naftas y regeneradora de aminas
93.6%
VI Plantas de alquilación 96.9% Obra adicional I (sistemas de desfogues, oleoducto 30” y gasoducto 12” x 17.3 km.)
99.5%
Avance Total del Proyecto
96.5%
Hidrogenoducto de 10" por 25.4 km. 79.3%
Arranque de plantas por bloque:
Primer bloque. Plantas operando: Planta de Hidrógeno, Planta Hidrodesulfuradora de Diesel con 34,000 BPD de Diesel UBA, Planta de Aguas Amargas (un tren operando, restantes disponibles para operar), Planta de Azufre (Tren 1 en operación, restantes disponibles para operar). Principales Servicios: Gasoducto de 12” x 17.3 Km, Turbogenerador, Unidad Desmineralizadora de Agua, Unidad de Tratamiento Primario de Efluentes, Clarifloculador, Quemadores Elevados QE-02/03/04, Torre de Enfriamiento CT-2000, Calderas CB-6 y CB-7.
Las plantas del segundo bloque (Planta Combinada Maya, Planta Catalítica, Hidrodesulfuradora de Gasóleos y dos Plantas de Alquilación), están programados sus preparativos de arranque en abril, arranque en junio y su estabilización en julio de 2011.
Las plantas del tercer bloque (Coquizadora, Hidrodesulfuradora de Nafta de Coque y Regeneradora de Aminas), están programadas para su terminación mecánica en abril 2011, preparativos de arranque en mayo 2011, arranque en julio 2011 y su estabilización en agosto 2011. En el caso de la Hidrodesulfuradora de Nafta de Coque se adelanta la fecha de arranque, con respecto a la fecha compromiso, ya que se utilizará nafta amarga primaria almacenada de la refinería para el arranque en lugar de la nafta de la planta coquizadora. Se suministrarán entre 5,000 a 7,000 barriles diarios.
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Se levantó la suspensión parcial de los trabajos del Hidrogenoducto debido a la solución de la problemática de negativa de acceso en 3 predios. Derivado de esta situación se programa acelerar los trabajos para terminar en Junio 2011.
Las acciones que ha tomado PEMEX desde diciembre del 2009 a la fecha en el proyecto de Reconfiguración de Minatitlán, en las que destaca el pago de anticipos por la obra pendiente de ejecutar, así como los pagos parciales derivados de los procesos de conciliación ante la Secretaría de la Función Pública con las empresas ICA Fluor, Dragados, Minatrico y Ebramex, responsables de los Paquetes 2, 3, 4 y 5, respectivamente, han ayudado a proveer de recursos financieros a las empresas contratistas, lo que ha repercutido de manera favorable en la ejecución del proyecto, logrando los avances necesarios para llegar a la terminación y operación del primer bloque de plantas y mejorar el ritmo de ejecución en el resto del proyecto.
Reconfiguración de la refinería de Salamanca:
Desde diciembre de 2009, se cuenta con la ingeniería conceptual de integración, desarrollada por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), donde se definieron los alcances, se realizó el proceso de selección de tecnología y se elaboró la línea base con un estimado de inversión clase IV (-20% a +35%).
A finales de 2010 se concluyeron las Ingenierías Básicas de las plantas Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización y Agotamiento de Aguas Amargas desarrolladas por el IMP.
Este proyecto fue validado por DCO, DCF, Ex – DCIDP, Planeación y el Centro de Trabajo.
Desde el año 2010 se cuenta con dictamen favorable del Comité de Obras Públicas para la contratación de ingenierías básicas de la remodelación de la planta de Desintegración Catalítica (FCC) y de la planta Reformadora de Naftas nueva e Hidrodesulfuradora de Gasóleos.
A la fecha, se efectúan los trámites para la contratación del IMP, asociado con Fluor para realizar funciones de Administrador de Proyecto y desarrollar la ingeniería básica extendida FEED, de acuerdo con las mejores prácticas indicadas en el Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos.
El IMP, asociado con Exxon Mobil Research Engineering (EMRE), presentó en febrero del presente el reporte final del estudio para la implementación del corte profundo y las modificaciones requeridas a efectuar en las plantas combinadas AS y AA-AI, determinando que es factible su realización.
PEO 1T 2011 32
Se solicita al Subgrupo del CAAOS, el procedimiento de excepción a la licitación para la contratación de Foster Wheeler para evaluar la propuesta de adquisición de equipos ofertados por la Cía. Valero Energy de tecnología Foster Wheeler para la planta de Coquización, proyecto que fue cancelado por la misma, por lo que oferta los equipos disponibles que son la mayoría de los equipos críticos de largo tiempo de fabricación y entrega, a excepción del compresor de gases y las bombas de corte de Coque.
Pendiente programar la reunión del Grupo de Trabajo de Inversión para la acreditación del FEL-II.
Se tiene pendiente la adquisición de 2.3 Has., de terrenos para conformar la zona de amortiguamiento por donde se relocalizarán las líneas de alta tensión de CFE.
Actualmente, el proyecto tiene una rentabilidad de 17.2% antes de impuestos, incluye inversión del tren de lubricantes y corte profundo.
Avance global del proyecto: 4.5%
Aprovechamiento de residuales (refinerías de Tula y Salina Cruz):
En el caso de Tula, tras la decisión de instalar una nueva refinería, se definió que esta última recibirá los residuales de la refinería actual de Tula, con lo que se descarta efectuar una reconfiguración en la refinería existente.
Para Salina Cruz se cuenta con estudio de factibilidad y esquema de proceso definido mediante simulación rigurosa desde el año 2006, no se ha asignado presupuesto. No tiene un avance real cuantificado, ya que el proyecto está en espera. Se planea utilizar un esquema de aprovechamiento de residuales similar al de Tula, el cual se iniciaría después del arranque de Salamanca y Tula.
2. Implementar mejores prácticas en refinerías
La implementación del MDO (Proyectos de Mejora del Desempeño Operativo) se realiza bajo proyectos que permitan mejorar el desempeño operativo en el SNR, por lo que a través de los contratos de consultoría celebrados con KBC Advanced Technologies y Mc Kinsey & Compañía se ha iniciado la primer etapa u “ola” en las Refinerías de Madero y Salina Cruz, mediante diagnósticos técnicos en 5 áreas principales de los centros de producción: 1) Rendimiento y Energía, 2) Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenimiento-RAM, 3) Planeación y Programación de la Producción, 4) Gestión de Perdidas y Agua e 5) Implementación a Nivel de Refinerías.
En la Refinería de Madero, hasta marzo 31, se han identificado 38 oportunidades y en la Refinería de Salina Cruz se identificaron 33, entre las
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cuales están siendo revisadas para discusión y en fase de evaluación para determinar su factibilidad económica.
Con el propósito de revisar conceptos sobre economía de la refinación, metodología de EVA y discusión de palancas de valor, en los Grupos Directivos en estas Refinerías se impartió capacitación en una primera ola (2 cursos). Para el personal sindicalizado también se han iniciado con la primera fase de capacitación con cursos prácticos y teóricos sobre temas de planeación, organización y de gestión del desempeño.
3. Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)
Optimización de la reconfiguración en la refinería de Madero (Válvulas deslizantes en tambores de coquización)
Se autorizó por la SHCP el cambio de monto y alcance. Se acordó con el Corporativo agilizar los trámites de acreditación con la disminución de entregables SIDP en 10 proyectos de mejora operativa de la Subdirección de producción, entre los que se encuentra este proyecto.
Al primer trimestre de 2011, se tiene un avance en su acreditación del 80% bajo la metodología SIDP; están en etapa de validación del caso de negocio por las entidades de planeación económica del Organismo y a nivel Corporativo.
Para 2011 se cuenta con recursos por 104.5 millones de pesos. Una vez acreditado se procederá con una licitación pública y se espera iniciar los trabajos este mismo año.
Construcción de una nueva planta Reformadora en Minatitlán, reemplazo de las Reformadoras BTX y NP-1.
Está en trámite la autorización del cambio de monto y alcance para este proyecto. Se cuenta con recursos para 2011 por 107.9 millones de pesos.
Se continúa la preparación de los documentos marcados por el SIDP para su validación por las instancias correspondientes. Se espera presentar el proyecto al Subgrupo de Trabajo de Inversión de Pemex Refinación este mismo año para su acreditación.
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Optimización de la operación y recuperación de isobutano e instalación del módulo Merichem.
Cuenta con recursos para 2011 por 67.5 millones de pesos. Actualmente se encuentra en trámite de licitación la instalación del módulo Merichem; el fallo se tiene programado para el mes de mayo.
Modernización de la 2da y 3ra etapas de la planta Catalítica de Minatitlán.
Actualmente se atienden las observaciones de las instancias de validación bajo las reglas del SIDP para posteriormente tramitar la reunión de presentación ante el SGTI de Pemex Refinación con lo esperamos autoricen continuar con el trámite de contratación.
Se tiene presupuesto 2011 por 104.5 millones de pesos. Se trabaja en la integración del paquete de licitación para iniciar en este proceso en el mes de mayo.
Definición de proyectos de ampliación de capacidad
El 14 de abril de 2009 el Director General de Petróleos Mexicanos, anunció la construcción de la nueva refinería en México.
Del análisis correspondiente se concluyó que la localización geográfica de las nuevas instalaciones sería la región del altiplano mexicano. Los resultados técnico-económicos de la evaluación orientaron la decisión de construcción hacia la localidad de Tula, Hidalgo, en primera instancia y como segunda alternativa la región de Salamanca, Guanajuato.
Derivado de lo anterior y con el objetivo de garantizar los derechos de propiedad en la tenencia de las aproximadamente 700 has., que el proyecto requiere, Petróleos Mexicanos estipuló un periodo de 100 días naturales, contados a partir de la fecha del anuncio para recibir en donación el terreno antes mencionado.
Ante la disposición y garantía sobre la posesión de los terrenos por parte del Estado de Hidalgo, el 12 de agosto de 2009, PEMEX informó la construcción de la nueva refinería en Tula, Hidalgo y la reconfiguración de la refinería de Salamanca.
El 10 de diciembre del 2009, se acreditó la etapa FEL I (Front End Loading), metodología para la definición y planeación de proyectos de inversión del proyecto de la nueva refinería en Tula, Hidalgo, ante el Grupo de Trabajo de
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Inversiones (GTI), en virtud de la revisión y visto bueno otorgado por las instancias de validación del Documento de Soporte de la Decisión (DSD) y entregables correspondientes.
Avances de 2010:
Se concluyó el desarrollo de la Ingeniería Conceptual correspondiente a la etapa FEL-II de definición de alcances, la cual incluyó entre otros: los estudios morfológicos, los términos de referencia para las unidades de proceso, la selección de opciones tecnológicas, el plano general de localización de unidades de proceso, tratamientos y servicios, torres de enfriamiento y casas de bombas, el esquema integral de procesos, la definición del número y capacidad de tanques de almacenamiento de cargas, productos intermedios y finales y su ubicación, los diagramas de interconexión entre plantas de proceso con ruteo y pre diseño y los diagramas de interconexiones con la refinería “Miguel Hidalgo” de Tula, el estimado de inversión clase IV, los balances de servicios principales (agua, vapor, energía eléctrica, gas combustible e hidrógeno) y se definieron los sistemas integrales para optimizar el uso del agua considerando el máximo reuso de agua recuperada tratada, sistemas de desfogues y efluentes, sistemas eléctricos, sistemas de seguridad y contra incendio, redes de drenajes, etc. También incluyo la definición de accesos carreteros y ferroviarios, edificios e infraestructura complementaria.
Asimismo, se definieron los requerimientos de Infraestructura Externa.- (CENDI, Sindicato, IMP, Zona Habitacional, avenida principal, vialidades secundarias, áreas verdes, estacionamientos, franja de seguridad, etc.)
Con relación a la infraestructura externa de ductos, se definió:
La construcción y el trazo del Oleoducto de 36” D.N. Nuevo Teapa – Tamarindos- Jalapa - Tula de 642 Km y se desarrolló la ingeniería conceptual, incluyendo el estimado de inversión clase IV.
El suministro de gas se realizará por medio de un ramal de 14” D.N. del gasoducto de 36” Cactus-Guadalajara tramo Tlapanaloya - Atitalaquia con una longitud de 22.8 Km, se definió su trazo hacia la nueva refinería desarrollándose la ingeniería conceptual y su estimado de costo clase IV.
Se desarrolló la propuesta de un poliducto de 18” desde la nueva refinería a la región sur-oriente del Valle de México incluyendo el trazo preliminar en tanto se define la ubicación de una nueva TAR al sur-oriente del Valle de México, se elaboró también el estimado de inversión clase IV para este poliducto.
El 10 de agosto de 2010 Pemex Refinación recibió por parte del Gobierno del Estado de Hidalgo en una sola escritura la propiedad en donación simple las 700 hectáreas de terreno, quedando pendiente la relocalización de canales de riego y terrenos para interconexión de refinerías.
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El 14 de diciembre de 2010 se publicó la convocatoria para la construcción de la barda perimetral de la nueva refinería en Tula. Este proceso se publicó al amparo de la Nueva Ley de Petróleos Mexicanos. El proceso considera la asignación del contrato en dos etapas; una primera considera un proceso de precalificación de las empresas interesadas y en la segunda etapa, las empresas que cumplan en el proceso de precalificación, presentarán ofertas técnico económicas.
Derivado de la presencia de vestigios arqueológicos en el interior del predio, el INAH definió originalmente que no es posible construir en un área de 48.7 has. Se firmó contrato con el INAH con fecha de inicio 3 de septiembre de 2010 para la realización del estudio de prospección arqueológica.
En el mes de diciembre de 2010, se enviaron de manera extraoficial los entregables de la etapa FEL-II a las instancias validadoras del GTI. Lo anterior permitirá que estas instancias revisen los entregables generados por el Equipo de Proyecto y en el transcurso del mes de mayo sea acreditado el proyecto en su etapa FEL-II.
Avances enero-marzo de 2011:
Derivado de la publicación de la convocatoria para el proceso de licitación de la barda perimetral, el 7 de enero de 2011 se recibieron propuestas de 30 empresas interesadas en participar en el proceso de precalificación, el 1º de marzo se formalizó el contrato con la empresa Martínez Aguilar Construcciones, S. A. de C. V. El contrato inició el pasado 7 de marzo.
Al mes de marzo continúan los estudios de prospección arqueológica por parte del INAH. Para propósitos de estudio y de liberación del terreno el INAH ha dividido el predio en cinco zonas. Actualmente, ha liberado dos de esas cinco zonas y el trazo de la barda. Continua el desarrollo del estudio en las restantes tres zonas. Se programa terminar en el mes de mayo el estudio de prospección.
Se desarrollan los términos de referencia para la contratación del Administrador del Proyecto (PMC) y Desarrollador de Ingeniería Básica Extendida FEED. Asimismo, con el apoyo del Instituto Mexicano del Petróleo, se están elaborando las bases de licitación para su contratación.
Avance global del proyecto: 4.46 %.
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5. Uso eficiente de energía
Para reducir el Índice de Intensidad de Energía (IIE) en el Sistema Nacional de Refinación, las refinerías realizan una serie de actividades como son: las mejores prácticas operativas para el uso eficiente de la energía, así como actividades rutinarias para optimizar el consumo energético. Sin embargo, es importante señalar que uno de los múltiples factores que intervienen directamente en el incremento del Índice de Intensidad de Energía son las bajas utilizaciones de las plantas de proceso y servicios principales, influenciadas, entre otros, por los paros no programados. En el periodo enero-marzo de 2011 los paros no programados que más impactaron al SNR, se debieron principalmente a las refinerías de Madero, Cadereyta y Tula. Para poder afrontar la desviación por el concepto antes descrito, se está estableciendo una cartera de proyectos para el periodo 2011-2016 encaminados a reducir la brecha de este indicador, acorde con el Plan de Negocios de Pemex Refinación, la cual deberá estar soportada con la gestión y otorgamiento en tiempo y forma de los recursos presupuestales. Asimismo, las refinerías de Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula, están gestionando un proyecto integral de eficiencia energética a mediano y largo plazo, con lo que se espera mejorar el IIE en los próximos años.
6. Generación eficiente de energía eléctrica
Se establecieron las bases técnicas para el primer proyecto de cogeneración entre la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Pemex Refinación. El alcance del proyecto considera el desarrollo de una central eléctrica y la compra de vapor por parte de la refinería de Salamanca. Este proyecto incrementará la eficiencia del ciclo completo, central de generación y refinería, a niveles de entre 80 y 90%.
Avances del Proyecto Externo de Cogeneración (PEC), en el periodo enero-diciembre del 2010: Se realizaron reuniones técnicas entre Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Pemex, así como visitas de campo a Salamanca; en las cuales se analizaron los siguientes temas y que están plasmados en el “Compendio de Acuerdos entre CFE y Pemex para el Proyecto Externo de Cogeneración (PEC)“:
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Se determinó la ubicación del PEC (técnica y económica).
Se determinó la especificación técnica del agua a suministrar por Pemex a CFE.
Se determinó la especificación técnica del gas natural a suministrar por Pemex a CFE.
Análisis y determinación de metodologías para el cálculo de las tarifas del vapor para la venta de CFE a Pemex.
A partir del análisis de la metodología de caldera equivalente por parte de Pemex y la metodología de costo nivelado de generación por CFE, se propuso utilizar por ambas instituciones la metodología por Exergia, para determinar las tarifas del vapor de alta y media presión que regirán el contrato de prestación de servicios respectivo.
Se realizan reuniones para analizar comentarios al “Compendio de Acuerdos entre CFE y Pemex para el Proyecto Externo de Cogeneración“.
CFE adjudicó el contrato de Obra Pública Financiada a Precio Alzado “Proyecto CCC Cogeneración Salamanca Fase 1” a la Cia. Iberdrola Ingeniería y Construcción, S.A. de C.V.; el período de los trabajos estimado es del 24 de diciembre de 2010 al 30 de abril de 2013, teniendo un plazo de ejecución de 858 días. La capacidad neta garantizada de 430.2 MW, un flujo de vapor de alta presión de 579 t/h y 83 t/h de vapor de media presión.
Asimismo, el 26 de febrero de 2011 CFE inició actividades del contrato PIF-036/2010 en campo.
Otras oportunidades de cogeneración contempladas, que mejorarán el IIE y que se citan en este documento son:
Cogeneración CFE-Pemex-Refinación en Nueva Refinería Bicentenario en
Tula; se encuentra en etapa de planteamiento de esquemas de cogeneración entre ambas instituciones y esquemas de suministro.
Cogeneración Madero.- Se tiene contemplado un Turbogenerador a gas con Recuperador de calor. Se concluyeron las fases de evaluación y justificación del proyecto, elaboración de bases de usuario y de licitación.
Cogeneración Cadereyta.- Se tiene contemplado un Turbogenerador a gas con Recuperador de calor.
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Cogeneración reconfiguración Minatitlán; en etapa de justificación de Turbogenerador a vapor. Se encuentra en proceso de acreditación del proyecto de acuerdo con el SIDP.
7. Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan-México
El Proyecto fue concebido con el objetivo de garantizar el suministro de combustibles al Valle de México, al mínimo costo y con operaciones seguras; a través del incremento del transporte de 70 a 140 MBD, de Tuxpan a Azcapotzalco.
Este proyecto integral está conformado por tres unidades de inversión, cuyo alcance se describe a continuación:
Almacenamiento: Ampliación de la capacidad de Almacenamiento de la Terminal Marítima de Tuxpan, a través de la ingeniería, procura y construcción de cinco tanques de 100 Mb cada uno.
Transporte: Ampliación de la capacidad del sistema actual a través de:
Construcción del Poliducto 18” D.N. x 103 Km. Cima de Togo - Venta de Carpio.
Ingeniería, procura y construcción de la Estación de Bombeo Beristaín.
Interconexión de 4 km para Descarga en la Estación de Rebombeo Beristaín.
Actualización de las Estaciones de Bombeo: Ceiba, Zoquital y Catalina.
Descarga: Selección y ejecución de la mejor alternativa para la descarga de combustibles de importación vía marítima.
Para la construcción del Poliducto de 18” D.N., se cuenta con el 100% de la tubería entregada en los patios de almacenamiento destinados para tal fin; asimismo, se cuenta con los permisos de paso y están en proceso de pago los Contratos de Ocupación Superficial de los libramientos y los daños a Bienes Distintos a la Tierra en los derechos de vía existentes.
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Se licitó y adjudicó el contrato para la Ingeniería, Procura y Construcción del Poliducto 18” D.N. x 103 Km Cima de Togo - Venta de Carpio, cuya ejecución dio inicio el 22 de junio de 2009; y fecha de terminación a enero del 2011.
En noviembre de 2010 se realizó la puesta en operación de la primera fase que comprende de la estación de rebombeo Cima de Togo a la válvula de seccionamiento de Tecocomulco con una longitud de 21.850 Km, habiéndose incrementado la capacidad de transporte en 10 MBD.
Entró en ejecución el contrato de ampliación al plazo derivado de los retrasos de la contratista, el cual tiene fecha de terminación el 15 de Junio de 2011. El avance general del poliducto al mes de marzo de 2011 es de 80%.
De la construcción de la estación de Rebombeo Beristaín, se atendieron las inconformidades presentadas a la primera licitación, habiéndose declarado improcedentes por el Órgano Interno de Control; se realizó una segunda licitación, misma que fue declarada desierta el 15 de diciembre de 2009. En el primer trimestre de 2010 se celebró una nueva licitación, habiendo resultado ganadora la compañía Abengoa México, S.A. de C.V. en conjunto con Turbo-Mex Refacciones, Mantenimiento y Seguridad Industrial, S.A. de C.V., se iniciaron actividades el día 7 de junio de 2010, con un plazo de ejecución de 365 días naturales, con fecha de terminación al 6 de junio de 2011 de acuerdo al convenio de ampliación al plazo D-1. Al mes de marzo se tiene un avance general de 47%.
Dentro del alcance de la obra de la estación de Rebombeo Beristaín, el 14 de marzo se inició la interconexión de la descarga de la estación de rebombeo Beristain con la línea regular, se estima la terminación para el 12 de junio de 2011.
Para tal fin, se iniciaron trabajos de carga y acarreo de tubería de 18” para inspección mecánica y aplicación de recubrimiento en planta de la compañía RAM-100 del Sureste, ubicada en el Estado de Veracruz.
Respecto a la actualización de las estaciones de Rebombeo Ceiba, Zoquital y Catalina, en julio se concluyó la instalación y puesta en operación de las tres primeras turbobombas, una en cada estación. La instalación del segundo paquete de turbobombas se concluyó al cierre de septiembre y fue puesto en operación del 8 al 11 de octubre del 2010.
Asimismo, se realiza el servicio de Actualización de Instrumentación y Sistema de Monitoreo y Control Automático en dichas estaciones de bombeo, a través de la compañía Emerson Process Management. Actualmente, se tiene un avance del 95% con fecha de conclusión en abril de 2011.
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Por otra parte, se contrató a la compañía IAMSA para llevar a cabo el servicio de Suministro, Instalación y Puesta en Operación de Sistemas de Cero Cortes y Calidad de Energía Interrumpible (UPS), para las Estaciones de Bombeo Ceiba, Zoquital y Catalina; con un periodo de ejecución de 60 días iniciando actividades el 22 de noviembre del 2010, con fecha de terminación de actividades del 21 de enero de 2011, esta actividad se encuentra completada al 100%. Para la construcción de Almacenamiento en la Terminal Marítima de Tuxpan, se realizó una licitación pública de la cual se emitió fallo en el mes de septiembre de 2009, resultando ganador el consorcio (Tradeco Infraestructura / Tradeco Industrial / ITECSA / Grupo OLRAM , III S.A de C.V.). Las obras iniciaron el 5 de octubre de 2009 y su conclusión estaba originalmente programada para diciembre del 2010; sin embargo, conflictos sindicales en contra de dicha compañía han generado retrasos en la ejecución, actualmente se encuentra en trámite de autorización el convenio de ampliación al contrato “D-2” con fecha de terminación de actividades el 23 de diciembre de 2011; el avance al mes de marzo de 2011 es del 21.7%.
Respecto a las instalaciones para descarga de combustible en la Terminal Marítima de Tuxpan, a través de convenio con la CFE se analizaron distintas opciones considerando la construcción de un muelle, resultando económicamente no viables conforme a las premisas operativas originalmente planteadas en el Proyecto Tuxpan-México.
De acuerdo al estudio de factibilidad realizado por CFE, recomendó utilizar el sistema de monoboyas con el que cuenta la Terminal Marítima de Tuxpan como instalaciones de descarga de combustibles, garantizando la logística de operación de la misma. Asimismo el incremento del almacenamiento (500 MB), la construcción de la Estación de rebombeo Beristaín y el descuellamiento de la línea de 18” D.N x 103 Km de Cima de Togo a Venta de Carpio sustituyendo la línea actual de 14” D.N., con esto se garantizará el incremento a 140 MB, objetivo principal del Proyecto.
El avance global del proyecto al mes de marzo de 2011 es 58.5%.
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8. Reparto local
Proyecto concluido en 2010
9. Modernizar el transporte marítimo
Conforme a lo establecido en la estrategia de renovación de la flota petrolera, aprobada por el Consejo de Administración de Pemex Refinación, en 2008 se incorporaron a la Flota Petrolera, bajo el esquema de arrendamiento financiero con opción a compra, cuatro buques tanque: “Chicontepec” en agosto; “Burgos” en septiembre; “Bicentenario” en octubre y “Tampico” en noviembre. Tres de ellos se encuentran dedicados al transporte de productos limpios en el litoral del Pacífico Mexicano y uno en el litoral del Golfo de México.
Asimismo, y a efecto de concretar lo ordenado por el Consejo de Administración de Pemex Refinación, al cierre de 2009 quedaron registrados ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dos proyectos integrales, uno para el arrendamiento financiero del quinto buque de la primera etapa y otro para la adquisición mediante este mismo esquema de 5 buques adicionales.
En el primer trimestre de 2010 se realizó el estudio de las condiciones actuales del mercado, habiéndose confirmado la viabilidad del proyecto por firma especializada; por lo que se actualizó el análisis costo-beneficio para someterse a la autorización de la SHCP; dicho análisis plantea también la alternativa de compra directa de los buques, mediante licitación pública.
En el mes de abril quedó instalada la mesa de acompañamiento, con la participación de Pemex Refinación, la Oficina del Abogado General, la DCF, DCO, el Órgano Interno de Control, la Secretaría de la Función Pública y Testigo Social.
En el mes de mayo se elaboró el modelo de convocatoria por arrendamiento financiero al amparo de la LAASSP.
En el mes de junio se elaboró el modelo de convocatoria para compra de contado de 5 Buques Tanque al amparo de la LAASSP y se situaron recursos al presupuesto para su compra. Por otra parte, se prepararon los documentos y se sometió el proyecto a la acreditación de las siguientes instancias: SHCP, Grupo de Trabajo de Inversiones de Petróleos Mexicanos y al Consejo de Administración de Pemex Refinación y se presentó el Proyecto para la
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Estrategia de la Flota Petrolera para conocimiento del Comité de Estrategia e Inversiones.
También en el mes de junio, se obtuvo el Dictamen de Factibilidad Técnica, Económica y Ambiental de la “Renovación de la Flota Mayor” por parte de un perito independiente (UNAM), en términos de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.
En cumplimiento a lo establecido por el artículo 18 fracción III de la Ley de Petróleos Mexicanos, el Ejecutivo Federal realizó la designación de los Consejeros Profesionales de cada uno de los Organismos Subsidiarios; en razón de lo anterior, en sesión extraordinaria celebrada el pasado 30 de junio, se declaró instalado el Consejo de Administración de Pemex Refinación, y el de los otros Organismos, en términos de lo previsto por la disposición legal en cita.
Es así, que a partir del 30 de junio de 2010, con la integración de los Consejos de Administración de los Organismos Subsidiarios en términos del artículo 18 de la Ley de Petróleos Mexicanos, se cumplieron los requisitos legales para la aplicación del régimen especial de contratación en los Organismos Subsidiarios, por tanto, todas las adquisiciones, arrendamientos, servicios así como las obras que requieran contratar Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, tratándose de las actividades sustantivas de carácter productivo a que se refieren los artículos 3° y 4° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, así como de la petroquímica distinta de la básica, se deberán realizar conforme a lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos, su Reglamento y las Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (DAC), emitidas por el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos.
A partir del mes de julio se procedió a elaborar la convocatoria para adquirir por compra de Contado y/o Arrendamiento financiero 5 Buques Tanque.
La publicación de la convocatoria de la Licitación Pública Internacional, en el Diario Oficial de la Federación se realizó el 29 de julio de 2010.
Durante el mes de agosto de 2010, se celebraron cuatro juntas de aclaraciones.
El acto de presentación y apertura de propuestas se llevó a cabo el 13 de septiembre de 2010, habiéndose recibido un total de 8 propuestas por parte
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de dos empresas licitantes: Apoyos en Servicios Administrativos del Golfo, S.A. de C.V. (4 propuestas de compra de contado para igual número de buques) y PMI Norteamérica, S.A. de C.V. (2 propuestas de compra de contado y 2 de arrendamiento financiero para dos buques).
Dentro del plazo para el análisis, evaluación y aclaración de ofertas, considerado del 13 de septiembre al 4 de octubre de 2010, se desarrollaron las siguientes etapas:
Etapa de aclaraciones y subsanación de errores u omisiones, del 21 al 23 de septiembre de 2010, mediante la cual se indicó a las empresas licitantes la documentación e información necesaria para la subsanación de aspectos técnicos, legales y administrativos.
Etapa de negociación de precios, del 24 de septiembre al 4 de octubre de 2010. En virtud de que el resultado de la evaluación técnica de las propuestas reflejó que sólo un buque de la empresa Apoyos en Servicios Administrativos del Golfo, S.A. de C.V. (buquetanque “Histria Azure”) cumplió con los requisitos tanto técnicos como legales-administrativos, la etapa de negociación se llevó a cabo únicamente con la propuesta respectiva de dicha empresa.
La notificación del fallo se realizó el día 8 de octubre de 2010, declarándose desierta la licitación debido a que, si bien el buque tanque “Histria Azure” cumplió técnica y legalmente con lo solicitado, la propuesta económica de la empresa Apoyos en Servicios Administrativos del Golfo, S.A. de C.V., no resultó aceptable, al encontrarse 38.6% por arriba del valor actualizado del buque, conforme a la investigación de precios efectuada a la fecha de presentación de la propuesta.
Derivado del resultado anterior, se desarrolló una estrategia para llevar a cabo una adjudicación directa, para la cual se han realizado las siguientes actividades:
El 19 de noviembre se inició un sondeo de mercado, mediante el cual se obtuvo información técnica e indicativos de precios para buques tanque del porte requerido por Pemex Refinación. Se recibieron propuestas para 33 buques tanque.
Se realizó la evaluación técnica de la información y se procedió a efectuar inspecciones a los buques que por sus condiciones de precio, porte y características eran susceptibles de adquisición.
Se solicitaron valuaciones a empresas especializadas en el ramo marítimo a efecto de obtener precios de referencia, observándose diferencias entre
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los precios ofertados inicialmente y los de referencia internacional y debido a que no se logró negociación de precios alguna, se llegó al 31 de diciembre sin concretar la adquisición de algún buquetanque.
No obstante lo anterior, en el marco de la investigación de mercado, la empresa PMI Norteamérica S.A. de C.V. presentó una propuesta con el B/T OCEAN CYGNET bajo un esquema de arrendamiento financiero con opción a compra por un plazo de 10 años, a una tasa de interés anual fija de 5.42%.
En este sentido, se solicitaron referencias de mercado a empresas especializadas en el ramo marítimo y la opinión de la Subdirección de Financiamientos y Tesorería de la Dirección Corporativa de Finanzas; de acuerdo con la información recibida, la oferta del B/T OCEAN CYGNET resultó conveniente para Pemex Refinación.
El 8 de abril del 2011 se concluyó la revisión del Grupo de Trabajo del Subcomité Temporal de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios (SubCAAOS) en Pemex Refinación.
El 13 de abril del 2011 se celebró la sesión extraordinaria No. 15 del SubCAAOS en Pemex Refinación, en donde se puso a consideración de dicho Subcomité, el caso de adquisición mediante arrendamiento financiero del B/T OCEAN CYGNET; en este sentido, el caso se dictaminó procedente.
Cabe mencionar que en esta sesión se contó con la participación del testigo social Lic. David Shields Campbells, designado por la Secretaría de la Función Pública para el proceso de adquisición de B/T.
Actualmente, se realizan las actividades relacionadas con la formalización del contrato con PMI, con el trámite de Deuda Pública ante la SHCP y los preparativos para la entrega-recepción del buque en el puerto de Coatzacoalcos, Ver., programada para la primera semana del mes de mayo del 2011.
10. Almacenamiento de productos
En febrero del presente año entró en operación el tanque vertical de 5,000 barriles de capacidad en la TAR San Juan Ixhuatepec.
Con la terminación del cambio de servicio de tanques TV-1 de la TAR Rosarito de 65,000 barriles de capacidad de Combustóleo a Pemex Diesel se tiene mayor capacidad para recibir por BT.
Se tiene considerado que el proceso de licitación de la TAR de Tapachula con capacidad de 65 Mb se inicie a principios de mayo.
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Se prepararán cambios de monto y alcance a los proyectos registrados de TAR Caribe (165 Mb), TAR Reynosa (165 Mb) y TAR Región Centro (230 Mb) para poder realizar la compra de los terrenos.
Respecto a la “estrategia de inventarios Nodos TAR’s” que busca asegurar niveles de inventarios, que garanticen el abasto nacional de productos petrolíferos, reduciendo el impacto económico de los movimientos fuera de programa, se tienen establecidos:
a) Bandas operativas de inventarios en todos los nodos.
b) Meta de inventarios de 6.357 MMB para el período vacacional de semana santa 2011.
11. Almacenamiento de petróleo crudo
Se continúan los trabajos de rehabilitación a fin de alcanzar la autonomía óptima que requiere el SNR: en la refinería de Minatitlán el TV-101 lleva un avance de 32%, el TV-103 un 42%, el TV-104 un avance de 85% y el TV-110 inicio su rehabilitación y lleva un avance de 3.5%; en Salina Cruz el tanque TV-503 (terminó la limpieza y se encuentra en trámite de recursos presupuestales para la obra mecánica); en la refinería de Tula se inició la rehabilitación del tanque TV-69 el 29 de marzo de 2010 con avance a la fecha de 68%, así mismo se concluyó la fase mecánica del tanque TV-92 encontrándose en pruebas de flotación. Asimismo, en Salina Cruz el tanque TV-505 fue entregado a operación.
12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya
Durante el período enero-marzo de 2011, se analizaron sitios de posible ubicación y se evaluó el proyecto económicamente. Con lo anterior SHCP sugiere que se presente un cambio de monto y alcance para estar en posibilidad de realizar la adquisición de los derechos de vía de los poliductos.
13. Mantenimiento de refinerías
Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR)
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Se continúa con la implantación, para lo cual se ratificaron los responsables y coordinadores de la implantación en cada Centro de Trabajo.
Durante 2011, se continúa el proceso de implantación del Modelo de Pemex-Confiabilidad, donde se tienen las siguientes actividades:
Se continúa con la ejecución y seguimiento de los programas de acción 2011/2013, para los casos de negocio, haciendo una revisión mensual de sus resultados.
Ejecución y seguimiento de los programas de acción 2011/2013, para la implantación de las 14 Mejores Prácticas, haciendo una revisión mensual de sus resultados.
Se continúa con el cálculo de los 22 indicadores del Tablero de Confiabilidad Operacional, así como con el análisis de los resultados preliminares de dichos indicadores.
Se inicia en las refinerías el plan acelerado para el proceso de implantación de Pemex-Confiabilidad, en coordinación con la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento de la Dirección Corporativa de Operaciones.
Con la implementación del plan acelerado se espera tener resultados más visibles en cuanto a mejorar la confiabilidad de las instalaciones. Avances en la ejecución de los programas para las 14 mejores prácticas en el SNR 2011: Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula SNR
Prog, %
12 14 16 20 21 14 16.1
Real %
10 8 10 15 14 10 11.3
Casos de Negocio de Pemex Confiabilidad en el SNR Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula
Prog, % 11 16 36 44 28 9 Real, % 9 12 27 40 15 5
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Rehabilitación de Plantas en las 6 Refinerías del SNR
Para el año 2011 se programaron 39 plantas de proceso:
14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas
Al mes de marzo de 2011, se inspeccionaron interiormente 482 km de ductos de los 3,612 km Programados y se atendieron 237 indicaciones reparadas por administración directa de 235 programadas, principalmente en los Sectores de ductos: Victoria, Madero, Guaymas, Salina Cruz, Bajío, Torreón, Chihuahua, México, Topolobampo, Poza Rica, Rosarito, Minatitlán, Monterrey y Veracruz. Adicionalmente, se destacan las actividades de rehabilitación de los oleoductos de 24” y 30” D.N., Nuevo Teapa - Venta de Carpio, en donde se han caracterizado y rehabilitado 13 indicaciones con envolventes pre-esforzadas y 21 Tipo “B”, lo que da un total de 34 rehabilitaciones, en el Oleoducto 30” Nuevo Teapa - Salina Cruz, se han detectado, caracterizado y rehabilitado 117 indicaciones.
Con respecto al modelo de integridad basado en riesgo y confiabilidad operativa del Sistema de Ductos Marinos y Playeros, se firmó contrato que tiene como objetivo la implementación de un plan de administración de integridad sustentado con la filosofía de operación y mantenimiento de los sistemas; en donde se continúan los trabajos de la recopilación de información para el manejo de la base de datos, la segmentación dinámica de ductos y zonas de alta consecuencia, generación de la base de datos, las evaluaciones indirectas y directas en ductos que no tienen información y se estableció la
REFINERÍA FECHA TOTAL REALIZADAS PLANTAS
CADEREYTA 11-MAY AL 09
JUN 4 0 Primaria "1, FCC-1, U-400-2, Yu-500-2
MINATITLÁN 22 OCT AL 21
NOV6 0 AZ-1, FCC-1, HDK, Primari #5, TAV-2 y U-600
SALAMANCA 14 SEP AL 13
OCT7 0
Alquilación-1, FCC-1, Primaria #5 (AA), PC-3 (AI), MTBE, MTBE, MEROX y LD
SALINA CRUZ 20 JUN AL 29
JUL5 0
AZ-1, AZ-3 T-1, AZ-3 T-2, REDUCTORA VISCOSIDAD y Alquilación.
TULA 21 AGO AL10
SEP11 0
AZ-3 TA, AZ-3 TB, AZ-5 T-3, Reductora de Viscosidad, Estabilazadora #1, U-700-2, U-800-1, U-800-2, Isomerizadora Butanos (IC4), MTBE y TAME.
39 0 Cumplimiento %
MADERO 6 0 AZ-1, AZ-3, AZ-4, U-300, U-500 y U-502
Total
21 AGO AL 20 SEP
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plataforma para la configuración de los algoritmos de riesgo para ductos marinos, playeros y en rack´s.
Se inició la construcción de los Centros de Administración de Integridad en cada Terminal y Residencia Marítima de dicho sistema; adicionalmente se realiza la modificación a la trayectoria de 4 ductos playeros de Acapulco que atraviesan la casa presidencial, logrando un avance general del 26.5%.
El 24 de marzo de 2011 se publicó licitación para la EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD BASADA EN RIESGO Y CONFIABILIDAD OPERATIVA DEL SISTEMA GOLFO; CORREDOR NUEVO TEAPA – MADERO – CADEREYTA, con un plazo de ejecución de 910 días naturales y fallo programado para el día 7 de junio de 2011.
El modelo contempla dentro de su alcance:
La instalación de un Centro de Administración de Integridad en cada Terminal Marítima y Sector de Ductos, con el soporte y manejo de base de datos y la elaboración e implementación de algoritmos de riesgo, la inspección, evaluación y rehabilitación de los ductos de cada sistema y la implementación de un Plan de Administración de Integridad, en el cual se integra la Filosofía de Operación y Mantenimiento, en un marco de seguridad de los procesos por activos y confiabilidad y eficiencia operativa de éstos.
En cuanto a la rehabilitación de ductos del Sistema Nuevo Teapa-Madero-Cadereyta (Línea 1), segmento Nuevo Teapa-Emilio Carranza, se iniciaron los trabajos el 1 de octubre de 2010 y tiene fecha de terminación 28 de diciembre de 2013.
Se inició la rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Nuevo Teapa - Poza Rica - Madero - Cadereyta, Sector Madero, con el objetivo de inhibir el proceso de corrosión exterior de los ductos al contar con un recubrimiento exterior óptimo logrando mayor longitud de alcance de protección catódica, trabajos que están proyectados terminar el día 17 de septiembre de 2013, logrando un avance general del 5.85%.
Se inició la rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Nuevo Teapa - Poza Rica - Madero – Cadereyta y ductos playeros del Sector Minatitlán, con el objetivo de inhibir el proceso de corrosión exterior de los ductos al contar con un recubrimiento exterior óptimo logrando mayor longitud de alcance de protección catódica, trabajos que están proyectados terminar el día 7 de mayo de 2013, logrando un avance general del 8%.
Se inició la rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos de los DDV 39, 41, 397, 398 y ductos playeros del Sector Salina Cruz, con el objetivo de inhibir el proceso de corrosión exterior de los ductos al contar con un recubrimiento exterior óptimo, logrando mayor longitud de alcance de protección catódica, trabajos que están proyectados terminar el día 4 de julio de 2011, logrando un avance general del 39%.
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Con fecha 7 de abril se publicó la licitación para la INSPECCIÓN INTERIOR, REHABILITACIÓN Y CERTIFICACIÓN DEL OLEODUCTO DE 30”Ø NUEVO TEAPA-VENTA DE CARPIO, TRAMO MENDOZA-VENTA DE CARPIO, con un plazo de ejecución de 450 días naturales. El fallo está programado para el día 31 de mayo de 2011.
Se concluyeron las bases técnicas y el Modelo Económico, para la Rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Madero-Cadereyta del Sector Victoria e indicaciones del oleoducto de 30” - 24” - 20” - 24” D.N., Nuevo Teapa – Madero - Cadereyta (línea 1)” tramo a rehabilitar: Tres Hermanos- Cadereyta (Sectores Madero y Victoria), con un plazo de ejecución de 1,217 días naturales, se espera licitar en el segundo trimestre del año.
Asimismo, se espera licitar en dicho trimestre, la Rehabilitación integral al sistema de protección anticorrosiva de los ductos del corredor Nuevo Teapa-Poza Rica-Madero-Cadereyta y ductos playeros de los Sectores Veracruz y Poza Rica y rehabilitación de indicaciones de ductos del Sistema Nuevo Teapa-Madero-Cadereyta (Línea 1), tramo E. Carranza-Tres Hermanos Sector Poza Rica, con un plazo de ejecución de 1,232 días naturales.
Al cierre de marzo de 2011, el programa de mantenimiento preventivo al sistema de transporte por ducto se cumplió al 98% con la ejecución de 20,332 órdenes de servicio.
En cuanto a instalaciones portuarias, en la Terminal Marítima Pajaritos, se ejecutan 3 tanques de la gestión 2009 y, 1 tanque de la gestión 2009, ya concluyó su reparación, encontrándose en etapa de recepción y entrega a operación; se ejecutan 9 tanques con inicio y terminación en 2011, se concluyó la rehabilitación de cuatro circuitos de tubería de proceso para Crudo, Magna, Turbosina y Lastre y se ejecuta la rehabilitación de tuberías del rack intercomplejos con inicio y terminación en el 2011.
En la Terminal Marítima Tuxpan, se ejecutan 3 tanques de la gestión 2010 con terminación en el 2011.
En la Terminal Marítima Salina Cruz, se ejecutan 3 tanques con inicio y terminación en el 2011.
De la construcción del Muelle de La Paz, en Baja California Sur; al cierre de 2009 se obtuvo la autorización de la SHCP al cambio de monto y alcance del proyecto. En el primer trimestre del 2010 quedó autorizada la plurianualidad correspondiente y se cuenta con el rediseño de la bocatoma. Se adecuaron bases de licitación por entrada en vigor de la Ley de Petróleos Mexicanos. Asimismo, se formalizó contrato entre Pemex Refinación e Instalaciones Inmobiliarias para Industrias, S.A. de C.V., para llevar a cabo el servicio de licitación de la contratación y supervisión de la obra. Actualmente se encuentra en licitación la obra, con inicio programado en el mes de mayo de 2011.
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Residencia de Operación Manzanillo: en rehabilitación los dos muelles, con terminación original programada en marzo de 2011. Actualmente, se gestionan los convenios modificatorios para reprogramar su terminación.
15. Mantenimiento de terminales terrestres
Al primer trimestre del presente ejercicio, se tiene un programa de mantenimiento de tanques 2011 con un total de 85.
Derivado de que la asignación de los recursos presupuestales para el mantenimiento se precisó en el mes de marzo, actualmente se está en la fase de procesos licitatorios para la formalización de los contratos de mantenimiento.
El programa de mantenimiento de tanques durante el primer trimestre de 2011, se vio afectado principalmente por la demora en la asignación de los recursos presupuestales y en menor grado a la entrega de bases técnicas para concurso.
16. Calidad de combustibles
Para suministrar la totalidad de los combustibles con calidad de Ultra Bajo Azufre (UBA), requeridos por la NOM-086, Pemex Refinación a través de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) desarrolla el Proyecto de Calidad de Combustibles (PCC), el cual se ha dividido en dos fases.
Fase Gasolina
Se terminó con el proceso de licitación del IPC (Ingeniería de detalle, Procura y Construcción) de esta fase, para los tres paquetes y se iniciaron los trabajos.
Para la licitación del primer paquete correspondiente a las refinerías de Tula y Salamanca, la DCIDP dio el fallo correspondiente el 8 de febrero/10 a favor de la Cía. SAIPEM, contratándose esta compañía el 9 de marzo /10, con un tiempo de ejecución de 1,150 días a partir de la firma del contrato, estimándose terminar el 29 de mayo de 2013. La ejecución de las obras que integran el alcance de los trabajos correspondientes a este proyecto, se iniciaron el 5 de abril del 2010. Al mes de marzo de 2011, se tiene un avance físico realizado de 21.92%. Para este paquete el Contratista entregó una Red de actividades
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actualizada, en la cual se refleja la situación real del programa de la compañía. Pemex analiza la procedencia de esta Red. Durante este trimestre la Contratista incrementó personal para la revisión en ingeniería, colocación de órdenes de compra del equipo principal y entrega de materiales.
El fallo del segundo paquete, correspondiente a las refinerías de Madero y Cadereyta, lo dio la DCIDP el 20 de agosto de 2009 y fue favorable a la compañía ICA Fluor Daniel, firmándose el contrato correspondiente el 11 de septiembre de 2009, con un tiempo de ejecución de 1,320 días para terminar el 2 de mayo de 2013. La ejecución de las obras que integran el alcance de los trabajos correspondientes a este proyecto, se iniciaron el 21 de septiembre del 2009. Al mes de marzo de 2011, se tiene un avance físico realizado de 34.92%, manteniéndose por encima del avance programado.
Para el tercer paquete, correspondiente a las refinerías de Minatitlán y Salina Cruz, el fallo se dio el 25 de febrero de 2010 a favor de la Cía. ICA Fluor Daniel, firmándose los contratos el 23 de marzo de 2010, con un tiempo de ejecución de 1,290 días estimándose terminar el 22 de octubre de 2013. La ejecución de las obras que integran el alcance de los trabajos correspondientes a este proyecto, se iniciaron el 12 de abril del 2010. Al mes de marzo de 2011, se tiene un avance físico realizado de 13.78%, manteniéndose por encima del avance programado.
Instalaciones Complementarias.- Las obras complementarias son trabajos que integran el alcance total del Proyecto Calidad de Combustibles en su Fase Gasolinas. En 2010 se trabajó en las Bases de Usuario, las cuales están terminadas y revisadas por los especialistas del área operativa y de la Subdirección de Proyectos. Se trabaja en la elaboración de los términos de referencia de las obras complementarias para definir sus alcances y continuar con el proceso de contratación de conformidad a la Ley de Petróleos Mexicanos. Los alcances que se contemplan son:
Adquisición e instalación de turbogeneradores de las refinerías de Madero
y Cadereyta, al cierre del mes de marzo de 2011 se cuenta con la ingeniería conceptual, se recibieron comentarios del paquete técnico por parte de COPCC (Coordinación Operativa Proyecto Calidad de Combustibles) y se continuó con la integración del paquete técnico de licitación.
Acondicionamiento de Tanques y Tuberías en las refinerías de Tula y Salina Cruz, se definieron los alcances respectivos, y se envió a COPCC para su revisión, asimismo se espera contar con suficiencia presupuestal para gestionar el contrato.
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Ampliación de Laboratorios en las refinerías del SNR, se definieron los alcances respectivos, no se cuenta con suficiencia presupuestal para el proyecto.
Mezclado en Línea de Gasolinas para las refinerías de Cadereyta, Minatitlán y Tula, en desarrollo la ingeniería básica extendida por parte del IMP; se enviaron a COPCC diferentes entregables para sus comentarios.
Manejo de Corrientes Parásitas, para Salamanca y Tula:
Salamanca: se solicitó a COMIMSA la propuesta técnico-económica para desarrollar la ingeniería conceptual.
Tula: se recibió propuesta técnico económica de CIATEQ, la cual se encuentra en evaluación.
Reconversión de la Torre CDHydro a Depentanizadora en Madero, se integró la documentación y se envió a COPCC para sus comentarios. No se cuenta con suficiencia presupuestal.
Sistema de Recuperación de Condensado en Salamanca, en desarrollo la ingeniería básica conceptual, por parte del IPN.
Avance global de esta fase: 28.7%
Fase Diesel
Refinería Cadereyta
Durante los años de 2008 y 2009 el IMP desarrolló, las Ingenierías Básicas Extendidas dentro de límites de batería para el proceso de la planta nueva y plantas a revampear de Hidrodesulfuración de Diesel y para la planta tratadora de Aguas Amargas, así como la Ingeniería Conceptual para las instalaciones de servicios e integración fuera de límites de baterías.
La ingeniería básica para la Planta Recuperadora de Azufre se contrató el 2 de julio de 2010 a la empresa WorleyParsons, a la fecha está terminada.
Respecto a la Planta de Hidrógeno, durante el período enero-marzo de 2011 se homologó la tecnología seleccionada para la reconfiguración de la refinería de Salamanca y se obtuvo la autorización del SUBCAAOS para la asignación directa para obtener la Licencia de Tecnología e Ingeniería Básica con la Cía. Haldor Topsoe. En proceso la formalización del contrato.
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Se continúa con la elaboración de las Bases de Licitación para los IPCs. y preparación de la documentación para obtener la acreditación de FEL III, tramitar su registro ante la SHCP y obtener presupuesto de inversión para licitar los contratos IPC.
Resto de refinerías del SNR
Se continúa con el desarrollo de los trabajos por parte de la compañía Haldor Topsoe de las Ingenierías Básicas y Básicas Extendidas, para las plantas Hidrodesulfuradoras de Diesel, nuevas y a remodelar, de las refinerías de Tula y Salamanca, se estima terminar en julio de 2011;
Se continúa con el desarrollo de los trabajos por parte de la compañía Axens de las Ingenierías Básicas y Básicas Extendidas, para las plantas Hidrodesulfuradoras de Diesel, nuevas y a remodelar, de las refinerías de Madero, Minatitlán y Salina Cruz, se estima terminar en septiembre de 2011;
Asimismo, está en proceso la contratación del IMP para el desarrollo de las Ingenierías Básicas de las Plantas Tratadoras de Aguas Amargas, nuevas y a remodelar.
Respecto a las Plantas de Recuperación de Azufre y Generación de Hidrógeno se homologará a los mismos tecnólogos que se seleccionaron para estos procesos en el proyecto de reconfiguración de la refinería de Salamanca (CB & I y Haldor Topsoe, respectivamente) de los cuales se iniciará el proceso de contratación en el 2º. trimestre de 2011; excepto para la nueva planta de Hidrógeno de Salina Cruz, la cual el IMP está desarrollando los trabajos para la selección de tecnología.
Para el caso de la planta de Hidrógeno U-9 de la refinería Salamanca, el IMP inició los trabajos, con el apoyo de un experto en tecnologías de hidrógeno, para la elaboración de un estudio que sirva de base para definir si se remodela dicha planta o se construye una nueva.
Para la planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos U-502 de Madero, está en proceso la elaboración de un estudio termo hidráulico por parte del IMP.
Avance global de esta fase: 8.1%
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17. Adecuar la plantilla sindicalizada y crear nuevas categorías y reglamentos de labores del personal sindicalizado de mantenimiento.
La Dirección Corporativa de Administración durante 2010 incluyó en la Agenda Laboral con el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), la reorganización de las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, cuyo modelo conceptual está basado en la optimización del proceso de Mantenimiento en las Refinerías bajo liderazgo de la Dirección Corporativa de Operaciones (descripción de avances, en el siguiente punto). Esta acción continúa este año.
18. Racionalizar estructuras
La Dirección Corporativa de Administración incluyó en la Agenda Laboral con el STPRM, el programa de reorganizaciones, el cual contempla las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, la estructura sindicalizada del Sistema Nacional de Ductos y la restructuración de las 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto, como parte de los estudios para optimizar las estructuras y reubicar al personal adscrito a instalaciones fuera de operación.
Al respecto, al mes de marzo de 2011 se tienen los siguientes avances:
Áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación.
La Subdirección de Recursos Humanos, a través de las Gerencias de Concertación Laboral y Regional de Relaciones Laborales Sur, continúo con los trabajos en la refinería de Minatitlán, para consolidar las acciones de concertación para la reorganización de estas áreas.
Sistema Nacional de Ductos.
La validación de la propuesta de redireccionar a áreas productivas, plazas administrativas de las Subgerencias de Transporte por Ductos con el objeto de fortalecer la operación y seguridad de Sectores de Ductos, cuenta con el visto bueno de la línea de negocio para continuar con la concertación laboral. Teniéndose contemplada como área de oportunidad en el presente ejercicio.
Reorganización del Centro de Reparaciones Navales en la Terminal Marítima Madero.
Se presentó propuesta de un segundo turno de trabajo para atender trabajos de mantenimiento en el Centro de Reparaciones Navales (Dique
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Seco y Deponente) de la Terminal Marítima Madero, con el visto bueno de la línea de negocio.
Derivado de lo anterior, se encuentra en proceso de implementación la modificación de jornada temporal por un periodo de observación de 56 días y se hará la medición de la rentabilidad en el mantenimiento del Buque Tanque Nuevo Pemex III y de así convenir, proseguir a la concertación de la propuesta definitiva de modificación de jornadas.
Reestructuración de 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto.
a) Derivado de la Presentación a la representación sindical de la metodología para optimizar las operaciones de almacenamiento y reparto, en 2010 se desarrollaron ajustes a estándares y factores de dicha metodología, por parte de la línea de negocio.
Como parte fundamental de la aplicación de la metodología señalada, existe la posibilidad de eliminar categorías de puestos obsoletas, movilizar puestos detectados con escasa materia de trabajo para fortalecer las áreas operativas de otros Centros de Trabajo, o en su caso, reclasificar puestos por incremento cualitativo en la materia de trabajo.
b) Derivado del dinamismo en la demanda de refinados en diferentes zonas del país, la Línea de Negocio determinó el año pasado modificar la estrategia de atención de reorganización de sus 77 terminales, siendo prioritarias aquellas que cuentan con infraestructura ferroviaria y las que fortalecen la estrategia de optimización de la logística.
c) La Línea de Negocio, dado sus necesidades en esta materia, presentó a la Subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales una estrategia de atención de reestructuración de las 77 Terminales de forma integral.
d) En el período enero-marzo de 2011 se tuvieron resultados para las TAR´s
Zapopan, El Castillo y Puebla y continúan los trabajos para el análisis de las 74 TAR´s restantes.
19. Desarrollo de personal
Con relación al programa de desarrollo de competencias, en el período enero-marzo de 2011 se concluyó con el proceso de evaluación de 178 trabajadores de la Subdirección de Producción adscritos al proceso de Operación de Plantas. Se planea evaluar al personal de la Subdirección de Auditoria en Seguridad Industrial y Protección Ambiental durante el resto del año.
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Asimismo, se contempla llevar a cabo el programa de formación de cuadros de reemplazo para las áreas de mantenimiento en las especialidades de Mecánica, Instrumentos, Civil y Plantas, en el Sistema Nacional de Refinación.
Se inició el programa regular de capacitación de personal sindicalizado basado en el SICAM (Sistema de Capacitación Modular).
20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo
Cartera de Proyectos de Investigación y Desarrollo Tecnológico
Con el fin de actualizar el diagnóstico tecnológico e identificar áreas tecnológicas estratégicas, durante agosto y septiembre de 2010 se realizaron talleres con la participación de especialistas de las diferentes subdirecciones del Organismo, así como del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). La coordinación de los talleres estuvo a cargo de la Dirección Corporativa de Operaciones (DCO).
Los resultados de este ejercicio fueron integrados por la DCO al Programa Estratégico Tecnológico de PEMEX, el cual, a su vez, servirá para alinear con la estrategia del negocio las carteras de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico (IDT) inscritos en los dos fideicomisos creados para el impulso de la investigación, desarrollo y asimilación de tecnología, en los que actualmente tiene participación PEMEX Refinación:
Fideicomiso del Comité de Innovación, Investigación y Soluciones (CIIS)-IMP.
Fideicomiso del Fondo CONACYT- Secretaría de Energía - Hidrocarburos.
El estado actual de la cartera de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico de PEMEX Refinación es el siguiente:
En el CIIS se tienen 14 proyectos en ejecución en las diversas etapas del proceso de IDT (investigación básica, desarrollo o asimilación) y se han concluido con resultados satisfactorios desde la perspectiva de la investigación 8 proyectos. Sin embargo, la etapa de transferencia industrial ha representado un obstáculo para que los resultados se transmitan como innovaciones a la industria de la refinación.
A este respecto, se ha identificado que el CIIS ha sido exitoso en la promoción y conducción de la investigación, pero la ausencia de una regulación clara en la etapa de transferencia de los resultados, que defina
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responsabilidades e identifique la distribución de los riesgos, entre la investigación y la aplicación de los productos, conduce a la acumulación de investigaciones que no se reflejan en un incremento de la productividad industrial.
El Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados del año 2009 contiene 7 temas de investigación relacionados con Pemex Refinación, los cuales ya han sido publicados para su atención y se tienen registrados 7 proyectos aprobados para su financiamiento por el Fondo Sectorial CONACYT-Secretaría de Energía-Hidrocarburos.
En el 2010, el Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados, contiene 10 temas de investigación para Pemex Refinación. Es importante mencionar que por el momento se determinó la no pertinencia del tema relacionado con tecnologías para el aprovechamiento de azufre, debido a que surgió en Pemex Gas y Petroquímica Básica una iniciativa para “pelletizar” y comercializar el azufre. La primera convocatoria para los temas de 2010 se publicó en mayo, la segunda en el mes de julio y la tercera en el mes de noviembre. La última convocatoria cerró el 18 de marzo de 2011, por lo que la evaluación de propuestas se contempla inicie durante el mes de abril.
El Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados de PEMEX del 2011, inscrito en el Fondo CONACYT-SENER-Hidrocarburos, contiene 14 temas de investigación para Pemex Refinación. Aún no se tiene fecha para la publicación de una convocatoria con estos temas.
Con relación a la formación de recursos humanos especializados, el Organismo no cuenta con candidatos inscritos en el Fondo para estudios de posgrado. Parte de la problemática se derivó, inicialmente, de las fechas manejadas por el Fondo, que no estuvieron alineadas con las convocatorias de Universidades extranjeras, particularmente estadounidenses y europeas.
21. Implantación del Sistema Pemex SSPA (Seguridad, Salud y Protección Ambiental
Durante el primer trimestre de 2011, se mantiene el esfuerzo en el proceso de implantación del sistema Pemex SSPA en los Centros de Trabajo con instalaciones industriales.
En este año se ha establecido el seguimiento a la atención de las no conformidades y recomendaciones generadas en las auditorías realizadas en 2009, con el sistema Audit Management de SAP (en proceso de
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implantación) y el programa de auditorías anual, que permiten verificar los avances reportados en el mismo.
Se mantiene el uso de la metodología de las Auditorías Efectivas y se da seguimiento sistemático al Índice de Actos Seguros. A marzo de 2011 se consiguió un valor global de 95.5% en este indicador, producto de la práctica de 567,180 auditorías efectivas realizadas, en las que se observaron a 65,854 personas trabajando en el momento de realizarlas. En todos los casos se reportan más auditorías realizadas que las que han programado en cada periodo.
En relación a la técnica de Disciplina Operativa, se ha detectado que se requieren 22,242 procedimientos y se tiene un índice de disponibilidad de 91.5%, el de calidad se encuentra en 91%, índice de comunicación en 62% y el de cumplimiento en 61%.
Las emisiones de SOx del Organismo pasaron de 5.9 ton/mton de proceso de crudo en 2005 a 3.8 en el periodo enero-marzo de 2011, debido principalmente a las acciones tomadas e inversiones efectuadas para dar cumplimiento a la norma oficial mexicana NOM-148-SEMARNAT-2006.
En las refinerías se ha venido incrementando la recuperación de azufre; en el primer trimestre del 2011, destaca el cumplimiento normativo de cada una de las refinerías del Sistema Nacional de Refinación.
22. Automatización y control de procesos
Continúa en ejecución el contrato suscrito con el proveedor TELVENT Energía, S.A. para la Automatización de 129 sitios asociados a 7 Poliductos de la Red de Distribución de PEMEX Refinación y su integración al sistema SCADA. Al cierre de marzo de 2011, el avance físico del contrato es del 97.6%. A la fecha no se tienen retrasos en el desarrollo del contrato.
Se encuentra en ejecución el contrato de Adquisición de Hardware, Software y Servicios de Desarrollo, formalizado con el proveedor Telvent Canadá Ltd., a través de la filial Integrated Trade Systems, Inc. (ITS), para la Implantación del sistema SCADA en 7 Poliductos de la Red de Distribución de Pemex Refinación. Al cierre de marzo, el avance físico de este contrato es de 53.9%.
A la fecha se tiene un atraso en el contrato por el suministro de hardware para el Centro de Control Principal imputable al Proveedor.
Se encuentra en ejecución el contrato con la filial de Petróleos Mexicanos, Instalaciones, Inmobiliarias para Industrias, S. A. de C. V. (iii Servicios), para la Contratación, Supervisión, Seguimiento y Control de la Obra para la
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Adecuación del piso 3 de la Torre Ejecutiva como Centro de Control Principal y la Construcción del Centro de Control Alternativo en Azcapotzalco, con una duración de 690 días. Al cierre de marzo, el avance físico de este contrato es de 5%. Se recibió la Ingeniería de Detalle en revisión 0 para la adecuación del piso 3 como Centro de Control Principal (CCP) y se validó por las especialidades del Área de Conservación y Mantenimiento de la Torre Ejecutiva. Actualmente, los trabajos correspondientes al Centro de Control Alterno (CCA) de Azcapotzalco continúan suspendidos temporalmente, derivado de la formalización de alcances solicitada por la Dirección de Tecnologías de Información.
Continúa el proceso de licitación para el contrato de “Ingeniería, Suministro e Instalación para la Implantación del Sistema SCADA” del proyecto Implementación del Sistema SCADA en 47 Sistemas de Transporte por Ducto de PEMEX Refinación. Actualmente se encuentra en la 5ª Junta de Aclaraciones.
Los avances físicos de los proyectos SCADA 7 Poliductos y SCADA 47 Ductos al primer trimestre de 2011, son del 74.6% y 7.9%, respectivamente.
Se realizó una ponderación por monto de inversión, por lo que el avance del proyecto SCADA al mes de marzo de 2011 fue de 43.8%.
En cuanto al proyecto SIMCOT (Sistema Integral de Medición, Control y Operación de Terminales), para el paquete de actualización de 25 sistemas SIMCOT y en específico para las primeras 7 Terminales de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro se mencionan los siguientes aspectos relevantes sobre el avance del proyecto:
Se recibieron la totalidad de los bienes amparados en las IT Orders para suministro de Hardware (PLC’s, Servidores, estaciones de trabajo, gabinetes, switches, etc.) de 7 Terminales, formalizados con fecha 19 de noviembre de 2010. Estos contratos fueron adjudicados a Telvent Canadá mediante el contrato preparatorio de TI que se tiene con ITS.
El día 05 de enero de 2011, se declaró desierta la Licitación Pública Internacional No. P0-LI-917-010 para la contratación de bienes y servicios para la “Actualización y estandarización de la instrumentación y equipos de control de campo de siete SIMCOT´s y siete Sistemas Integrales de Control Contraincendio (SICCI)” en TAR’s de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro, por lo que se procedió a realizar los trámites para la actualización del vector plurianual y adecuación de recursos en los años 2011-2012 para volver a licitar.
Se remitió a la Gerencia de Análisis de Inversión y Gasto Operativo (GAIGO) registro del proyecto de implementación del SICCI de la TAR
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Mérida perteneciente a la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Golfo, quien a su vez y a solicitud de la DCO, requieren la autorización de la DCTIPN para el registro del proyecto, mismo que ya se obtuvo respuesta favorable y le fue remitida a la GAIGO para la continuidad de trámite de registro.
El proyecto registra un avance ponderado del 13.5%.
23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos
Con esta acción se pretende incorporar e institucionalizar las mejores prácticas de la industria al proceso de desarrollo y ejecución de proyectos del Organismo, que permitan en el corto plazo que los proyectos cumplan sus objetivos de negocio en las mejores condiciones de alcance, costo, tiempo y calidad (promedio de la industria) y en el largo plazo compitan con los de clase mundial.
En atención a los acuerdos del Subgrupo de Trabajo de Inversiones de Pemex Refinación (SGTI), las áreas operativas identifican proyectos piloto para iniciar la implantación de mejores prácticas y el Sistema Institucional de Proyectos (SIDP), así como a los responsables para integrar los respectivos equipos de proyecto.
En 2010 se revisó el programa de implantación de la estrategia para “Fortalecer el desarrollo y ejecución de proyectos” a fin de que en el horizonte de 2010 - 2015 se enfoque a las siguientes 5 acciones cuyos avances en 2011 se describen a continuación:
a. Acción: Justificar la necesidad de cambio y establecer compromiso con
toda la organización para implantar la estrategia para mejorar el desempeño de los proyectos empleando mejores prácticas de la industria.
b. Acción: Acordar con las áreas involucradas los modelos de definición de
proyectos (FEL) y mejores prácticas, así como de los planes, proyectos, metas anuales y responsables de su implementación tanto en el Subgrupo de Trabajo de Inversiones como en los equipos de proyecto. Avance en 2011: En marzo de 2011 se definieron las estrategias para la acreditación de FEL III de los proyectos Planta de Aguas Amargas-
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Madero y Planta de Girbotol de Salina Cruz. Así como para el seguimiento de las variables clave de desempeño de los proyectos acreditados y próximos a acreditarse.
Se diseñó la propuesta para el contenido del Documento de Soporte de Decisión (DSD) de los proyectos que requieren presentar acreditación.
c. Acción: Alinear los procesos de justificación y presupuesto con los de FEL,
reestructurar la organización y desarrollar competencias para cubrir las cargas de trabajo, roles y perfiles de los equipos de proyecto, áreas de planeación de inversiones e ingeniería requeridos por la estrategia. Avance en 2011: En Febrero 2011 se estableció un proceso único que alinea el proceso de justificación con el de acreditación y se aplicó el modelo para el proyecto de TAR Tapachula, y Modernización del Módulo CCR-Minatitlán, logrando una reducción considerable de los tiempos de validación/acreditación, así como una mejor alineación de todas las áreas involucradas del Corporativo y de Pemex Refinación.
d. Acción: Aplicar la estrategia a proyectos seleccionados en planes anuales. Avance en 2011: Continúa el seguimiento y asesoría “coaching” para incorporar mejores prácticas que simplifiquen la integración de los paquetes de acreditación a 13 proyectos: Reducción de Residuales Salamanca, Nueva Refinería en Tula, Infraestructura de ductos para Nueva Refinería de Tula, Reformadora para Minatitlán, Caldera y Turbogenerador para Minatitlán, Optimización Reconfiguración Madero, Planta de Aguas Amargas para Madero, Válvulas deslizantes de Coquizadora Cadereyta, Modernización de la FCC Cadereyta, Planta Girbotol para Salina Cruz, Modernización de la FCC Minatitlán, TAR Tapachula y Muelle La Paz. Se prepara el modelo de seguimiento para el proyecto SCADA 47 que se acreditó en diciembre de 2010 e inició su proceso de licitación.
En enero 2011 se definió la estrategia de acreditación del proyecto TAR Tapachula, y la Construcción de Muelle la Paz. En marzo se apoyó al equipo de proyectos para la incorporación de mejores prácticas durante el desarrollo de los entregables, y se dio acompañamiento durante el proceso de validación.
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e. Desarrollar planes de recursos humanos y tecnologías de información alineados a la estrategia; seguir y hacer ajustes a la implantación y resultados de la estrategia.
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Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas
Periodo: Enero-Marzo 2011**
1 97%
2 22%
3 38%
4 5%
1 97%
2 22% mín 67 61
3 38% máx 69 65
4 5%
20 12%
7 59%8 100%
9 40% na 0.1858 na 20.9% Sobresaliente
12 10%
14 53%
15 8%18 26%
19 30%
16 18% mín 15 21
20 12% máx 18 25
16 18% mín 16 30
20 12% máx 25 38
Utilización de la capacidad de coquización
% 17 2 22% 64.4 na 78.9 na -14.5 Insuficiente
Índice de frecuencia de accidentes Índice 5 21 56% mín 0 0
máx 1 1
5 55%6 11%
Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente
% 18 13 25% 69.3 76.7 78.5 -7.4 -9.2
7 59%
8 100%
9 40%
10 30%
12 10%
Ductos % ductos 20 59.4 >=59 >=59 0.4 0.4 Sobresaliente
Buquetanque % B/T 20 31.7 >=33 >=33 -1.3 -1.3 Insuficiente
Autotanque % A/T 20 6.4 <=7 <=7 0.6 0.6 Aceptable
Carrotanque % C/T 20 2.6 >=1 >=1 1.6 1.6 Aceptable
Días de autonomía de Pemex Magna en terminales
Días 20 10 30% 2.6 na 2.2 na 18.2% Sobresaliente
Días de autonomía de Pemex Premium en terminales
Días 20 10 30% 6.4 na 4.7 na 36.2% Sobresaliente
Días de autonomía de diesel en terminales
Días 20 10 30% 2.6 na 3.0 na -13.3% Insuficiente
Días de autonomía de crudo en refinerías (a)
Días 20 11 53% 6.2 7.0 7.0 -11.4% -11.4% Insuficiente
Avance en modernización de Sistemas de medición
% 21 22 29% na 60.0 na na na
SIMCOT 13.5 - 12.0 na 2 Sobresaliente
SCADA 44 - 46.1 na -2 Aceptable
Emisiones de SOx t/Mt 5 21 56% 3.8 3.1 4.1 -22.6% 7.3% Sobresaliente
NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo** Cifras preliminares.(a) Cifra real ene-sep 2010.La desviación respecto a la meta que se muestra en los indicadores cuyas unidades son porcentajes, es absoluta.Con base en las metas establecidas por la SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera Sobresaliente.
124 124
Insuficiente
Participación de los diferentes medios de transporte
20
Índice de Intensidad Energética Índice 18 135.4 Insuficiente
0.76 24.0% 24.0% Aceptable
-9.2% -9.2%
Diesel UBA producido/diesel total producido
% 4 33.3
Insuficiente
Gasolina UBA producida /gasolina total producida % 4 18.8 0.8
8.3 -4.3 Aceptable
-6.4 Insuficiente
221.5 215.0 -5.0% -8.1%Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC 3 232.5
Aceptable
Costo de transporte $/t-km 2 0.1469
Rendimientos de destilados del crudo ( gasolina, diesel y turbosina)
% 1, 6 y 17 63.4 -5.6 -1.4
Insuficiente
máx 1,424 1,242
mín
-6.4%
1,380 1,193
-18.4%Proceso de crudo Mbd 1 y 6 1,162.2
Desviación(*) (1) vs (2)
Desviación(*) (1) vs (3)
Calificación (1) vs (3)
Acciones relacionadas
% de Avance de cada acción (a)
Valor del indicador
(1)
Meta Original PEO
Anual (2)
Pemex Refinación
Indicador UnidadesObjetivos
RelacionadosMeta Autorizada PEO ene-mar (3)
PEO 1T 2011 65
Causas de las desviaciones y acciones correctivas
Proceso de crudo
Causas de desviación:
La desviación del proceso de crudo respecto a la meta del PEO, se atribuye a lo siguientes evento:
El incidente de la planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos en Cadereyta.
Altos inventarios de productos intermedios
Altos inventarios de combustóleo en Tula.
Fallas de energía eléctrica en Madero
Alto índice de paros no programados
Acciones correctivas o de mejora (13. Mantenimiento de refinerías):
Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR).
Gasolina UBA producida/ gasolina total producida
Causas de desviación: Bajos procesos en la refinería de Tula por altos inventarios de combustóleo, que afectaron la operación de las plantas de proceso.
Acciones correctivas o de mejora (Proyecto ferroviario de desalojo de combustóleo de Tula y/o Salamanca):
Este proyecto integral contempla el retiro de 70 MBD de COPE vía carro-tanque de las refinerías de Tula y/o Salamanca, con destino a Manzanillo, Lázaro Cárdenas y Pajaritos.
Por lo que respecta a la ruta de la refinería de Tula, destino TAR Lázaro Cárdenas, Mich, como primer etapa se formalizó el Contrato de Servicios de Transporte Multimodal con la empresa Kansas City Southern de México, por un periodo del 11 de julio 2010 al 31 de diciembre 2013, el cual contempla incrementar el retiro de COPE de 12 a 20 MDB; como segunda etapa, está la Construcción de Infraestructura de Descarga de CT y de vías en la TAR de Lázaro Cárdenas.
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En lo que respecta a la ruta refinerías Tula y Salamanca destino Ducto Pacifico Manzanillo, se formalizó Contrato de Servicios de Transporte con la empresa Ferromex para el periodo del 15 de diciembre de 2010 al 31 de Octubre 2013 para la movilización de 18 a 20 MBD.
En lo que respecta a la ruta refinería Tula destino TAR de Pajaritos, Ver., el proyecto se encuentra en la etapa de construcción de la infraestructura de descarga requerida en la TAR Pajaritos para el recibo de 20 MBD de COPE.
Índice de intensidad energética
Causas de desviación:
Inestabilidades operativas de plantas (bajas utilizaciones).
Alto índice de paros no programados
Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales.
Acciones correctivas o de mejora (5. Uso eficiente de energía):
Con la estabilización de las plantas en el SNR, el incremento en la confiabilidad del área de Fuerza y Servicios Principales, soportados en el Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR), la implementación de proyectos contenidos en la cartera de proyectos para el periodo 2011-2016 encaminados a reducir la brecha de este indicador, la cual deberá estar soportada con la gestión y otorgamiento en tiempo y forma de los recursos presupuestales. Asimismo, las refinerías de Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula, están gestionando ante la GAIGO un proyecto integral de eficiencia energética a mediano y largo plazo, con lo que se espera mejorar el IIE en los próximos años, lo cual dependerá de la oportunidad de las autorizaciones de los proyectos en comento, así como de la suficiencia presupuestal que se le asigne a los mismos.
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Utilización de la capacidad de destilación equivalente.
Causas de desviación:
Inestabilidades operativas de plantas (bajas utilizaciones).
Alto índice de paros no programados
Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales.
Acciones correctivas o de mejora (13. Mantenimiento de refinerías):
Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) del cual deriva, entre otros, la minimización de los cuellos de botella de diseño, mejoramiento de la operación de las instalaciones, el cumplimiento a los programas de rehabilitaciones y adquisición de refaccionamiento en tiempo y forma; lo anterior para incrementar la confiabilidad de las instalaciones del SNR.
Asegurar los recursos presupuestales plurianuales con apoyo de la Subdirección de Planeación y la SUFA, para disponer de los mismos con suficiencia y oportunidad para llevar a cabo los programas anuales y atender rezagos de años anteriores y poder realizar las reparaciones de las instalaciones distribuidas a lo largo de todo el año.
Se tiene un programa de acciones para el Proceso de Implantación del Modelo de Pemex-Confiabilidad y se da seguimiento a través del Tablero Colaborativo del Programa Institucional de Mejoras de la Gestión PIMG.
Existe una estructura para coordinar el proceso de implantación de Pemex-Confiabilidad, indicando los niveles de responsabilidad, coordinación de esfuerzos y funciones a desarrollar, donde la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento de la Dirección Corporativa de Operaciones es el líder a nivel de Petróleos Mexicanos y de ahí se coordinan las acciones a nivel de Organismos, Subdirecciones y finalmente a los gerentes de los Centros de Trabajo.
Las mejoras en el sistema se manifiestan en la medida que se logra avanzar en el grado de madurez de cada una de las 14 mejores Prácticas, en obtener los beneficios esperados en los casos de negocio identificados y en mejorar los resultados en los indicadores.
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Productividad laboral en refinerías.
Causas de desviación y acciones correctivas de mejora:
Iguales a las de utilización de la capacidad de destilación equivalente.
Utilización por medio de transporte (Buquetanque)
Causas de desviación:
La desviación en 1.3 puntos porcentuales del transporte por buque realizado respecto a la meta establecida, se explica por:
Baja disponibilidad de productos en las refinerías de Madero y Salina Cruz, en lo que se refiere a productos terminados en tiempo y conforme a la especificación requerida; por el retraso en los tiempos programados de los mantenimientos, por paros no programados de algunas plantas.
En el litoral del Golfo se realizó el transporte fuera de programa de Diluente, para lavar las líneas de los mulles 2 y 3 en T.M. de Pajaritos como preparativos para el recibo del Aceite Cíclico Ligero.
Retrasos en sustitución de Buques Tanques, por terminación de contratos de fletamento.
Mantenimiento emergente y programado a los buques tanque, Nuevo Pemex II, Nuevo Pemex IV, Tampico, Bicentenario e Insurgentes en el litoral del Pacífico y Burgos y Tajín en el Golfo.
Manejo de flete muerto por falta de producto en Salina Cruz derivado de la baja disponibilidad de productos terminados en refinerías.
Las condiciones climatológicas adversas retrasaron las operaciones de las embarcaciones en el litoral del Golfo, se estimaron 1,457 hrs. y en el Pacífico aproximadamente 588 hrs.
La logística programada de transporte de combustóleo se ajustó por el inicio de recibo de combustóleo pesado por carros tanque, en la TOMP de Manzanillo.
Continúa la suspensión de cargas para cabotaje de combustóleo pesado en Lázaro Cárdenas a solicitud de CFE, por producto fuera de especificación en el parámetro de contenido de agua en esta terminal.
Retraso en el arribo de buques de importación, ocasionando tener que ajustar ventanas conforme al arribo y rotaciones de puerto de descarga.
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Reducción en la capacidad de almacenamiento en las TAR´s de Topolobampo y Guaymas por salida de operación de tanques.
Acciones correctivas o de mejora (9. Programa de Modernización del Transporte Marítimo/ y traspaso de insumos y productos).
Pemex Refinación busca maximizar el movimiento de productos por los medios de transporte más económicos, sin embargo, la logística se ve afectada en ocasiones por factores externos como el mal tiempo, el aumento o contracción de la demanda de productos y los mantenimientos extraordinarios a las instalaciones y equipos.
Se coordinaron con el Área Comercial y PMI los ajustes necesarios en la programación de los buques de importación, así como las importaciones adicionales que se acordaron en el Grupo de Integración Operativa (GIO).
Con la participando en el GIO, conforme a los balances, en algunos cabotajes se ajustaron las cargas, conforme a la disponibilidad de productos terminados en las refinerías.
Se adicionaron puertos de descarga a las embarcaciones, derivado de la falta de disponibilidad de cupo.
Se ajustaron los volúmenes a descargar por los buques de cabotaje y de importación en las Terminales de Almacenamiento y Reparto en el Litoral del Pacífico, derivado de los apoyos extraordinarios de Pemex Magna y Pemex Diesel a la Zona Centro del País, por las fallas en la refinería de Tula.
Días de autonomía de Pemex Diesel en terminales
Causas de desviación:
Se registró 2.6 días de inventarios contra una meta de 3.0 días, debido principalmente a los siguientes factores:
La refinería de Madero presentó déficit de 20 MB por el retraso en el arranque de sus plantas que se encontraban en reparación situación que no permitió contar con producto en oportunidad para los programas de traspaso y carga de cabotajes.
La baja en el proceso de la refinería de Tula a finales de enero afectó la disponibilidad de producto para mantener estable la operación de los
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poliductos Tula -Toluca y Tula - Pachuca con la consecuente reducción de inventarios en las Terminales de Tula y Pachuca
Los paros no programados por bajas de presión y tomas clandestinas en los sistemas de ductos de Topolobampo-Guamúchil-Culiacán y Minatitlán-México impactó de manera negativa los inventarios en estas dos zonas (Pacífico y Centro) en el mes de Marzo.
Las importaciones presentaron en enero un déficit de 4 MBD, en febrero de 6 MBD y durante el mes de marzo el déficit fue de 6 MBD.
Acciones correctivas o de mejora (10. Almacenamiento de productos, inició en 2008 y termina en 2012):
En las reuniones operativas diarias, en las que participan las áreas que intervienen en la logística de suministro de productos del Sistema Nacional de Refinación, se establecieron prioridades y acciones complementarias para cubrir la demanda programada de producto, tales como traspasos extraordinarios entre TAR’s, adecuación en los programas de suministro por los distintos medios de transporte y ajustes a los requerimientos de importación. Para cubrir el déficit en el Valle de México se tomó la decisión de lotificar Pemex Diesel UBA por el poliducto Minatitlán-México y apoyar a la TAR de Puebla con el suministro de productos por autos tanque.
Utilización de la capacidad de coquización.
Causas de desviación:
La planta coquizadora de Cadereyta bajó su proceso desde septiembre del año 2010 al 60% debido en gran medida al incidente sucedido en su planta Hidrodesulfuradora de gasóleo.
La planta coquizadora de Madero ha mantenido bajo su proceso debido a que está fuera de operación la planta combinada BA y a la baja confiabilidad de su equipo de manejo de coque y mecanismo de apertura y cierre de las tapas del fondo y domo de los tambores de coquización los cuales han provocado paros no programados.
Acciones correctivas o de mejora (13.mantenimiento de refinerías):
Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR).
Asimismo, cabe señalar que en la planta Coquizadora de Cadereyta se efectuaron desconchados en línea preventivos a los serpentines de los calentadores de carga.
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En la planta Coquizadora de Madero se efectuó limpieza mecánica a los tubos de los condensadores tipo soloaire del domo del Blow Down, se contrató servicio y mantenimiento para reparar las grúas de manejo de coque e incrementar su confiabilidad, se efectúa contrato de mantenimiento y servicio para incrementar la confiabilidad del sistema de apertura y cierre de las tapas de los tambores.
Días de autonomía de crudo en refinerías.
Causas de desviación: Con base en los criterios definidos para revertir los resultados económicos adversos del Organismo, se definió un cambio en la estrategia de inventarios de crudo en el SNR, el cual se estableció bajo criterios económicos (nivel óptimo).
Acciones correctivas o de mejora (11. Almacenamiento de petróleo crudo/13 Mantenimiento de refinerías):
Continuar con los trabajos de rehabilitación de tanques que permitan la flexibilidad suficiente para alcanzar los días de autonomía óptima que requiere el SNR.
Indicadores con carácter informativo:
Margen variable de refinación
El margen de refinación para el primer trimestre de 2011 se ubicó en 3.48 dólares por barril de crudo procesado, superior en 3.86 dólares al registrado en el mismo periodo de 2010. Lo anterior derivado principalmente del efecto favorable observado en los márgenes internacionales en el periodo, por la volatilidad que ha presentado el mercado petrolero internacional a raíz de la situación socio-política registrada en los países del norte de África y del Medio Oriente.
Aprovechamiento de la capacidad de transporte por ducto
En el periodo enero-marzo del 2011, los sistemas de ductos reflejaron un decremento en el volumen total transportado de 1,392.3 millones de toneladas kilómetro respecto al 2010, esto como resultado del decremento en el movimiento de crudo por el orden de 1,490.3 millones de toneladas kilómetro; debido principalmente a la salida de plantas a mantenimiento en las refinerías de Cadereyta y Madero. Así mismo, los sistemas de poliductos reflejaron un incremento en el volumen transportado de 98.0 millones de toneladas kilómetro con respecto al 2010, (4.4% en el movimiento de Gasolinas y 3.5% en el movimiento de Diesel). Dicho crecimiento se registra principalmente en los
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poliductos Cadereyta-Satélite, Brownsville-Reynosa-Cadereyta y a la puesta en operación del ducto CPI-Azcapotzalco con Pemex Diesel UBA.
Volumen total transportado
Durante el periodo enero-marzo del 2011 se transportó un volumen de 17,488.8 millones de toneladas kilómetro de crudo y productos petrolíferos; de los cuales, el 59.4% se realizó por ducto, 31.7% por vía marítima, 6.4% por auto tanque y el restante 2.6% por carro tanque.
Comparado con el año 2010, se registra un decremento del 8.6% en el volumen total transportado, explicado principalmente por el decremento, a nivel sistema, de 7.8% en el transporte de crudo y una disminución de 0.8% en el transporte de petrolíferos.
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3.C Pemex Gas y Petroquímica Básica
Avance en la ejecución de las acciones del PEO
2. Desarrollar el proyecto de ampliación y confiabilidad operativa del CPG Poza Rica
Ampliación operativa
Al cierre de marzo de 2011, las actividades para la construcción de la planta criogénica de 200 MMpcd, ha presentado los siguientes avances:
a) Adjudicación de contrato
El 15 de mayo 2009 se dio el fallo de adjudicación de la Planta Criogénica. La firma del Contrato entre PGPB y el contratista (ICA Fluor Daniel S. de R.L. y Linde Process Plants Inc.) fue el 12 de junio 2009 por un monto total de 4,094 millones de pesos.
En 2011 la Gerencia de Proyectos y Construcción elaboró el convenio adicional CP-1/D-1 al contrato GOPL01309P modificando el monto y tiempo del contrato, quedando el monto del contrato en 4090.6 millones de pesos (paridad cambiaria 12.9 pesos por USD, de acuerdo a premisas de la DCF 2011).
b) Programa de ejecución
Los trabajos iniciaron el 17 de agosto 2009 y la terminación se modifica al 30 de junio del 2012, de acuerdo al convenio adicional CP-1/D-1.
La construcción de la planta criogénica presenta un avance físico de 65%, en el primer trimestre de 2011 de acuerdo a las siguientes actividades relevantes:
Ingeniería Básica y de Detalle
Se concluyó al 100% el desarrollo de la ingeniería básica y la de detalle presenta un avance del 86%.
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Fase de Procura:
Se colocó el 100% de las órdenes de compra de los equipos críticos. La fabricación y recepción de equipos presenta un avance del 88%, continúa la fabricación de los módulos de la planta. La entrega en sitio de la totalidad de los equipos críticos y módulos de la planta se estima para agosto 2011. Los módulos 101 (filtro separador de entrada), 104 (enfriador de gas de regeneración) y 106 (acumulador de reflujo de desetanizadora), se encuentran en tránsito y se espera que lleguen a sitio en el mes de abril 2011.
Los módulos 107/108/109 (intercambiadores de calor), 110 (rehervidor y bomba de reflujo de desbutanizadora ), 111 (acumulador y condensador de reflujo de desbutanizadora ), 112 (bombas del sistema de aceite caliente) y 113 (enfriadores de LPG y nafta ligera), quedaron listos para embarque e inició su traslado al sitio de la obra.
Del equipo crítico restante (expansor-compresor, compresores de gas
natural seco, torre desbutanizadora) se encuentran en sitio. Excepto la torre desetanizadora que continúa en construcción en instalaciones del fabricante.
Arribaron a sitio los filtros de salida del deshidratador 1FG-1602A/B y filtros
tipo canasta del deshidratador 1STR-160A/B, correspondientes al módulo 104.
Fase de construcción:
Se continúa trabajando en:
i. La construcción de cimentaciones, estructuras de concreto y plataformas de operación para módulos y equipos mecánicos de la planta, compresores de gas residual, recuperadores de calor, expansor-compresor y horno de regeneración.
ii. Cuarto de control y casa de cambio. En la subestación eléctrica (SE) No. 13 Y 14 continúa la construcción de muros de block vitrificado, colocación de piso de terrazo y aplicación de pintura.
iii. Construcción de drenajes en rack de integración, área de planta criogénica y plantas de tratamiento de efluentes. Asimismo, continúa la
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construcción de registros de drenaje aceitoso en área de integración y criogénica.
iv. Conformado y soldadura de los tanques esféricos TE-100 y TE-101 para almacenamiento de gas LP. Se realizó el montaje de los casquetes superiores de los tanques TE-100 y TE-101.Construcción de registros eléctricos en área de integración.
v. Se realizan trabajos de cableados y conexión de alimentadores para CCM-15-1 de 480 VCA y CCM-151-1 de 220 VCA desde cuarto de charolas; y la construcción de ductos de eléctricos y de instrumentos en el área de integración y de la subestación eléctrica (SE) No 14 ,15 y del cuarto de control.
vi. Circuitos de tuberías: se realizan trabajos de montaje, limpieza, prefabricación, aplicación de recubrimiento y pruebas en líneas para los servicios de agua contra incendio, desfogue húmedo, metanol y proceso en el área de la planta criogénica.
vii. Se instalaron la columna de la torre desbutanizadora y los módulos 102 y 103.
Confiabilidad operativa
El proyecto tiene como alcance modernizar las instalaciones actuales, incorporando nuevas tecnologías a las plantas existentes: endulzadora de gas, recuperación de licuables, servicios auxiliares, infraestructura complementaria y fraccionamiento. El avance global al 1er trimestre del 2011 es de 72.5%.
Se considera el monto del proyecto de acuerdo al Ciclo de Planeación 2011, con las siguientes actividades relevantes: a) Sistema de contraincendio
La actualización de las bases técnicas continúa en 80%. Se redujo el presupuesto contemplado en 2011, el cual se programa en el último trimestre del mismo año.
b) Sistema eléctrico
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Para construcción de la nueva planta criogénica, fue necesario reubicar la trayectoria de la línea de alimentación de energía eléctrica a la central de almacenamiento y bombeo de Pemex Exploración y Pemex Refinación. Avance 100%.
Para 2011 se programó inicialmente la sustitución y modernización de tableros de baja tensión y de distribución principal de la sala de generación eléctrica. Así como la sustitución de los transformadores trifásicos de baja tensión en las Subestaciones Eléctricas. Sin embargo en el Ciclo de Planeación 2011, esta iniciativa ya no se consideró por el acotamiento presupuestal y del horizonte del proyecto.
c) Calderas y turbogeneradores
Caldera BW-4. Se concluyó la rehabilitación y repotenciación, está operando desde agosto de 2009.
Caldera BW-1.Se iniciaron los trabajos de rehabilitación en noviembre de 2009 y entró en operación el 11 de enero 2011
Turbogenerador TG-6. Se iniciaron los trabajos de rehabilitación en junio de 2009, se tiene un avance físico del 100%. Inició operación a partir de noviembre 2010.
4. Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex
El proyecto para construir una planta de cogeneración de energía eléctrica de 300 MW en el CPG Nuevo Pemex, considera un plazo de 36 meses a partir de la firma del contrato para el desarrollo de las instalaciones y el sistema de transmisión. Se tiene como fecha estimada de término octubre 2012. La duración del contrato de servicios es por 20 años a partir de la entrada en operación. En la construcción de esta planta se tienen programadas realizar las siguientes actividades relevantes:
2011 2012
Entrada en operación(Septiembre 2012)
Programa del desarrollo de las instalaciones y puesta en servicioActividades para desarrollar el proyecto
Desarrollo de instalaciones(marzo 2010‐agosto 2010)
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Actividades principales desarrolladas a marzo de 2011:
Generación
Concluyó el montaje de los paneles exteriores de los recuperadores de calor 1 y 2. Inició y concluyó el montaje de los módulos internos, así como de los domos en las dos unidades.
Concluyeron los trabajos de cimentación de las plataformas de cada turbogenerador.
Iniciaron los trabajos de preensamblado del damper diverter unidad 2.
Iniciaron los trabajos de preensamblado de secciones de la chimenea de salida de gases del recuperador de calor unidad 2.
Inician actividades de armado de placa de fondo y anillos del envolvente de los tanques de agua desmineralizada/condensado A y B.
Continúan los trabajos de obra civil del camino de acceso, vialidades y terracerías, así como con la instalación del drenaje pluvial de la subestación eléctrica de la Central de Cogeneración y del camino de acceso.
Integración
Concluyeron los trabajos de construcción de pilas para el rack de tuberías de integración en el área de cogeneración.
Continúan las actividades de cimentación superficial del rack de cogeneración, con un avance del 68%.
Inició el montaje de estructuras del rack de integración.
Concluyeron algunas actividades de interconexión en la línea de gas combustible en la planta criogénica II, para la planta de cogeneración.
Sistema de Transmisión:
Subestaciones
• S.E. Cactus Switcheo: continúan los trabajos de construcción en edificio SF6, caseta de control, muro de contención de la barda perimetral y taludes para terracerías.
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• S.E. Reforma: continúa el montaje de las estructuras mayores, menores y equipos electromecánicos. Continúan los trabajos de ampliación de la caseta de control, caseta de vigilancia y barda perimetral.
• S.E. Tamulté Maniobras: continúan los trabajos de construcción en el muro de contención y terracerías.
Líneas de Transmisión:
1. L.T. Cactus Switcheo-Nuevo Pemex: se tiene un avance del 100% en obra civil y montaje de estructuras. Está pendiente el tendido de cables subterráneo.
2. L.T. Cactus Switcheo-Tamulté: se tiene un avance de 18% en obra civil.
3. L.T. Cactus Switcheo-Tamulté Maniobras: cuenta con un avance de 41% en obra civil y 30% en montaje de estructuras.
4. L.T. Cactus Switcheo entronque Cárdenas II-Villahermosa Poniente: Se continúa con el montaje de torres, teniendo un avance de 93%.
5. L.T. Cactus Switcheo-Reforma: continúa la cimentación y montaje de estructuras, teniendo un avance de 94% en obra civil y 74% en montaje.
6. L.T. Reforma entronque Km. 20-Mezcalapa: se han realizado trabajos de cimentación de estructuras; cuenta con un avance de 50% en obra civil y 21% en montaje de estructuras.
7. L.T. Tamulté Maniobras entronque Km. 20-Samaria: se cuenta con la ingeniería al 100%. Se realizan trabajos previos al comienzo de los trabajos de obra civil.
Caso fortuito o fuerza mayor
Derivado de las fuertes lluvias que prevalecieron en la zona en agosto y
septiembre de 2010, ACT solicitó a PGPB considerar como Causa de
Fuerza Mayor la inundación de los predios de la S.E. Tamulté Maniobras y
de las L.T. Cactus Switcheo-Tamulté, Cactus Switcheo-Tamulté Maniobras
y Tamulté Maniobras entronque Km 20 Samaria. El 20 de octubre de 2010,
el prestador del servicio notificó a Pemex Gas la terminación del evento de
Caso Fortuito o Fuerza Mayor, continuando las actividades en forma normal
hasta la fecha de cierre.
PEO 1T 2011 79
Concepto Avance
Programado (%) Avance Real (%)
Ingeniería 90.26 88.87
Compras 89.37 86.75
Suministros y fabricación 49.93 53.45
Construcción 13.90 12.88
Puesta en marcha 0.00 0.00
Avance Global 42.32 44.66
Al cierre de marzo de 2011, el Proyecto de Cogeneración Nuevo Pemex presenta un avance real del 44.66% comparado con el 42.32% programado.
6. Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y El Durazno (Guanajuato)
El avance del proyecto integral del libramiento de Jalapa continua siendo del 87%. Por incumplimiento del contratista, mediante oficio número SD-486-2010 de fecha 23 de septiembre de 2010, se notificó a CONDUX, S. A. DE C. V., el inicio del procedimiento de rescisión del contrato PGPB-SD-GRM-0028/2008, a través de la Gerencia de Control de Procesos Jurídicos con oficio número SD-489-2010, de fecha 27 de septiembre de 2010. El 17 de diciembre de 2010, CONDUX presentó un recurso de revisión en contra de la rescisión del contrato. Ante esta situación, se encuentra en proceso el estudio de la rescisión del contrato y las posibilidades que se presentan para que este continúe por la propia contratista o bien por licitación pública. Asimismo, se encuentra listo el paquete de concurso para que, en su caso, se realice la licitación pública nacional. La obra de la terminación de la construcción del libramiento de Morelia la está ejecutando un nuevo proveedor debido a que, como se informó en reportes anteriores, se rescindió el contrato al contratista original. Los trabajos iniciaron el 14 de julio de 2010 y, actualmente se tiene un avance del 58% del contrato, y un avance global acumulado del proyecto del 96%. La construcción del Libramiento El Durazno se encuentra totalmente terminada, actualmente se encuentra en ejecución la adquisición e instalación de las trampas de diablos y trabajos previos a la interconexión del libramiento. Este contrato presenta un avance del 41.4%.
PEO 1T 2011 80
Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y El Durazno (Guanajuato)
Avance real %
Construcción Libramiento de Jalapa (proyecto integral) 87.0 *
Construcción Libramiento Morelia 96.0
Construcción Libramiento el Durazno 100.0
Avance Global % avance=(282/300)*100 95.0
El avance al primer trimestre de 2011 es de 95%.
7. Mantenimiento integral al gasoducto de 24” Reynosa –Chihuahua Este proyecto se contempló desarrollarlo en tres fases en el periodo de 2005 al 2012, cada una de las cuales incluye la inspección, rehabilitación y certificación de la longitud correspondiente. Las longitudes parciales de las tres fases son 119 Km, 352 Km y 485 km, respectivamente; dando un total de 956 Km. Al primer trimestre de 2011, el estatus de cada fase es el siguiente:
La fase I está concluida al 100%, inició en 2005 y concluyó en 2006, contempló los tramos de Estación 2 caseta exportación a Los Herrera, con una longitud de 119 Km.
La fase II está concluida al 100%, inició en 2008 y concluyó en 2009, contempló los tramos de Chávez a Cadereyta, con una longitud de 352 Km, quedando pendiente el tramo Los Herrera-Cadereyta con una longitud de 60 Km, mismo que está considerado en el desarrollo de la fase III.
La fase III considera inspeccionar, rehabilitar y certificar 485 Km, correspondientes a los tramos Los Herrera-Cadereyta y Chávez–Chihuahua. La notificación de la plurianualidad ya fue autorizada, la documentación requerida para su licitación fue enviada al área correspondiente para su revisión, y en su caso, proceder al inicio del proceso licitatorio.
El avance global de las tres fases, al primer trimestre de 2011, continua en 53%; mismo que se mantendrá hasta que inicien la ejecución de los trabajos de la fase III.
PEO 1T 2011 81
10. Desarrollar el esquema comercial de gas LP ante el nuevo entorno regulatorio
Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano (TYCVPM)
El 26 de marzo de 2010 la CRE presentó ante COFEMER el documento de Términos y Condiciones para Ventas de Primera Mano, mismo que recibió el dictamen final y la autorización para su publicación en el Diario Oficial. A pesar de lo anterior y debido a que el periodo de consulta pública fue muy corto y la CRE recibió comentarios adicionales pertinentes por parte de los interesados, ha manifestado que se harán modificaciones, por lo que es posible que el proyecto sea ingresado nuevamente a COFEMER.
El pasado mes de marzo, la CRE entregó de manera económica a Pemex Gas, una nueva revisión de los TYCVPM y LOCFSE, cuyas principales adecuaciones tienen como objetivo la instrumentación del Régimen Permanente durante la segunda mitad del año en curso.
A partir del segundo trimestre del presente año se llevarán a cabo los trabajos por parte de Pemex Gas para la revisión de dicho documento.
Factura Desagregada
Se envió a la CRE para aprobación el modelo de factura por el cual se dará cumplimiento al requerimiento de cotizar y facturar de manera desagregada el precio de gas licuado de petróleo objeto de venta de primera mano, el costo de transporte y almacenamiento que controle, así como todos los actos y servicios necesarios para la contratación, enajenación y entrega de combustible.
Directiva de Precios
Debido a la extinción de los permisos de almacenamiento mediante planta de suministro de las instalaciones aledañas a los Centros Procesadores de Gas en Matapionche, Cactus, Poza Rica, Salina Cruz y Burgos, donde Pemex Gas sólo presta el servicio de entrega de gas licuado a clientes y no almacenamiento, la CRE realizará modificaciones a la Directiva para la inclusión de los costos de las mencionadas instalaciones dentro del mecanismo de venta de primera mano. Se espera recibir dichas modificaciones durante el segundo semestre del presente.
El avance al primer trimestre de 2011 es de 85.0 %.
PEO 1T 2011 82
11. Diversificar el portafolio comercial de importación/ exportación de gas natural
Esta acción se dirige a ampliar la cartera de clientes y proveedores de Pemex Gas en los Estados Unidos de América, así como lograr una mayor flexibilidad en las operaciones de comercio exterior. Avances y actividades:
Se cerraron contratos con descuento de largo plazo para el suministro de importación por balance.
Para CFE se cerraron Opciones Variables con descuentos en la cuenca de Permian y San Juan para el primer trimestre, durante el cual el diferencial promedio de ambos índices fue de $-0.1675 USD.
Durante el primer trimestre del 2011 se trabajó en la renovación del Asset Managment Agreement en el gasoducto de Tennessee para con esto lograr la optimización de transporte, además de que se trabajó en proporcionar una nueva propuesta de almacenamiento para 2011-2012, dicha propuesta se autorizó y firmó, donde la administración del servicio se dará en diferentes gasoductos y en diferentes puntos de entrega y de recibo.
Con respecto a las operaciones de almacenamiento seguimos manejándolo día con día con el objeto de bajar costos de operaciones intraday. Se trabajó en los análisis para pactar nuevos contratos de almacenamiento para el resto de 2011 con diferentes contrapartes.
El cliente Total Gas & Power con el servicio de swap físico, informó que la demanda correspondiente al 2011 la tiene totalmente cubierta. En caso de algún cambio lo informará de manera oportuna.
13. Mejorar las aplicaciones de Tecnologías de Información para la comercialización de gas natural y gas LP
A continuación se informa el avance de las actividades relacionadas:
VIN 003/2006.- Para el registro financiero de las penalizaciones económicas a contratistas. A marzo de 2011 continúa en etapa de
PEO 1T 2011 83
autorización por las áreas normativas de tecnología de información (Dirección Corporativa de Tecnologías de información).
Visualización e integración de procesos, para el seguimiento a la
operación logística y de distribución de gases licuados y petroquímicos básicos: Esta iniciativa se terminó en el mes de diciembre. Actualmente se encuentra en monitoreo pos implementación. Avance: 100 %.
Implementación del módulo Profitability Casting Management (PCM)
para obtener un costeo de los procesos en SAP, con el propósito de realizar análisis de rentabilidad. Este módulo se encuentra operando desde el primer trimestre de 2010. Avance 100%.
Ventas de Primera Mano de gas natural, para el cumplimiento al marco
regulatorio de ventas de gas natural: Durante el primer trimestre de 2011 no se registraron avances en esta iniciativa, sujeta a la definición por parte de la CRE, por lo que el avance continúa en 80%.
14. Modernizar redes contraincendio en los CPG Nuevo Pemex y Cd. Pemex
Red contraincendio de Nuevo Pemex
La red contraincendio de Nuevo Pemex presenta un avance físico al primer trimestre de 2011 de 98.5 % (avance modificado por la formalización del convenio D-2 “ampliación de contrato”. Se realiza revisión de la metodología de cálculo de avance físico que utiliza la contratista). Para esta iniciativa se tiene el siguiente desglose de actividades relevantes efectuadas:
El montaje de tuberías por áreas:
Cabezales principales: 87% en instalación y 89% en habilitación de tubería.
Sistemas de aspersión en planta de líquidos 3: 99.6% en instalación y
0.4% en habilitación. Patines de medición: 84.1% en instalación y 74.7% en habilitación.
PEO 1T 2011 84
Tratamiento de efluentes: 95.4% en instalación y 2% en habilitación. Planta Fraccionadora 1: para tubería aérea se tiene 10% en instalación y
93.1% habilitada; para tubería subterránea se tiene 58.8% en instalación y 43% habilitada.
En el Tanque FA-2205, se tiene el 71.1% de tubería habilitada. Se
continúa con la instalación de las secciones de andamios a la altura del nivel del anillo 3 y 4 y se realizan maniobras y montaje de las secciones del anillo aspersor a la altura del anillo 5. Esferas:
TE-1406: instalación de tuberías terminada. Se realizó el habilitado e instalación de los arreglos para instalar los aspersores.
TE-1401: en instalación de tuberías terminada. TE-1405: finalizaron los trabajos, la prueba del sistema se efectúo con
resultados satisfactorios TE-1402: Se tiene un 100% en la instalación de tubería. TE-1404: se tiene el 99% en tubería habilitada y instalada, se realiza
lavado interno de las tuberías de los anillos del 1 al 8 del nuevo sistema de aspersión así como su alimentación.
Planta criogénica 1 La tubería aérea tiene un 98.20% de avance en instalación y 98.9% en tubería habilitada; para tubería subterránea se tiene avance de 99.4 % en instalación y 99 % habilitada. Planta criogénica 2: Tubería aérea se tiene 2.7% instalada y 91.7% habilitada; para tubería subterránea se tiene avance de 23 % en instalación y 32% habilitada. Almacenamiento de producto: Latubería aérea con 51% en instalación y 86% habilitada; tubería subterránea 65% como instalación y 64% habilitada.
Adicionalmente, en la Subestación eléctrica 22, se realizan actividades de:
PEO 1T 2011 85
Limpieza general y retoque de pintura a bases de soportes de tubería conduit, a los dados de los bancos de ductos y charolas en el cuarto de cables.
Limpieza general de los transformadores y área interior del cobertizo de los transformadores TR-21 1A/1B y TR-21-2A/2B.
Instalación de conductor eléctrico desnudo de cobre de la tierra física de la UPS-1.
Instalación de conductor eléctrico, perteneciente a la tierra física de la UPS-2 en el cuarto de operadores de la casa de bombas CI
Este proyecto inició en enero de 2008 y se estima con la formalización del convenio de ampliación D-2 concluirlo en Agosto de 2011. Red contraincendio de Ciudad Pemex
La red contraincendio de Ciudad Pemex muestra un avance físico al primer trimestre de 2011 de 83.5% (avance modificado por de la formalización del convenio D-2). A continuación se presenta el desglose de actividades relevantes efectuadas:
Para la Subestación Eléctrica (S.E) de servicios auxiliares 1 el
avance es de 88%, para la S.E de la Bocatoma del Bayo fue de 54% y 84% para el drenaje pluvial en el área de servicios auxiliares 1. 86% en pavimentos área de servicios auxiliares. Continúan trabajos de formación de terraplén para pavimentos en lado oeste del tanque TV-700 e inicio vaciado de pavimento de lozas en lado noroeste.
En instalación de tuberías de la red contra incendio, se tiene 55.8% de avance general, los avances principales son:
En la planta criogénica 1 el avance fue de 91.6%, en la criogénica 2
de 7.9%, para servicios auxiliares 2 de de 80.1%, para el acueducto fue de 99.5%, en los cabezales principales fue de 60.7% y en la planta endulzadora de gas 3 fue del 35% y en la planta endulzadora de gas 4, se tiene un avance de 33%.
En el tanque TV-700, sin avances significativos, se realizan trabajos
de aplicación de soldadura en la junta fondo-envolvente lado exterior.
Para la especialidad de instrumentos continúan los trabajos para interconexión de sistemas SAAFAR, actividades para interconexión de señales en cuarto de operadores Casa de Bombas Contraincendio. Además del tendido de tubería conduit para señales de instrumentos del registro REI-01 hacia el registro RSC-24.
PEO 1T 2011 86
En especialidad eléctrica se efectúan trabajos de limpieza de los
registros eléctricos e instalación de charolas y soportería para el ducto eléctrico subterráneo de la subestación eléctrica de red de contra incendio a subestación eléctrica No.115 existente.
Este proyecto inició en enero de 2008 y estaba estimado concluir en marzo de 2011. Pero con la formalización del convenio de ampliación D-2 la nueva fecha de término es para noviembre 2011.
El avance global al cuarto trimestre de 2010 es de 91%.
15. Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex
Con respecto a los sistemas de desfogue del CPG Ciudad Pemex, a diciembre se tienen las siguientes actividades relevantes realizadas:
El 18 de junio de 2010 inició la fabricación del quemador L-301.
En el rack de tuberías norte hacia el quemador L-303, se presenta un avance de 98% en el montaje de marcos.
En la Cimentación del rack de tuberías del quemador L-303, la construcción e hincado de pilotes tiene un 96% de avance.
El avance de la obra civil de la Subestación Eléctrica norte es de 55%. En la Subestación Eléctrica sur el avance en la construcción estructura de concreto tiene un avance del 100%. Los avances en la construcción de muros y escaleras es de 80% y 92%.
La construcción de cimentaciones del rack de tuberías norte hacia el quemador L-303 presenta un avance de 88%.
El quemador L-301 se tiene un avance de 89% en cimentaciones para soportes de tuberías y equipos.
El quemador TC-3101 presenta 82.7% de avance en las cimentaciones para soportes de tuberías y equipos del quemador temporal.
El Área de integración: en tuberías se tienen 20.8% en el montaje de tuberías en rack nuevo hacia el quemador L-301, y continúa en 14.9% para la endulzadora de gas 1, 58.6% para el quemador
PEO 1T 2011 87
elevado TC-3101 y 31% en el montaje de tuberías en área de integración.
Se terminó el acondicionamiento del terreno para la instalación de equipos para el quemador L-303.
Se efectúo montaje de 11 marcos del rack de tuberías norte al quemador L-301.
En obra eléctrica se continúa con la instalación de tubería conduit en ducto de instrumentos para fibra óptica en distintos registros.
En obra mecánica se efectuaron los trabajos de nivelación y puesta en eje de las bombas BA-3101/R.
En procura de un total de 107 equipos han arribado a sitio el 33% (35 equipos), de 65 partidas de órdenes de compra se han adjudicado 34 (52%), se han efectuado pruebas en fábrica a 36 equipos (34%).
A marzo 2011 se tienen los siguientes comentarios relevantes: Debido a la desviación del avance físico y financiero, con fecha 30 de marzo de 2011, Pemex Gas inició el proceso de rescisión del contrato Núm.: GOPL01908P a la compañía DICA Infraestructura, de acuerdo al oficio PGP-SPRO-149-2011 proceso que se encuentra en etapa de levantamiento del acta circunstanciada para definir el estado de los trabajos hasta la fecha de la rescisión del contrato. Este proyecto inició en enero de 2008 y se estima concluirlo en junio 2011.
16. Realizar el proyecto de seguridad física en las instalaciones de los centros procesadores de gas
Este proyecto inició en enero de 2008 y está en reprogramación de actividades. Durante los meses de enero y febrero de 2010 se integraron propuestas de mejora para la operación de los convenios de colaboración en materia de seguridad física, celebrados entre PEMEX con la Secretaría de la Defensa Nacional y la Secretaría de Marina Armada de México, quedó formalizado en abril de 2010. Durante los meses de febrero y marzo de 2010, se efectuó el desarrollo de material didáctico y se preparó la logística para la campaña “manejo
PEO 1T 2011 88
defensivo” dirigida a todo el personal de la Subdirección de Producción. Se certificó a los promotores en el mes de junio de 2010. Se impartieron cuatro cursos de formación y capacitación para homologar los conocimientos del personal de vigilancia adscrito a los nueve Complejos Procesadores de Gas del Organismo, iniciando en mayo y concluyendo en julio de 2010. En el mes de agosto 2010 se impartió un curso de “formación de instructores de manejo defensivo” con la participación de todos los CPG, esta campaña no se desarrolló por falta de presupuesto. Durante 2011 se analizarán actividades para elaboración y homologación de los planes integrales de seguridad física en los nueve Complejos Procesadores de Gas. El avance al primer trimestre de 2011 es de 52%.
19. Reducir costos de suministro de bienes y servicios Sistematización de los procedimientos de contratación Al mes de marzo de 2011, el Sistema Integral de Información de Adquisiciones y Obras Públicas mantiene un avance del 40% ya que no se logró recibir el apoyo técnico por parte del Centro de Competencia. Asimismo, se cuenta con un escenario que permite contratar o adquirir directamente con el fabricante, dueño de la tecnología o quién posea los derechos exclusivos de los bienes o servicios requeridos por Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB). Al primer trimestre del año, se tienen vigentes 89 “Convenios para la transmisión y recepción de información a través de medios electrónicos”, que considera la inclusión de los precios y condiciones de los bienes y servicios que proporciona el proveedor primario incorporados en el Catálogo Electrónico Pactado de PGPB. Con objeto de implementar un mecanismo de colaboración y relación con los clientes internos, se consideraron las siguientes actividades:
Con relación al programa “Módulos de Capacitación Bajo Demanda en
materia de Contratación”, se cuenta con el programa definido, en el cual se contemplan 4 temas básicos que son: I) “Módulo de recepción de requerimientos” (MRR) y “Condiciones Generales de Contratación”
PEO 1T 2011 89
(CGC’s), II) “Cursos técnicos”, III) “Talleres” y IV) “Programas anuales e Informes técnicos”. El avance al primer trimestre de 2011 es del 10%.
Respecto al Modelo de evaluación de los convenios de colaboración, al
primer trimestre de 2011 los resultados correspondientes al año 2010 fueron turnados en el mes de marzo por la Gerencia de Recursos Materiales a las Subdirecciones de Producción, Ductos y Gas Licuado y Petroquímicos Básicos, con quienes se tiene convenido este mecanismo de colaboración. El avance a marzo de 2011 es 100%.
PEO 1T 2011 90
Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas Pemex Gas y Petroquímica Básica
1 100% 99.90 min ---- 99 ------ -0.1%
2 73% max 100 Aceptable
19 82% 410.1 min 386 359 0% 7%20 100% max 410 382 Sobresaliente
21 100%7 53%8 100% 0.27 max 1 0.10 -0.7 1.7 Insuficiente
9 100%14 91%16 52%
4 45% 14.5 min 17.3 14.0 -23% -3% Aceptable
10 85% max 18.8 15.0
11 100%
1 100%
2 73% 2.6 min 2.3 2.7 7% -21% Sobresaliente
4 45% max 2.8 3.3
19 82%
1 100%
2 73% 97.3 min 95.2 96.0 0.6% -0.1% Aceptable
max 96.7 97.45 100%6 95%
$/MMpc‐km 7 53% 0.15 min 0.13 0.14 0.07 0.00 Aceptable
8 100% max 0.14 0.159 100%13 93%
25 10 85% 2.65 min 2.06 2.70 14% -20% Sobresaliente
13 93% max 2.32 3.30
14 91%Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames
MM$/mes 15 50% 0.4 max 0.1 0.1 3 3.0 Insuficiente
4 45%14 91% 5.4 min 4.9 5.0 -7% -4% Aceptable
max 5.8 5.65 100%
6 95% 86.0 min 73.6 81.5 5% 2% Sobresaliente
7 53% max 82.1 84.5
8 100%
9 100%
13 93%
5 100%
6 95%
7 53% 462,120 529,460 462,120 -13% 0% Aceptable
8 100%
9 100%
13 93%
1 100%2 73% 5,800 6,006 5,800 -3% 0% Aceptable
1 100% 81.9 min 89.5 76.1 -13.0% 6.5% Sobresaliente
2 73% max 94.1 76.9
Calificación (1) vs (3)
Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en centros procesadores de gas de PGPB (CPGs)
%1
Productividad laboralMMBtue/pl
aza ocupada
3
Periodo: enero-marzo 2011
Indicador UnidadesObjetivos Relaciona-
dos
Acciones relaciona-das
Desviación(*) (1) vs (3)
Índice de frecuencia de accidentes
Número 5
Margen por unidad de energía
comercializada5,7 $/MMBtue 7
% de Avance de cada
acción (b)
Valor del indicador
(1)
Meta Original
PEO Anual (2)
Meta Autorizada PEO enero-marzo (3)
Desviación(*) (1) vs (2)
26
Gastos de operación por energía producida
$/MMBtue 22
Recuperación de propano en CPG
% 23
25Costo promedio diario de
transporte de gas seco1
Costo promedio diario de
transporte de gas LP1 $/Mb‐km
Autoconsumos de gas2 %26
UpTime Sistema Nacional de Gasoductos
% 25
Capacidad instalada de compresión
HP 25
Capacidad instalada de recuperación de licuables
MMpcd 23
UpTime criogénicas % 23
PEO 1T 2011 91
Pemex Gas y Petroquímica Básica
1 100%
2 73% N/A min 86 96 ------ ----- -----
max 89 98
19 82% 1.85 min 2.54 1.80 -31% -16% Aceptable
20 100% max 2.67 2.20
21 100%
19 82%
$/MMpc 3 20 100% 1,743 min 2,187 1,779 -37% -13% Aceptable
21 100% max 2,775 2,0001 100%2 73% 29.5 max 34 39 -13% -24% Aceptable
1 100% N/A min 100 100 ---- ---- ----
2 73% max 118 104
Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG
% 24 13 93% 3 Max 0 0% Insuficiente
Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG
% 24 13 93% 7 Max 0 0% Insuficiente
Comentarios:
El porciento de avance en las acciones se actualizó a marzo de 2011.
Notas:
de cierre contable a marzo 2011
2.-Para el cálculo del indicador autoconsumo de gas en %, se utilizó la metodología autorizada en el Consejo de Adminastración de Pemex Gas
del 23 de marzo sesión 124. En la nueva metodología, se considera la energía consumida para el proceso del gas y condensado,
a diferencia de la anterior la cual consideraba otros consumos no relacionados con el proceso (consumo en planta NRU, consumos
en porteo de energía electrica y compresión de nitrógeno) .
3.-N/A.-No aplica se reportará con la entrada en operación de la nueva planta criogénica en el CPG Poza Rica
4.-Por acuerdo con SENER el indicador indice de personal, cambia de nombre a costo de mano de obra CPGs y conserva la metodología de cálculo.
Calificación (1) vs (3)
Periodo: enero-marzo 2011
Indicador UnidadesObjetivos Relaciona-
dos
Acciones relaciona-das
Desviación(*) (1) vs (3)
% de Avance de cada
acción (b)
Valor del indicador
(1)
Meta Original
PEO Anual (2)
Meta Autorizada PEO enero-marzo (3)
Desviación(*) (1) vs (2)
Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de
inversión3
% 1
Costo de mano de obra CPGs4$/MMBtue producido
s3
Costo de operación por CPG
23
2
Emisiones de SO2 a la atmósfera
Kg de S02/Tn de S°
procesado
Costo real/Costo estimado de
proyectos3 %
Se señala que las metas de los indicadores presentan desviaciónes con respecto a los valores reales, debido a la incertidumbre de los escenarios de la oferta en gas y condensados. Por lo anterior, las metas se deberán actualizar cada año.
Se señala que el porciento de avance de algunas iniciativas no presentará variaciones significativas en los periodos de evaluación trimestral, ya que estan basados en proyectos de largo plazo a 10 años.
1.-El indicador relativo al costo de transporte diario de gas natural y gas LP corresponde al período enero-febrero, por no contarse con la información
* En base a las metas establecidas por SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por arriba de la meta máxima se considera sobresaliente.
PEO 1T 2011 92
Indicadores que dependen directamente del gas que entrega PEP
Enero‐marzo 2011
Capacidad criogénica Utilizada % 78.4
Gas húmedo dulce procesado en Plantas Criogénicas
MMpcd 4,354
Producción de gas seco MMpcd 3,677
Producción de gas licuado Mbd 188.7
Producción de etano Mbd 128.3
Producción de gasolinas (naftas) Mbd 79.0
Producción de gas seco por unidad procesada
MMpcd/MMpcd de carga
0.84
Producción de gas licuado por unidad procesada
Bdd/MMpcd de carga
43.3
Producción de etano por unidad procesada
Bd/MMpcd de carga
37.7
Producción de gasolinas por unidad procesada
Bd/MMpcd de carga
18.1
Indicador UnidadesValor del indicador
Avance financiero de la acción “Desarrollar el proyecto de ampliación de Poza Rica”
La construcción de la planta criogénica de Poza Rica de 200 MMpcd presenta el siguiente avance físico- financiero.
Prog Real Prog Real
69.2 62.4 64.6 63.5
Avance del Proyecto(%) 1er Trimestre 2011Fisico Financiero
PEO 1T 2011 93
Desglose de cálculo: Avance Financiero de Acciones en PGPGBReporte de Indicadores a SENER
Acciones Inversión Unidades 2009 1 2010 11er Trim
ene‐mar
2do Trim
abr‐jun
2do Sem
jul‐dic
Total
20112012 Costo Total 4
Avance Programado % 16 60 65 83 89 89
Monto programado2 MM$ 697 1,838 216 791 230 1,237 486
Programado acumulado MM$ 697 2,535 2,751 3,542 3,772 3,772 4,258 4,258
Avance Real % 16 60 63 63 63 63
Ejercicio3 MM$ 697 1,838 167 0 0 2,702 4,258
Ejercicio acumulado MM$ 697 2,535 2,702 2,702 2,702 2,702
Nota: 1.‐Los montos se actualizan a pesos 2011 y corresponden el cierre de Cuenta Pública de cada año
2.‐ Fuente: 2011 Movimiento compensado (0T) del PEF.
3.‐ Fuente: Ejercicico 2011 al cierre de marzo 4.‐ Costo total autorizado por la SHCP a pesos 2011
Desarrollar el
proyecto de
ampliación del
CPG Poza Rica
2011
Indicadores Insuficientes. Índice de frecuencia de accidentes.
Este indicador se ubicó en 0.27, 0.17 puntos por arriba de la meta 2011 definida en 0.1, debido a dos accidentes: Uno en el Complejo Procesador de gas Nuevo Pemex, con fecha 18 de enero, que considera el accidente por contacto con corriente eléctrica durante trabajos de cambio de un tramo de cable dañado, con alta médica el seis de marzo. Otro en el Complejo Procesador de Gas Cd. Pemex por herida contusa en la cabeza por golpe contra válvula durante trabajos de mantenimiento, con alta médica el 8 de abril. PGPB continuará realizando esfuerzos encaminados a disminuir el índice de frecuencia de accidente, mediante el reforzamiento de campañas de difusión de los Procedimientos Críticos, para evitar la ocurrencia en los Centros de Trabajo de PGPB con estricto apego a su Política de Seguridad.
Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames Este indicador alcanzó un valor de 0.4 MM$/Mes, El importe reportado en enero de 2011 corresponde a la pérdida de 7.8 MMpc de gas derivada de la fuga por fractura de soldadura presentada en el km 283+750 del gasoducto de 16”, tramo El Dorado-Chávez, ocurrida el 26 de enero. El precio de referencia, de 53.21 $/GJ, corresponde al precio interorganismos de gas residual zona norte, base firme mensual, para enero de 2011.
Respecto de este indicador, Pemex Gas señala lo siguiente:
PEO 1T 2011 94
La manera de entender este indicador es comparar la meta mensual acumulada al período reportado, contra el monto de los eventos sucedidos. Por ejemplo, la meta acumulada al primer trimestre de 2011 sería 0.3 MM$, que comparada con los 0.4 MM$ provenientes del evento ocurrido en el ducto de 16” El Dorado-Chávez en enero, representa una desviación de 34%, en lugar de 300% como pudiera interpretarse Cabe mencionar que, si bien la edad promedio de los ductos de Pemex Gas es superior a los 30 años. El mantenimiento proporcionado se ha permitido que el servicio de transporte por ductos se realice en condiciones, dentro de las normas de seguridad aplicables. En el caso particular de las dos fallas presentadas en el SNG, se trata de eventos aislados, que no son consecuencia de un programa deficiente de mantenimiento, sino que obedecen a un defecto de la soldadura en el momento de la construcción del ducto, no detectadas bajo las pruebas realizadas conforme a la normatividad de construcción existente ni con la tecnología disponible en su momento. Cabe señalar que este existe el programa de mantenimiento y certificación de gasoductos para 2011 y años subsecuentes se presenta para su seguimiento al Consejo de Administración de Pemex Gas. A continuación se muestra el programa de mantenimiento y certificación de ductos para 2011 y años subsecuentes con el cual se trabaja para la certificación de la integridad y confiabilidad de los ductos del SNG.
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Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG
y días de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG
Acciones correctivas para el control de Nitrógeno en el gas natural:
Estos indicadores calificaron como insuficientes: para el indicador “Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG” alcanzó 3.4% de desviación, mientras que el indicador “Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG” , sólo se presentó 6 eventos con respecto a la meta establecida por SENER de 0 %. La grafica muestra el contenido de nitrógeno en % en las inyecciones de los CPGs Cactus y Nuevo Pemex al sistema nacional de gas.
PEO 1T 2011 96
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
01/01/20
10
04/01/20
10
07/01/20
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10/01/20
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13/01/20
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28/01/20
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27/02/20
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05/03/20
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26/03/20
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29/03/20
10
N2 en Gas seco de CPGs Cactus ‐Nuevo Pemex al SNG
N2 en Gas seco de Cactus al SNG
N2 en Gas seco de Nuevo Pemex al SNG
Nom < 8%
No obstante, como resultado de las mezclas de gas seco en el Sistema Nacional, Pemex Gas no ha incumplido ningún día del año en la calidad de entrega de gas seco a clientes del sureste de acuerdo a la norma de calidad.
Por otra parte, para reducir el contenido de nitrógeno en el gas al Sistema Nacional, PEP y Pemex Gas en coordinación con la Dirección Corporativa de Operaciones continúan trabajando en la implementación de acciones encaminadas a reducir el contenido de nitrógeno.
Marzo Febrero Enero
PEO 1T 2011 97
La siguiente tabla muestra el avance de las acciones y obras principales, así como las fechas de inicio de operaciones y su contribución a la mejora de la calidad del gas seco.
Tabla No.1 Acciones para mejorar la calidad del gas seco
Acciones Responsable Descripción de Avance
Procedimiento operativo para el control de la concentración del nitrógeno en el gas de proceso
PEP-PGPB/DCO
Este procedimiento permite mantener dentro de norma el contenido de inertes a ductos y disminuir la variabilidad del mismo, acotando los límites máximos de composición del gas amargo entregado por las Regiones Marinas y la Región Sur a plantas.
En noviembre de 2010 se firmó la actualización del procedimiento con un límite de 8% mol de inertes y se encuentra operando.
Segregación de corrientes de gas amargo en el centro de distribución de gas marino (Atasta)
PEP
La segregación consiste en enviar el gas amargo con mayor contenido de nitrógeno al CPG Cd. Pemex maximizando el uso de la planta recuperadora de nitrógeno (NRU).
Esta obra inicio a operar en enero del 2011 y disminuyó el contenido de N2 a Nuevo Pemex de 7.1% mol de N2 en el cuarto trimestre 2010 a 4.7% mol en el primer trimestre 2011
Modificación a planta criogénica II Cd. Pemex y Regulación y mezclado de gas en Cactus.
PGPB
La modificación a la planta criogénica II del CPG Ciudad Pemex permitirá aprovechar al máximo la capacidad instalada de la NRU.
La Fase I es el desarrollo de la
PEO 1T 2011 98
ingeniería básica y de detalle de la rehabilitación de tres derivaciones (bypasses) que permitirá incrementar el recibo de nitrógeno en el gas amargo del 12 al 17.5 % vol. Para el periodo de reporte esta fase presenta un avance físico de 100%.
La fecha estimada de término de la fase II es para el cuarto trimestre 2011.
Se concluyó la ingeniería de detalle y los paquetes documentales para su contratación; sin embargo, la disolución del comité de obras de la DCIDP y la incorporación de nuevos requisitos derivados de la aplicación de la nueva Ley de Pemex, retrasaron el proceso de asignación a compañía ICA- Fluor Daniel.
Derivado de la revisión a la documentación correspondiente para iniciar el proceso de acreditación, para proceder a la Adjudicación Directa del contrato de obra, se propusieron modificaciones al Modelo Económico.
De acuerdo al nuevo programa de trabajo reportado por la Gerencia de Proyectos, se ubica la conclusión de la obra en diciembre de 2011.
Reinyección de gas amargo con nitrógeno en campo Jujo y Tecominoacán
PEP
En la Región Sur se mantiene la política de control de producción de pozos con alto contenido de nitrógeno.
En el primer trimestre 2011 se cerraron Activo Samaria-Luna 1 Pozo, cerrado el 19 de febrero producción de gas asociada de 9 MMpcd con un
PEO 1T 2011 99
contenido de N2 de 50% aprox. Activo Bellota-Jujo 2 Pozos 1° cerrado el 06 de marzo, producción de gas asociada de 12 MMpcd con un contenido de N2 del 77%. Segundo Pozo, cerrado el 06 de marzo, producción de gas asociada de 17 MMpcd con un contenido de N2 del 77%. El día 04 de marzo se suspendió la re-inyección de gas con alto contenido de N2 por finalización del contrato
Construcción de dos plantas recuperadoras de nitrógeno en la Región Sur (Campos Cunduacán y Jujo)
PEP
Continúan las juntas de aclaraciones, para la planta de Jujo, se emitieron bases técnicas en octubre 2009. Se actualizó la capacidad de la planta de Cunduacán con base en nuevos pronósticos de surgimiento proporcionados por PEP, las capacidades actuales de acondicionamiento son de 125 MMpcd para NRU-Cunduacán y 150 MMpcd en Jujo. Esto modificará nuevamente las bases técnicas.
Se continúan evaluando los planes de construcción de las plantas de rechazo de N2 de esta región, ante la opción de administrar la producción y controlar la inyección.
Fuente de información: Documento “Actualización de Acciones y Obras para control de calidad del gas seco a ductos de Pemex” Dirección Corporativa de Operaciones Enero de 2011.
Desempeño de los principales indicadores En esta sección se incluyen algunos detalles de indicadores que explican los resultados logrados:
PEO 1T 2011 100
Gasto de operación por energía producida
Para el periodo de análisis este indicador se ubicó en 2.6 $/MMbtue, por abajo del límite inferior de la meta y 1 punto por debajo de lo ejercido en 2010. Este indicador se calcula como el cociente de los gastos de operación(suma de los renglones 201 al 241) entre la energía producida. Para los gastos de Operación enero-marzo se tiene un valor preliminar de 1,167.3 MM$, 113 MM$ menos que lo ejercido en el primer trimestre 2010 y en cuanto a la energía producida esta sólo incremento 1.2% en el mismo periodo de 4,954,550.5 MMbtue a 5,015,325.9 MMbtue.
Costos de operación por CPG
En la evaluación de este indicador alcanzó un valor de 1.8 $/MMBtue al primer trimestre de 2011, 0.3 puntos por debajo del valor obtenido en 2010.
Debido principalmente a un gasto10% menor durante el primer trimestre 2011 vs primer trimestre 2010 y una mayor producción de energía, 1.2% más generada por el cumplimiento de la oferta programada de gas húmedo y condensado, en el mismo periodo, como se muestra en la tabla anexa.
Pemex Gas y Petroquímica BásicaGerencia de Recursos Financieros
Costo de Mano de Obra (CPG's)/Mmbtue(Cifras en pesos de ) Dias 90
201 Sueldos y salarios 557,423,981 449,718,831
224 Seguro interno del personal 0 0
225 Indemnizaciones al personal 5,309,932 10,334,619
234 Gastos de previsión social pagados al persona 231,169,311 223,432,966
239 Incentivos y compensaciones 111,209,880 123,354,895
241 Honorarios asimilados de operación 0 0
242 Impuestos sobre nómina de operación 13,985,105 22,420,505
243 Pagos a jubilados no incluidos en FOLAPE 344,539 0
Total de Servicios Personales 919,442,747 829,261,817 ‐10 %
Energía Producida(MMBtue) 4,954,551 5,015,326 1.2 %
Costo de Mano de obra/MMBtue 2.1 1.8
Nota:Información Gerencia de Recursos Financieros/BDI
RENGLON DEL GASTO
Ene-Mar 2010
Ene-Mar 2011
Cumplimiento
PEO 1T 2011 101
El indicador es el cociente entre los costos de mano de obra de CPGs en pesos corrientes (incluyen salarios y prestaciones de los trabajadores) y los productos (gas seco, etano, gas licuado y gasolinas) en términos de energía MMbtu.
Las causas de las variaciones de los renglones del gasto 225 y 239 del costo de Mano de obra de los CPG´s por el periodo de enero a marzo de 2010 vs. 2011 se original en:
Renglón 225 - La variación se debe principalmente al pago de 2 laudos en Ciudad Pemex por $5´942,497 (laudos F00121498 Y F00154618).
Renglón 239 - La variación de debe principalmente al pago de compensación de planta confianza en puesto extraordinario en los CPG´s Poza Rica, Área Coatzacoalcos, Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus (suma aproximada $ 12´248,957).
Costo promedio diario de transporte de gas seco
Al mes de febrero de 2011, el costo de transporte diario de gas natural fue de 0.15 $/MMpcd, cifra similar a las estimadas utilizando como premisa el escenario establecido tanto en el POT I en su versión 1.1, 2011. Nota: El análisis incluye los valores del indicador para el período enero - febrero de 2011, toda vez que no se cuenta con los estados financieros y cifras operativas correspondientes a marzo
Con el objetivo de contar con una mejor comprensión del comportamiento del indicador, se incluye la información del volumen transportado en Sistema Nacional de Gasoductos, periodo enero-febrero. Volumen de Gas Natural Transportado
Gas Natural Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2011
Volumen de Gas Natural Transportado ( MMpcd)(1) 4,627 4,720 4,671
Nota: 1.‐Información operativa preliminar, se actualizó el valor de Junio .
Costo promedio diario de transporte de gas LP
Por su parte, para el período enero-febrero de 2011, el costo de transporte diario de gas LP se ubicó en 2.65 $/Mbd, equivalente a una desviación de 0.01 puntos por debajo de los 2.66 $/Mbd considerados en la meta. Esto debido a que el volumen de gas LP transportado en este período fue 4% superior al estimado en el POT 1.1 2011.
PEO 1T 2011 102
Nota: El análisis incluye los valores del indicador para el período enero - febrero de 2011, toda vez que no se cuenta con los estados financieros y cifras operativas correspondientes a marzo.
Recuperación de propano en CPG
Este indicador se ubicó en el primer trimestre 2011, en un nivel de 97.3%, 1.3 % por arriba del valor mínimo de la meta y 0.4% más que lo alcanzado en 2010. No obstante, para continuar incrementando la eficiencia en la recuperación de propano, Pemex Gas ha programado para 2011 el mantenimiento de nueve plantas criogénicas, tres plantas fraccionadoras, 10 plantas endulzadora de acuerdo al programa POT 1, que redundaran en una mejora en la eficiencia de recuperación de propano. Adicionalmente continúa llevando a cabo el proyecto de modificación de la planta Criogénica II del CPG Cd. Pemex, para procesar gas húmedo dulce con alto contenido de nitrógeno. Autoconsumos de gas
El valor de autoconsumo reportado para el primer trimestre de 2011 cerró en 5.4 %, 0.2% abajo del límite superior de la meta, de acuerdo al cambio de metodología de 2009, en la que se eliminan los consumos que no corresponden al proceso de gas:
a) Consumo de gas en planta NRU en Cd. Pemex
b) Consumo en generación eléctrica de porteo
c) Compresión de nitrógeno.
Al separar los consumos de gas combustible no asociado al proceso de gas y condensados, permitió que el indicador reflejara el consumo real, los otros consumos corresponden a los procesos de compresión de nitrógeno y porteo de energía eléctrica.
Consumos Periodo enero‐marzo 2011Volúmenes considerados en autoconsumo, energía de porteo y compresión.
ConsumosAutoconsumos de gas
MMBtud
Proceso 232,960Porteo de Energía 11,285Compresión de nitrógeno 3,167Total 247,412
PEO 1T 2011 103
Producción de gas licuado
Referente a este indicador, en el primer trimestre de 2011 se ubicó en 188.7Mbd, al superarse la oferta programada de gas húmedo y condensados en 4.9% y 8.8% respectivamente.
Programa RealVariación
absolutaCumplimiento
Gas Húmedo (MMpcd) 4,314.7 4,528.0 213.3 104.9
Condesado 46.6 50.8 4.1 108.8
Porcentaje de desviación de la Oferta: Programa POT I contra Real
PEO 1T 2011 104
3.D. Pemex Petroquímica (PPQ) Avance en la ejecución de las acciones del PEO
Implantación de la metodología FEL de IPA para la evaluación de proyectos estratégicos
Dentro de la cartera de inversión de PPQ se tienen en ejecución el proyecto estratégico “Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos I, en el CPQ Cangrejera (paquete 1)”. En junio de 2009 se formalizó la firma del contrato para el desarrollo de la ingeniería, procura, construcción y puesta en operación del paquete I con la compañía CCR Plattforming. Actualmente se encuentra en la etapa de construcción. El Organismo da seguimiento a sus proyectos mediante el Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP) que es la herramienta para instrumentar en Petróleos Mexicanos un proceso institucional de proyectos de inversión. Para el 2011 se presentará la propuesta del calendario de sesiones a los representantes del subgrupo de trabajo de inversiones (SGTI), esperando presentar al menos dos proyectos estratégicos durante el año. Mensualmente personal de la Subdirección de Planeación emite reportes a las diferentes áreas del organismo con el seguimiento al programa de ejecución del proyecto de Modernización de Aromáticos en su primera etapa (Planta CCR); así mismo a través del seguimiento financiero se lleva el control de las erogaciones del proyecto. El retraso en ejercicio presupuestal de este proyecto se debe principalmente a que en el contrato POPLO1509P (IPC1 Unidad de Proceso CCR Plattforming) se tuvo un subejercicio equivalente al pago por concepto de pruebas de cada uno de los módulos de la U-15 (unidad de regeneración de catalizador). El contratista programó este evento en la primera quincena de marzo, realizándose un mes después. En lo que corresponde a la ingeniería del proyecto para el IPC 1, se continúa con un atraso en su desarrollo, por lo cual la contratista está empleando mayores recursos para poder terminar al 100%, asimismo se realizan reuniones continuas entre personal de Pemex y de la contratista para continuar con la emisión de documentos y finalizar la ingeniería.
PEO 1T 2011 105
Actualmente se está realizando la revisión de la solicitud presentada por parte de la contratista para solicitar la recuperación de 314 días derivada de la modificación en la obra civil, por las inconsistencias en los valores de las pruebas presentadas en el estudio de Mecánica de suelos, para posteriormente realizar la reprogramación del programa de ejecución contractual. Adicional a lo anterior se está dando un seguimiento estricto a través de reuniones continuas entre personal de Pemex y de la contratista para que esta última destine los recursos necesarios para reducir la brecha de desfasamiento que se tiene en las diferentes áreas del contrato
Productividad del personal
Al cierre del primer trimestre de 2011, se observa un decremento en el total de plazas ocupadas con respecto a lo programado para el período, dicha variación se origina básicamente por la desocupación de plazas de la estructura sindicalizada. Se encuentra pendiente la cancelación de plazas definitivas sindicalizadas asignadas a plantas fuera de operación; hasta en tanto se concluyan las negociaciones con el STPRM para la concertación de los convenios administrativos sindicales correspondientes, que le permitan a la Entidad optimizar su plantilla laboral.
Mejora tecnológica
La metodología de Estándares de Consumo de Materia Prima y Energéticos que se emplea en cada una de las plantas de proceso de Pemex Petroquímica, desde el año 2003, permite analizar el desempeño y la eficiencia operativa en función del consumo de materias primas y energía por cada tonelada de producto elaborada. En este sentido, estos indicadores miden y comparan por cada tonelada de producto elaborada, el consumo óptimo de todas las materias primas y cada uno de los energéticos que requiere cada planta de proceso, denominado “estándar”, contra el consumo real de materias primas y energía que se emplearon para producir una tonelada. Se expresan en pesos por tonelada para poder dimensionar y comparar el beneficio que se obtiene en las diferentes plantas de proceso al aplicar diversas estrategias como son la disciplina operativa, control y ajustes al proceso de producción para disminuir la variabilidad, que conlleven a una menor utilización de materias primas y energía por cada tonelada producida.
PEO 1T 2011 106
Por ser indicadores de eficiencia operativa, se orientan a determinar el impacto de las variaciones en consumos, y con esa información es posible identificar las mayores diferencias en consumos en una misma planta de proceso, con lo cual se pueden detectar áreas de oportunidad para mejorar el desempeño de dicha instalación. El uso de los Estándares de Consumo de Materia Prima y Energía, ha permitido mantener un estricto control operativo, lo cual propicia que las operaciones se orienten hacia la mejor práctica alcanzada por la propia operación de cada planta de proceso, de forma que se logren desempeños competitivos; derivado de esto, la eficiencia operativa de las plantas observa una tendencia superior a lo pactado al cierre del primer trimestre del 2011, lo que generó un ahorro en los costos de producción contra los estándares establecidos equivalente a 169 MM$, principalmente en las plantas de etileno y derivados. Al cierre del primer trimestre del 2011, las plantas que presentan un área de oportunidad en el indicador de Consumo de Energía, son las 2 instalaciones de amoniaco, cuyo programa de cambio de catalizadores se detalla en las causas de desviación del indicador del factor de insumo gas natural-amoniaco. Pemex Petroquímica ha identificado que existen diversas metodologías al interior de este organismo las cuales arrojan diversos valores para este indicador. En tal virtud, se ha solicitado a la SENER en su carácter de órgano rector estandarizar la forma de cálculo para que se cuente con una sola metodología. Se sabe que la principal fuente de diferencias es la producción que se considera y que corresponde al denominador en el cálculo del indicador. En concreto, la Subdirección de Operaciones solicita que el dato de producción a considerar sea emitido por una base de datos institucional de producción y que específicamente se tome en cuenta la producción del producto principal.
Gastos de operación
PPQ solicitó ajustar la meta del indicador para 2010, debido principalmente al cambio en el volumen de producción total. El Organismo, a petición de la SENER, presentó un reporte adicional de gasto por complejo, el cual está actualmente en revisión. En 2010, el indicador cumplió de manera aceptable con la meta al obtener un valor de 848 $/t, ubicándose 4% por debajo del valor máximo establecido por la meta para el periodo evaluado (884 $/t), comportamiento que se deriva del impacto de dejar de producir residuo largo (paro de la despuntadora en el CPQ Cangrejera). En comparación con el año anterior, el indicador reportó para el primer trimestre de 2011 un valor de 774 $/t, obteniendo una calificación
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aceptable, al tener una diferencia de -2% respecto a la meta establecida de 788 $/t. Pemex Petroquímica continúa buscando una comparación referencial para este indicador.
Cadena de valor
Al mes de marzo de 2011 la producción total de Pemex Petroquímica alcanzó un volumen de producción de 2,279 miles de toneladas, volumen inferior en 94 mil toneladas (4 por ciento) respecto a la meta original de 2,373 miles de toneladas.
Derivados del Metano
En la cadena de derivados del metano se logró una producción de 667 mil toneladas, con un cumplimiento del 115 por ciento con respecto a lo programado, debido a una mayor producción de anhídrido carbónico y amoniaco derivado de la operación continua de las dos plantas de Amoniaco. Además la operación de la planta de metanol II en el Complejo Petroquímico Independencia la cual no estaba programada en el POA.
Derivados del Etano
En la cadena de derivados del etano se alcanzó una producción de 789 mil toneladas, menor en 45 mil toneladas contra el programa original (5 por ciento), debido principalmente al paro programado para mantenimiento de los turbocompresores, de gas de carga y de refrigeración, de la planta de etileno de Pajaritos.
Aromáticos y Derivados
En la cadena de aromáticos y derivados se produjeron 228 mil toneladas, cifra menor en 25 por ciento a las programadas originalmente (305 mil toneladas). Esto se debió a que, se cancelaron tres lotes de importación derivado de una decisión de negocio encaminada a mejorar los resultados económicos de la empresa ante los bajos precios de la Gasolina Base Octano y de los Hidrocarburos de Alto Octano; y el incremento del precio de la nafta de importación aunado a su alto diferencial respecto al crudo West Texas Intermedia. Respecto a la planta de Estireno en Cangrejera permaneció fuera de operación en enero durante 16 días por altos inventarios debido a una menor demanda de los clientes.
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Propileno y Derivados
Para la cadena de Propileno y sus derivados la producción alcanzada de 18 mil toneladas fue menor en 7 mil toneladas (28 por ciento) con respecto al programa principalmente por la reparación anticipada de la planta de acrilonitrilo en el primer trimestre, la cual estaba programada originalmente para finales del tercer trimestre del 2011. En el POA 2011, se consideró el mantenimiento anual de la planta de acrilonitrilo del 29 de agosto al 19 de septiembre (22 días). Durante los últimos meses de 2010, las variables operativas y de control de la planta empezaron a mostrar que se requería efectuar una limpieza de algunos equipos en el corto plazo. Por lo anterior se decidió adelantar el mantenimiento de esta planta, mismo que inició el 10 de enero y concluyó el día 25 del mismo mes.
Otros
En la elaboración de otros productos petroquímicos, la producción lograda fue de 462 mil toneladas, menor en 42 mil toneladas con respecto al programa original (8 por ciento), por menores volúmenes de pentanos, hidrogeno e hidrocarburos licuables de BTX principalmente, derivado de la cancelación de los tres lotes de nafta importada indicada anteriormente.
Petrolíferos
En los Petrolíferos la producción alcanzada fue de 115 mil toneladas, menor en 12 mil toneladas con respecto al programa original (9 por ciento), por menores volúmenes de gasolina base octano y nafta pesada, debido a los paros en el sector de aromáticos previamente mencionados.
Gestión Operativa
Durante el periodo enero-marzo de 2011 Pemex Petroquímica comercializó en total en el mercado nacional y del exterior un volumen de 856 mil toneladas menor en 5 por ciento a lo programado. En el mercado interno se comercializó un volumen de 813 mil toneladas, volumen menor en 30 mil toneladas (4 por ciento) con respecto al programa original y un volumen de 44 mil toneladas en el mercado exterior, volumen menor en 12 mil toneladas (21 por ciento) con respecto al POA; las ventas nacionales se vieron afectadas primordialmente por las ventas de amoniaco y ligeramente por la ventas de polietileno de baja
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densidad, así mismo en el mercado exterior se colocaron 44 mil toneladas de las 55 Mton programadas debido principalmente a menores exportaciones de benceno y tolueno.
Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica
Al primer trimestre los índices de frecuencia y gravedad se ubicaron en 0.36 y 7 respectivamente, resultado de 3 accidentes ocurridos en los Complejos Morelos, Independencia y Cosoleacaque. El Índice de fatalidad fue cero, ya que no se registraron accidentes fatales en el periodo. Se continua con la implantación de los subsistemas: ASP (Administración de la Seguridad de los Procesos), SAA (Subsistema de Administración Ambiental) y SAST (Subsistema de Salud en el Trabajo). En el mes de marzo se llevó a cabo la Capacitación en 12 MPI-SASP (Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos). Para el mes de abril se tiene programado en 12 MPI-SAST y 12 MPI-SAA a personal de GCSIPA y Cangrejera como planta piloto
Difusión del Manual SSPA
Desempeño ambiental (antes Emisiones de SOx) Para 2011, a solicitud de SENER, PPQ propuso un indicador más representativo en materia ambiental, el cual es de tipo compuesto y está
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integrado por tres indicadores que miden el Consumo de agua, las emisiones a la atmósfera y la carga contaminante DBO (Demanda Básica de Oxígeno), los cuales se ponderarán al 33.33% cada uno, el valor máximo del indicador será de 100%, cuando se cumpla la meta establecida. Para el primer trimestre de 2011, el nuevo indicador obtuvo una calificación de aceptable, al alcanzar un valor ponderado de 100%, sin embrago Pemex Petroquímica continúa buscando una referencia adecuada con el fin de entregar la metodología y el “benchmark” de este indicador.
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Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas
Período: ENERO - MARZO 2011
Producción programada en proyectosestratégicos nuevos vs. observada durante losprimeros dos años de inicio del proyecto
% 1, 2 y 7 1 n/a 5 16 10 -5% Aceptable
Diferencia entre el presupuesto ejercido enproyectos estratégicos nuevos / Presupuestoprogramado en proyectos estratégicos nuevos
% 1, 2 y 7 1 n/a 19 15 10 9% Insuficiente
Indice de Productividad laboralt/plaza
ocupada3 y 7 2 n/a 174 931 180 -3% Insuficiente
Ahorro en el uso de materia prima y energía vs
estándares tecnológicos internos de PPQ (1) % 4, 7 y 27 3 n/a 4 100 3 1% Aceptable
Factor de insumo de polietileno t/t 4, 7 y 27 3 n/a 1.01 1.02 1.01 0% Aceptable
Factor de insumo de etileno t/t 4, 7 y 27 3 n/a 1.29 1.30 1.31 -1% Aceptable
Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 4, 7 y 27 3 n/a 23.64 23.00 22.97 3% Insuficiente
Factor de insumo aromáticos + gasolinas (2) t/t 4, 7 y 27 3 n/a 1.65 4.00 1.58 5% Insuficiente
Cumplimiento en volumen del programa de
operación (POT I) (3) % 6, 7 y 27 4 n/a 95 5 95 0% Aceptable
Gastos de operación de petroquímicos (PEO) $/t 6, 7 y 27 5 n/a 774 600 788 -2% Aceptable
Producción de petroquímicos Mt 6, 7 y 27 3 n/a 2,279 13,500 2,373 -4% Insuficiente
Índice de consumo de energía GJ/ton 4, 7 y 27 3 n/a 12.90 N/A 12.92 0% Aceptable
Producto en especificación / producto entregado
% 27 y 28 6 n/a 99.97 97.00 99.70 0% Aceptable
Índice de Frecuencia de accidentes índice 5 7 n/a 0.36 1.00 0.25 47% Insuficiente
Desempeño Ambiental (PEO) (4) % 5 7 n/a 100 N/A 100 0% Aceptable
NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo(1): Para el ejercicio 2011 se cambia la metodología de calculo, cambia a una medición de ahorro por eficiencia.(2): Para el ejercicio 2011 se cambia la metodología de cálculo al pasar de Bls/ton a ton/ton.(3): Para el ejercicio 2011, se cambia la metodología de cálculo al pasar de una medición de desviación a una de cumplimiento.(4): Este indicador se incorpora sustituyendo al indicador de Emisiones de Sox
Calificación (1) vs (3)
Pemex Petroquímica
Indicador UnidadesObjeti-vos Relacio-nados
Acciones relacio-nadas
% de Avance de cada acción
Valor del indicador
(1)
Meta Original PEO Anual (2)
Meta Autorizada PEO ene - mar (3)
Desviación(*)
(1)vs(3)
PEO 1T 2011 112
Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas Diferencia entre el presupuesto ejercido en proyectos estratégicos
nuevos / presupuesto programado en proyectos estratégicos nuevos. Causas de la desviación: Se presentó un menor ejercicio en el contrato mixto de obra pública No. POPLO1509P para el desarrollo de la ingeniería, procura, construcción y puesta en operación del paquete I IPC-I Unidad de Proceso CCR Plattforming, debido a atrasos en el desarrollo de la ingeniería de diferentes especialidades, en la procura de algunos equipos principales y menores, así como el retraso en la llegada a sitio de algunos equipos como: torre depentanizadora, recipientes, hornos, packinox y reactores; asimismo, por la modificación de la mecánica de suelos lo que ha desplazado las actividades de construcción. Acciones correctivas o de mejora: Se está dando seguimiento al plan de recuperación presentado por la contratista para reducir la variación entre lo programado y lo real.
Índice de Productividad Laboral Causas de la desviación: Al cierre del primer trimestre de 2011, se observa un decremento en el total de plazas ocupadas con respecto a lo programado para el período, dicha variación se origina básicamente por la desocupación de plazas de la estructura sindicalizada, sin embargo, el volumen de producción fue inferior en 4 por ciento a lo programado, razón por la cual el indicador no cumple con la meta. Acciones correctivas o de mejora: Se continúan las negociaciones con el STPRM para la concertación de los convenios administrativos sindicales que le permita a la entidad optimizar su plantilla laboral.
Factor de insumo gas natural – amoniaco Causas de desviación: En febrero de 2010, durante el paro anual por mantenimiento de la planta VI, se cambió el catalizador del mutador de alta temperatura, del mutador de baja y del metanador. En la reparación de la planta VII, realizada durante agosto de ese mismo año, se cambió el catalizador del mutador de baja temperatura y del reformador primario; no fue posible reemplazar el del mutador de alta ni el del metanador, debido al retraso en las adquisiciones derivado de la entrada en vigor de las nuevas Disposiciones Administrativas de Contratación (DAC´s). La sustitución de los catalizadores agotados, permitió alcanzar un factor de insumo 2%
PEO 1T 2011 113
superior al estándar, que es la operación actual; sin embargo se realizan acciones a fin de alcanzar la meta establecida.
Factor de Insumo Amoniaco VI (Acumulado) Factor de Insumo Amoniaco VII (Acumulado)
Ene Feb Mar Ene Feb Mar
23.77 23.83 23.93 23.39 23.23 23.35Materia Prima 1,059,787 2,020,815 3,092,148 1,043,794 1,986,690 3,049,770
Producción 44,582 84,795 129,197 44,625 85,526 130,628 Acciones correctivas o de mejora: Para el año 2011, se están realizando las gestiones para la adquisición de los catalizadores del metanador y del mutador de alta temperatura para la planta VII, además de que se realizará el cambio del aislamiento frio de dicha instalación. Se anexa el programa de cambio de catalizadores de las plantas de amoniaco.
PLANTA de amoniaco
CATALIZADOR FECHA ESTIMADA DE CAMBIO
Estatus de la adquisición
7 Metanador Reparación Junio-Julio de 2011 Contratado
7 Mutador de Alta temperatura
Reparación Junio-Julio de 2011 Contratado
6 Reformador Primario
Reparación del año 2012 Contratado
6 Síntesis Reparación del año 2012 En etapa de definición de actividades para cambio del catalizador
Factor de insumo nafta-gasolinas
Causas de desviación: En el primer trimestre de 2011, el tren de Aromáticos ha registrado tres salidas de operación. Esto se debió a que, se cancelaron tres lotes de importación derivado de una decisión de negocio encaminada a mejorar los resultados económicos de la empresa ante los bajos precios de la Gasolina Base Octano y de los Hidrocarburos de Alto Octano; y el incremento del precio de la nafta de importación aunado a su alto diferencial respecto al crudo West Texas Intermedia. Respecto a la planta de Estireno en Cangrejera permaneció fuera de operación en enero durante 16 días por altos inventarios debido a una menor demanda de los clientes. Acciones correctivas o de mejora: Se incrementó la capacidad de almacenamiento de nafta importada en el C.P. Cangrejera y se realizaron gestiones ante PMI para mejorar las condiciones del suministro de esta materia prima.
PEO 1T 2011 114
Producción de petroquímicos (POA). Causas de desviación: La producción de petroquímicos, en términos generales, se ha comportado de acuerdo con lo programado en POA. El 4% de desviación se atribuye principalmente a la cadena de aromáticos y petrolíferos. Por otro lado, en la planta de etileno de Pajaritos, fue necesario dar mantenimiento a los turbocompresores de gas de carga y de refrigeración.
Elaboración de Productos por Cadena, enero-marzo 2011(Miles de Toneladas)
Producto 2 0 1 0 P O A 2 0 1 1Volumen % Volumen %
Total 2,263 2,373 2,279 16 1 (94) (4)
Derivados del metano 541 578 667 126 23 89 15
Derivados del etano 778 834 789 11 1 (45) (5)
Aromáticos y derivados 275 305 228 (47) (17) (78) (25)
Propileno y derivados 21 26 18 (3) (12) (7) (28)
Otros productos 517 503 462 (55) (11) (42) (8)
Petrolíferos 131 127 115 (16) (12) (12) (9)
2011 vs POAVariaciones
2011 vs 2010
Pemex Petroquímica cuenta con un seguimiento estricto de los paros no programados en sus plantas el cual puede obedecer a razones internas tales como problemas en la operación, retrasos en los mantenimientos, fallas de equipos auxiliares; así como problemas externos como falta de carga, calidad de productos, altos inventarios, retrasos en proyectos y problemas meteorológicos. En lo que respecta al paro no programado de la planta de etileno Pajaritos, este se debió a una falla provocada por perdida de presión en las turbinas y cambio de rotor y en lo que respecta a las plantas de polietileno, en la Asahi se realizó limpieza del reactor por presencia de aglomerados de equipos periféricos y en la planta Mitsui mantenimiento por fuga en el sello mecánico del agitador. Para los paros de planta registrados en el primer trimestre de 2011, la política de inventarios permitió dar continuidad al programa de ventas de solventes, por lo que el impacto en este rubro de ventas fue menor; sin embargo, el impacto que se presentó en la producción por cada día que no se tuvo la disponibilidad de materia prima para el tren de aromáticos, es el siguiente:
PEO 1T 2011 115
Cabe mencionar que esta cadena es muy sensible a los cambios en el precio de la materia prima (Nafta Importada) por lo que este organismo realiza continuamente escenarios para reducir el impacto negativo en los resultados económicos de PPQ, afectando el programa de producción y ventas de petrolíferos (POA). Los paros que se presentaron en el primer trimestre del 2011, obedecen a dos causas: La primera, con paro de 8 días de duración en el mes de enero, fue consecuencia de los trabajos de rehabilitación de la línea de descarga de Nafta importada en el muelle 2 de la Terminal Marítima Pajaritos. Para este paro programado, se construyó el inventario suficiente de productos para dar continuidad al programa de ventas establecido. La segunda causa fue el retraso en la llegada de los buquetanques con Nafta importada, siendo esta el origen de los paros por 4 días en febrero y 5 días para marzo.
PRODUCTO PRODUCCIÓN TONELADAS /
DÍA
Aromina 153
Benceno 220
Tolueno 551
Xileno 363
Gas Nafta 80
HC Alto Octano 643
Heptano 62
Hexano 190 Gas. Base Octano
915
Liq. Gas BTX 447
Pentanos 726
Nafta Pesada 150 Butanos de HDS.
172
PEO 1T 2011 116
Acciones correctivas o de mejora: Se efectúan reparaciones y se mantienen los controles operativos para dar continuidad operativa a las plantas productivas. Asimismo, se incrementó la capacidad de almacenamiento de nafta importada en el C.P. Cangrejera y se realizaron gestiones ante PMI para mejorar las condiciones del suministro de esta materia prima. Por una parte, los estándares de consumo de materia prima se establecen con referencia a la mejor práctica operativa, contra lo que se compara el comportamiento real. El POA representa una meta basada en la expectativa de mercado y los compromisos internos de producción. Por lo anterior, no se recomienda establecer comparaciones entre ambos indicadores.
Índice de frecuencia de accidentes
Causas de desviación: El índice de frecuencia se ubica en 0.36, resultado de 3 accidentes reportados en los CPQ’s Morelos, Cosoleacaque e Independencia respectivamente. Acciones correctivas o de mejora: Con el propósito de reducir la accidentalidad, se continua aplicando el plan de choque dentro del cual se cuenta con promotores de seguridad y campaña de seguridad en manos, así mismo dentro del sistema SSPA se realizan las auditorías efectivas con la finalidad de detectar actos inseguros en la realización de los trabajos.
PEO 1T 2011 117
3. E Petróleos Mexicanos
Avance en la ejecución de las acciones del PEO
Petróleos Mexicanos desarrolla las actividades de soporte que les permite a los Organismos Subsidiarios operar y perseguir sus objetivos estratégicos. Algunas de estas actividades tienen carácter normativo en el sentido que su finalidad es establecer lineamientos para la operación de los Organismos, otras tienen carácter de coordinación, y algunas más son operaciones orientadas a brindar servicios a los Organismos.
En el contexto de la eficiencia operativa, Petróleos Mexicanos puede tomar acciones que promuevan la eficiencia en los Organismos Subsidiarios, como mejorar los instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación, o bien acciones que contribuyan a incrementar la eficiencia con la que realiza sus propias operaciones, como la gestión de servicios médicos y la administración de pasivos.
Estas acciones tendrán un impacto en los resultados de Pemex, directo o indirecto dependiendo del aspecto (normatividad, coordinación u operación) del trabajo corporativo que estén abordando.
Instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación
Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos
Se está trabajando en una revisión de la definición de roles y responsabilidades entre los diferentes actores en los procesos de planeación, lo cual deberá reflejarse en el documento normativo.
A principios de marzo de 2011, se envió a los áreas de planeación de los organismos subsidiarios y equivalentes en el Corporativo, la versión actualizada del documento normativo de planeación estratégica que incluye las disposiciones en materia de planeación derivadas de la reforma energética y las atribuciones y responsabilidades en el Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos, con el fin de que den sus comentarios y con éstos se integre una nueva consensuada.
Avance: 95.7%.
Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de inversión en Petróleos Mexicanos
PEO 1T 2011 118
Al corte del primer trimestre de 2011, se han llevado a cabo procesos de validación de entregables de distintas fases FEL a 20 proyectos de PEMEX y organismos subsidiarios, y se han acreditado nueve de esos proyectos para distintas fases FEL, ante el Grupo de Trabajo de Inversión (GTI) o el Subgrupo de Trabajo de Inversión (SGTI), según corresponde.
Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos
Captación
Mercado de capitales El 15 de marzo de 2011 Petróleos Mexicanos emitió Certificados Bursátiles por Ps. 10 mil millones con vencimiento el 8 de marzo de 2016 y cupón de TIIE28 + 21 puntos base.
Créditos bancarios El 24 de febrero de 2011, Petróleos Mexicanos obtuvo un crédito bancario por Ps. 3.75 mil millones a una tasa de TIIE91 + 150 puntos base y fecha de vencimiento el 30 de septiembre de 2011.
Manejo de liquidez
Al 31 de marzo de 2011, Petróleos Mexicanos mantiene líneas de crédito para manejo de liquidez por U.S.$3.5 mil millones; de los cuales U.S.$3.25 mil millones están disponibles.
PEO 1T 2011 119
Acción Objetivos relacionados
% de Avance
1.Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos
29 95.7 %
2.Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de inversión en Petróleos Mexicanos
29 Inicia la segunda etapa de implementación
3.Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos
30 Actividad continua
PEO 1T 2011 120
Gestión de Servicios Médicos
Con relación al seguimiento, de los resultados observados en los indicadores de la atención médica asistencial, contenidos en el Programa de Eficiencia Operativa, se observa lo siguiente, durante el primer trimestre de 2011: Esperanza de Vida
Este indicador se calcula en forma anual, al primer trimestre de 2011 se mantuvo en 80 años, es decir, cuatro años mayor al promedio de la población nacional. Tiempo de espera en primer nivel
De acuerdo a la meta establecida para este periodo, se obtuvo un promedio de 13 minutos. Tiempo 2 minutos por debajo de la meta anual establecida. Esto nos permite considerar, que el personal de salud, continúa cumpliendo de manera sobresaliente con este indicador, en la Consulta Externa de Medicina General. Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos
El porcentaje de surtimiento de medicamentos al derechohabiente de 95.48%, resultó 2 puntos porcentuales menor a la meta establecida en este trimestre, principalmente como resultado de la falta de nuevos contratos de medicamentos. En contraposición, el mecanismo de receta alterna, evitó un mayor desabasto y quejas, durante este periodo. Porcentaje de Satisfacción del Cliente
No se cuenta con la información al primer trimestre de este indicador dado que la medición se realiza semestralmente. Tasa de mortalidad materna
Derivado de las acciones preventivas realizadas en el marco del programa “Arranque Parejo en la Vida” para este primer trimestre de 2011, no se registró ninguna muerte materna directa, manteniendo el indicador por debajo de lo esperado, con una calificación de “aceptable”.
PEO 1T 2011 121
Gestión de Servicios Médicos
PEMEX CORPORATIVO (Subdirección de Servicios de Salud)
Periodo: Enero - Marzo 2011
minmax
min 14
max 15.5
mín 97.0máx 98.0
mín 91
máx 93
mínmáx
NOTAS:
- Para los indicadores dos, tres y cuatro, la meta es anual y no es un resultado acumulado.
- El indicador número cuatro se calcula con base en una encuesta semestral, por lo que para este periodo no se cuenta con un resultado
a) Las metas establecidas para "Esperanza de vida" se califican de la siguiente forma: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se clasifica como “Deficiente”, si se encuentra entre la meta máxima y la mínima se considera como “Aceptable”, finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se clasifica como “Sobresaliente”. En el caso del indicador "Mortalidad materna directa" la evaluación se realiza de forma inversa, si éste se encuentra por debajo de la meta mínima se considera como “Sobresaliente”, si el indicador se encuentra entre la meta máxima y la mínima se clasifica como “Aceptable” y si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera como “Deficiente”.
b) Los indicadores número uno y cinco se evalúan anualmente. Para el año 2011 el indicador "Esperanza de vida" es 80.11 años y el indicador "Mortalidad materna directa" es 0.04. El indicador "Esperanza de vida" se expresa en años; el indicador "Mortalidad materna directa" se calcula sobre la base de 100 nacidos vivos, por lo que las Metas y el Avance Anual expresan el número de casos (Muertes maternas directas) como porcentaje de los nacimientos.
Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos
porcentaje 31 95.40 -2.7%
No Disponible
Desviación(*)
(1)vs(3)
Calificación (1) vs (3)Indicador Unidades
Objetivos Relacionados
Meta Original PEO Anual (2)
Meta Autorizada PEO Ene-Mar (3)
Desviación(*)
(1)vs(2)
nota b
PETROLEOS MEXICANOSDIRECCION CORPORATIVA DE ADMINISTRACION
SUBDIRECCION DE SERVICIOS DE SALUD
6
5
1
2
3
4
nota b 0%
Acciones relacionadas
% de Avance de cada acción
Valor del indicador (1)
Esperanza de Vida años
Porcentaje de Satisfacción al Cliente
porcentaje 31
Tiempo de Espera del Primer Nivel
minutos 31 7
nota b)
50%
25%
No Disponible
93
0.005 0.04 AceptableMortalidad Materna Directa 10
8
9
25% -2.1%
en 100 nacidos vivos
31
12
80.1125%
Insuficiente97.4
No DisponibleNo
Disponible
31
8% -16%
80.13
Sobresaliente
Aceptablenota b)0%
25% 13
PEO 1T 2011 122
Indicadores y metas Pemex Exploración y Producción
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
1 Producción de crudo total Mbd 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,576
1 Producción de crudo entregada a ventas Mbd 3,358 3,366 3,309 3,244 3,048 2,754 2,594 2,549
1 Producción de gas total /1 MMpcd 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 6,534 6,337
1 Producción de gas entregada a ventas MMpcd 4,590 4,776 4,924 5,342 5,622 5,640 5,786 5,796
2, 9 Costo de descubrimiento y desarrollo US$/bpce 8.56 14.56 10.64 9.28 9.94 11.80 11.12 12.84
2, 9 Costo de producción US$/bpce 3.78 3.92 4.62 4.37 4.85 6.16 4.55 5.22
2, 15 Costo de transporte US$/bpce N/D N/D 0.40 0.50 0.66 0.74 0.67 0.93
2 Autoconsumo de gas % 9.5 10.1 9.7 8.6 8.0 7.4 7.5 8.2
3 Productividad laboral /2 MMbpce / plaza 45.0 46.1 44.8 44.6 44.0 39.1 51.2 53.5
5 Indice de frecuencia exploración y producción Núm./(h-h) 0.70 0.60 0.40 0.30 0.30 0.11 0.10 0.04
5 Indice de frecuencia perforación Núm./(h-h) 2.90 4.00 3.40 2.60 3.30 2.18 2.08 1.17
6Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL
Número 3 6 6 29 42
8 Tasa de restitución de reservas probada % 25.5 22.7 26.4 41.0 50.3 71.8 77.1 85.8
8 Tasa de restitución de reservas 3P % 44.7 56.9 59.2 59.7 65.7 102.0 128.7 104.0
10 Factor de recuperación actual % 23.7 24.4 25.0 25.1 25.6 26.1 26.5 27.5
11 Éxito exploratorio comercial % 47.0 35.0 49.0 41.0 49.0 32.0 36.0 46.0
12 Productividad por pozo MMbpce / pozo 1.4 1.8 2.1 2.2 2.2 1.6 1.4 1.3
13 Aprovechamiento de gas /3 % 94.4 96.7 96.2 94.9 92.3 87.7 90.1 94.0
14 Proporción de crudo ligero en la producción total % 28 27 28 31 34 37 42 45
15, 16 Índice de mermas y pérdidas % 0.40 0.40 0.42 0.42 0.44 0.45 0.52 0.52
8 Incorporación de reservas 3P Mmbpce 709 916 950 966 1,053 1,482 1,774 1,438
8 Relación Reservas probadas/producción Años 11.9 11.0 10.3 9.6 9.2 9.9 10.1 10.0
1 Producción de gas asociado MMpcd 3,119 3,010 2,954 3,090 3,302 3,690 3,984 3,860
1 Producción de gas no asociado MMpcd 1,379 1,563 1,864 2,266 2,613 2,599 2,550 2,477
15, 16 Derrames de hidrocarburos Barriles 9,141 3,240 4,530 4,141 2,666 1,314 1,559 2,628
15, 16 Fugas de hidrocarburos Número 767 585 537 350 257 219 131 64
1/ A partir de 2009 en atención al requerimiento de la Secretaría de Energía, se reporta el volumen de gas producido sin considerar el volumen de nitrógeno2/ A partir de 2009 el cálculo de lo alcanzado en el índice, considera las plazas ocupadas al mes de diciembre de 2009, sin incluir las áreas de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Servicios Marinos, Distribución y Comercialización, Ingenieria y Desarrollo de Obras Estratégicas y Órgano Interno de Control, debido a que en la práctica internacional son áreas constituidas por terceros.
3/ A partir de 2009 la metodología de cálculo de éste Indicador ha sido modificada, en ese sentido se ajustan sus metas en relación a las previamente autorizadas
Objetivo relacionado
Indicador UnidadesHistórico
PEO 1T 2011 123
Pemex Exploración y Producción
ene-mar I T
ene-jun II T
ene-sep III T
ene-dic IVT
Mbd Mín 2,867 2,534 2,493 2,500 2,504
Máx 3,000 2,565 2,557 2,561 2,567
Mbd Mín 2,863 2,487 2,446 2,453 2,457
Máx 2,996 2,515 2,507 2,512 2,518
Producción de gas total 1 MMpcd Mín 6,760 5,521 5,444 5,447 5,451
Máx 6,936 6,169 6,121 6,035 5,956
MMpcd Mín 6,498 4,798 4,771 4,858 4,916
Máx 6,667 5,541 5,535 5,522 5,486
5 Costo de descubrimiento y desarrollo 2 Mín 13.29 16.45
Máx 14.95 17.66
6 Mín 5.26 5.51 5.69 5.81 5.93
Máx 5.52 5.82 6.01 6.13 6.26
7 Mín 0.72 0.94 0.97 0.99 1.02
Máx 0.74 1.01 1.04 1.06 1.08
8 % Mín 8.8 8.0 8.1 8.2 8.3
Máx 9.1 8.3 8.4 8.6 8.8
9 Mín 39.2 52.8 51.9 51.1 50.4
Máx 40.4 53.2 52.9 52.6 52.4
10 Núm/h-h Mín 0 0.0 0.0 0.0 0.0
Máx 0.3 0.1 0.1 0.1 0.1
11 Núm/h-h Mín 0 1.1 1.1 1.1 1.1
Máx 2.2 1.2 1.2 1.2 1.2
12 Número Mín 36.0 36.0
Máx 46.0 46.0
13 % Mín 85.7 85.7Máx 93.9 91.3
14 % Mín 72.8 80.9Máx 83.5 108.7
15 % Mín 28.1 27.0Máx 29.1 27.8
16 % Mín 31 32.0Máx 43 47.0
17 Mín 0.60 1.18Máx 0.67 1.38
18 % Mín 96.4 90.8 91.5 92.6 93.6Máx 98.0 93.0 93.6 94.4 95.0
19 % Mín 0.54 0.43 0.44 0.44 0.44Máx 0.57 0.50 0.50 0.49 0.49
20 Mmbpce Mín 1,018Máx 1,428
21 Años Mín 10.0Máx 10.1
22 MMpcd Mín 3,246 3,220 3,281 3,337Máx 3,864 3,847 3,799 3,761
23 MMpcd Mín 2,275 2,225 2,166 2,115Máx 2,305 2,273 2,236 2,196
24 Barriles Mín 582 776 1,164 2,328Máx 728 970 1,456 2,911
25 Número Mín 16 21 32 63Máx 20 26 40 79
Notas:a. Propuesta de cambio para este año donde las metas máximas corresponden al POT I.1. No se incluye gas nitrógeno.2. Indicadores de seguimiento anual.
Relación Reservas probadas/producción 2
Producción de gas asociado 1
Producción de gas no asociado
Derrames de hidrocarburos
Fugas de hidrocarburos
Costo de producción
Factor de recuperación actual 2
Éxito exploratorio comercial 2
Productividad por pozo 2
Aprovechamiento de gas
Índice de mermas y pérdidas
Incorporación de reservas 3P 2
Tasa de restitución de reservas probadas 2
Tasa de restitución de reservas 3P 2
Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos
con metodología FEL 2
Usdls / bpce
Usdls / bpce
Usdls / bpce
Mbpce / plaza
MMbpce / pozo
Costo de transporte
Autoconsumo de gas
Productividad laboral
Índice de frecuencia de accidentes exploración y
producción 2
Índice de frecuencia de accidentes en perforación
Producción de crudo entregada a ventas
1
2
3
4 Producción de gas entregada a ventas
No. indicador
Indicador Unidades2011 PEO
Original a
Metas ajustadas 2011
Producción de crudo total
PEO 1T 2011 124
Pemex Refinación
Indicador Unidades 2003* 2004* 2005* 2006* 2007* 2008* 2009* 2010
1 Proceso de Crudo Mbd 1,285.9 1,303.4 1,284.4 1,284.2 1,269.8 1,261.0 1,294.9 1,184.1
2Rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta
% 62.5 64.3 63.9 65.0 66.5 66.9 65.5 63.0
3 Costo de transporte 1/ $ / t-km 0.0782 0.0855 0.1032 0.1241 0.1499 0.1786 0.1592 0.1795
4 Productividad laboral en refineríasPE/100KED
CND 221.9 ND 222.6 N.D. 235.7 217.2 217.5
5Gasolina UBA producida /gasolina total producida
% 0 0 0 1.1 5.9 7.0 17.9 19.7
6Diesel UBA producido / diesel total producido
% 0 0 0 0 0 0.07 13.20 23.40
7 Utilización de la capacidad de coquización %Nuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
Indicador93.6 71.9
8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.63 1.23 1.16 0.59 0.27 0.24 0.32 0.65
9 Índice de Intensidad Energética % ND 133.5 ND 134.5 ND 134.6 129.9 133.8
10Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente
% ND 77.7 ND 76.9 ND 76.9 79.6 70.7
11Ventas de gasolinas UBA / Ventas totales de gasolinas
%Nuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
Indicador25.2
12Ventas Diesel UBA / Ventas totales de Diesel
%Nuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
Indicador15.1
13 Utilización de ductos % ductos 61.5 61.8 57.2 58.0 60.0 62.7 62.0 59.3
14 Utilización de buquetanque % B/T 34.8 33.9 38.1 36.6 33.4 30.2 30.3 32.1
15 Utilización de autotanque % A/T 3.4 3.3 3.9 4.5 5.7 6.0 6.4 6.9
16 Utilización carrotanque % C/T 0.4 1.0 0.8 1.0 0.9 1.0 1.3 1.8
17Días de autonomía de Pemex Magna en terminales
DíasNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
Indicador2.0 2.4
18Días de autonomía de Pemex Premium en terminales
DíasNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
Indicador7.6 7.8
19 Días de autonomía de diesel en terminales DíasNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
IndicadorNuevo
Indicador3.1 2.5
20 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 3.7 4.5 4.6 4.7 4.5 4.9 6.7 6.2
21 Modernización de la flotilla de reparto local % NA 2 6 10 35 62 91 100
22Avance en modernización de Sistemas de medición
% NA NA NA NA NA NA NA NA
SIMCOT 8.5SCADA 43
23 Emisiones de SOx t / Mt 6.03 6.09 5.89 5.61 4.42 4.52 4.4 3.9
1/ Sin siniestros y a pesos corrientes
Histórico
* Cifras revisadas o validadas por las áreas del Organismo a solicitud de la SENER, para lo cual se realizaron las justificaciones correspondientes (julio y agosto de 2009).
PEO 1T 2011 125
Pemex Refinación
ene-mar I T
ene-jun II T
ene-sep III T
ene-dic IVT
2011
1,422 Limite minimo 1,193 1,190 1,209 1,227 1,227
Promedio anual 1,252
1,380 Limite máximo 1,242 1,239 1,259 1,277 1,277
64 Limite minimo 61 61 62 63 63
Promedio anual 65
69 Limite máximo 65 65 66 67 67
3 Costo de transporte1/ $/ t-km 0.186 0.186 0.186 0.186 0.186 2
4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC n.a. < 215.0 < 215.0 < 215.0 < 215.0 < 215.0 3
15 Limite minimo 21 22 22 23 23
Promedio anual 25
18 Limite máximo 25 26 26 27 27
8 Limite minimo 30 29 28 26 26
Promedio anual 30
25 Limite máximo 38 37 36 34 34
7Utilización de la capacidad de
coquización3/ % n.a. 78.9 78.9 78.9 78.9 78.9 18
8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0-1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 5
9Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente
% 76.3 78.5 78.5 78.5 78.5 78.5 18
10 Índice de Intensidad Energética % 126 124 124 124 124 124 18
13Participación de los diferentes medios de transporte
Ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 20
Buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 20
Autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 20
Carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 20
14Días de autonomía de Pemex Magna en terminales
Días n.a. 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 20
15Días de autonomía de Pemex Premium en terminales
Días n.a. 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 20
16Días de autonomía en terminales de diesel
Días n.a. 3 3 3 3 3 20
17 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 7 7 7 7 7 7 20
18Modernización de la flotilla de reparto local
% 100 Finalizado 20
19Avance en modernización de Sistemas de medición
28 21
SIMCOT 2/ % - 12 14 16 20 20
SCADA % - 46.1 49.2 50.5 55.1 55.1 21
20 Emisiones de SOx t/ Mt 3.7 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 22
6Diesel UBA producido/diesel total producido
% 4
2Rendimientos de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina)
% 1, 6 y 17
5Gasolina UBA producida/gasolina total producida
% 4
1 y 61 Proceso de crudo Mbd
Metas ajustadas 2011 No. indicador
Indicador UnidadesObjetivo
relacionado2011 PEO Original
PEO 1T 2011 126
Pemex Gas y Petroquímica Básica
# Objetivo Indicador 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
1
Eficiencia en procesamiento degas húmedo en centrosprocesadores de gas de PGPGB( CPGs)1
% 99.8 99.2 99.2 99.9 99.6 99.5 99.70
2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 361.3 377.0 373.8 407.2 410.4 388.8 375.2 388.7
3Índice de frecuencia deaccidentes
Número 0.9 0.4 0.3 0.1 0.1 0.5 0.1 0.18
4Margen por unidad de energíaequivalente
$/MMBtue ND ND 17.4 17.4 16.9 19.3 17.8 15.5
5Gastos de operación por energíaproducida
$/MMBtue ND ND 2.3 2.4 2.5 2.9 3.2 3.3
6Recuperación de propano enCPG
% 93.2 95.2 96.2 96.4 94.7 96.3 95.8 96.9
7Costo promedio diario detransporte de gas seco3
$/MMpc-km ND 0.11 0.14 0.13 0.13 0.18 0.18 0.16
8Costo promedio diario detransporte de gas LP3
$/Mb-km ND ND 1.80 1.73 2.00 3.54 3.22 3.10
9Pérdidas de hidrocarburos porfugas y derrames
MM$/mes 0 0 0 0 136 0 0 0.4
10 Autoconsumos de gas % 5.7 5.6 5.7 5.7 5.5 5.5 5.5 5.4
11UpTime Sistema Nacional deGasoductos
% 75.0 71.7 70.8 78.4 86.0 80.5 80.7 82.9
12Capacidad instalada decompresión
HP ND ND 431,360 431,360 433,610 465,460 469,090 462,120
13Capacidad instalada derecuperación de licuables
MMpcd 5,146 5,342 5,342 5,742 5,742 5,600 5,800 5,800
14 UpTime criogénicas % 69.4 66.0 74.1 77.4 78.8 78.5 77.8 83.4
15
Diferencias porcentuales entre laproducción observada y estimadaen proyectos de inversión
% ND ND ND ND ND 87 96 N/A
16 Costo de mano de obra CPGs5 $/MMBtue 3.1 3.0 3.0 3.1 3.2 1.7 1.85 2.22
17 Costo de operación por CPGs $/MMpc 1,705 1,955 2,195 2,375 2,396 1,714 1,851 2,095
18 Emisiones de SO2 a la atmósfera Kg de S02/Tn de S° procesado 33.3 37.3 37.0 32.3 33.6 41.4 39.4 31.2
19Costo real/Costo estimado deproyectos
% ND ND ND ND ND 103.7 ---- N/A
20
Inyección de gas natural deCPGs fuera de norma ennitrógeno al SNG
% ---- ---- ---- ---- ---- 18 18 13
21
Dias de inyección de gas naturalde CPGs fuera de norma ennitrógeno al SNG
% ---- ---- ---- ---- ---- 40.4 34.8 23
1 Capacidad Criogénica Utilizada1 % 74.7 75.2 71.9 74.6 75.7 76.5 76.0 77.0
2Gas húmedo dulce procesado enPlantas Criogénicas1
MMpcd 3,334 3,577 3,489 3,790 3,951 3,968 4,241 4,304
3 Producción de gas seco4 MMpcd 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3618
4 Producción de gas licuado4 Mbd 212.1 224.9 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6 184.2
5 Producción de etano4 Mbd 125.2 132.5 129.0 126.7 119.4 117.1 120.7 119.5
6 Producción de gasolinas (naftas)4 Mbd 86.5 89.8 87.9 91.5 84.6 74.3 75.7 78.7
7Producción de gas seco por
unidad procesada4 MMpcd/MMpcd carga 0.82 0.83 0.85 0.86 0.86 0.85 0.84 0.84
8Producción de gas licuado por
unidad procesada4 Bpd/MMpcd carga 61.2 60.9 60.0 55.1 48.7 44.4 42.6 42.8
9Producción de etano por unidad
procesada4 Bpd/MMpcd carga 36.1 35.9 36.0 32.4 29.2 28.5 36.9 35.8
10Producción de gasolinas por
unidad procesada4 Bpd/MMpcd carga 25.0 24.3 24.5 23.4 20.7 18.1 17.9 18.3
Notas
Comentarios entregados en la validación ante SENER
1.-Por acuerdo con SENER se reporta el indicador gas humedo dulce procesado sin una meta asociada.
2.-El indicador producción de gas seco por unidad procesada, no considera el reprocesamiento de gas seco en Pajaritos
3.-Los indicador esde costo de transporte de gas seco y costo de transporte de gas LP, se evaluaron a febrero de 2011 por no tenerse el cierre contable definitivo a marzo.
4.- Por acuerdo con SENER, los indicadores volumetricos: producción de gas seco,gas licuado,etano,naftas y los relacionados por unidad de carga
producción de gas seco por unidad procesada,gas licuado por unidad procesado etano por unidad procesada y gasolinas por unidad procesada
no se evaluaran con una meta asociada, si no que sólo se reportaran en la sección que dependen de la oferta de PEP.
5.-Por acuerdo con SENER el indicador indice de personal, cambia de nombre a costo de mano de obra CPGs y conserva su metodología de cálculo.
Históricos
Indicadores que dependen del gas que entrega PEP
PEO 1T 2011 127
Pemex Gas y Petroquímica Básica
Objetivo Unidades2011 PEO
Original
ene-mar
I T
ene-jun
II T
ene-sep
III T
ene-dic
IV T
Bench-
mark
1
Eficiencia en procesamiento de gashúmedo en centros procesadores de
gas de PGPGB ( CPGs)5% ----- 99 - 100 99 - 100 99 - 100 99 - 100
2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 386-410 359-382 359-382 359-382 359-382
3 Índice de frecuencia de accidentes4 Número <1 0.1 0.1 0.1 0.1 <0.1
4Margen por unidad de energía
equivalente6 $/MMBtue 17.3-18.8 14-15 14-15 14-15 14-15
5Gastos de operación por energía
producida3 $/MMBtue 2.3-2.8 2.8-3.2 2.8-3.2 2.8-3.2 2.8-3.2
6 Recuperación de propano en CPG % 95.2-96.7 96.0-97.4 96.0-97.4 96.0-97.4 96.0-97.4 95
7Costo promedio diario de transporte de
gas seco8 $/MMpc-km 0.13-0.14 0.14-0.15 0.15-0.16 0.15-0.16 0.16-0.17
8Costo promedio diario de transporte de
gas LP8 $/Mb-km 2.06-2.32 2.7-3.3 2.9-3.5 2.9-3.5 3.0-3.7
9Pérdidas de hidrocarburos por fugas yderrames
MM$/mes <0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0
10 Autoconsumos de gas % 4.9-5.8 5.0-5.6 5.0-5.6 5.0-5.6 5.0-5.6 6
11UpTime Sistema Nacional de Gasoductos
% 73.6-82.1 81.5-84.5 81.5-84.5 81.5-84.5 81.5-84.5
12 Capacidad instalada de compresión HP 529,460 462,120 462,120 462,120 462,120
13Capacidad instalada de recuperaciónde licuables
MMpcd 6,006 5800 5800 5800 5800
14 UpTime criogénicas % 89.5-90.4 76.1-76.9 75.9-76.7 75.9-76.7 76.3-77.1
15Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de inversión7
% 86-89 96-98 96-98 96-98 96-98
16 Costo de mano de obra CPGs3 $/MMBtue 2.54-2.67 1.8-2.2 1.9-2.3 1.9-2.2 1.9-2.2
17 Costo de Operación por CPG $/MMpcd 2,187-2,275 1,779-2,000 1,779-2,000 1,779-2,000 1,779-2,000
18 Emisiones de SO2 a la atmósfera2 Kg de S02/Tn de S° procesado
<34 <39 <39 <39 <39 <51
19Costo real/Costo estimado de
proyectos7 % 100-118 100-104 100-104 100-104 100-104
20Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG
% ----- 0 0 0 0
21Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG
% ----- 0 0 0 0
En 2011 se solicitan actualizar 18 metas ( 17 basadas en el Programa Operativo POT I y una por reevaluación de la potencia instalada)
1.-Las metas 2011 resultado del acuerdo PGPB-SENER 2011 de acuerdo a oficio 500-CASH-0021/11.2.-SENER modifica la meta de este indicador a una que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003
4.- Para 2011 se conserva la meta definida por SENER para el periodo 2010 <0.1 5.- Por acuerdo con SENER se sustituye el indicador capacidad criogénica utilizada por eficiencia en procesamiento de gas húmedo en centros procesadores de gas de PGPB (CPGs).
El indicador capacidad criogénica utilizada y gas húmedo dulce procesado en plantas criogénicas se reportarán sólo como informativo sin evaluación.
6.- El cálculo de este indicador considera la nueva metodología por autorizada por el Consejo de Administración en la sesión 131 ordinaria del pasado 29 de marzo de 2010.7.- El cálculo de este indicador, aplica solo a nuevos proyectos de plantas criogénicas, en ausencia de estos se reportará el avance financiero en el segundo reporte trimestral.
8.- El cálculo de este indicador se realizó con la metodología autorizada por SENER de acuerdo al oficio 500-DGA-015/2009, que considera la incorporación de tres nuevas cuentas de autoconsumo: una corresponde al gas combustible utilizado en compresión, gas combustible usado en bombeo y mermas,desfogues y venteos.
Metas acuerdo PGPB-SENER1 2011
3.-Por acuerdo con SENER el indicador indice de personal,cambia de nombre a Costo de mano de obra por energía equivalente y mantiene su metodología de cálculo.
PEO 1T 2011 128
Pemex Petroquímica
Objetivo Indicador Unidades
1
Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto
% NA NA NA NA 47% 23% 16% -10%
2
Diferencia entre costo observado en proyectos estratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos
% NA NA NA NA NA 1% 4% 7%
3 Índice de productividad laboral (a) t / plaza ocupada 416 463 464 486 562 592 578 679
4 Eficiencia en el uso de materias primas y energía vs estándares tecnológicos
% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
5 Factor de insumo etileno - polietilenos t / t 1.04 1.05 1.05 1.04 1.01 1.01 1.01 1.02
6 Factor de insumo etano - etileno (b) t / t 1.34 1.03 1.30 1.33 1.32 1.32 1.31 1.33
7 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu / t 25.22 23.74 23.88 23.28 24.02 23.78 24.58 24.51
8 Factor de insumo nafta - aromáticos +gasolinas (c)
Bls / t NA NA NA NA NA 14.74 14.75 13.71
9 Desviación en volumen al cumplimiento de los programas de operación (POT)
% 10 11 11 8 15 7 14 2
10 Gasto de operación (d) $ / t 858 786 909 951 841 884 1,071 848
11 Producción de petroquímicos Mt 5,672 6,223 6,219 6,572 12,562 13,164 11,486 8,943
12 Consumo de energía (e) Gj / t NA NA NA NA 18.90 17.27 16.27 12.67
13 Producto en especificación / productoentregado
% 99.14 99.00 99.60 99.60 99.47 99.85 98.76 99.68
14 Índice de frecuencia de accidentes
Accidentes por millón de horas laboradas con exposición al
riesgo
1.16 2.00 1.13 0.70 0.48 0.80 0.45 0.29
15 Emisiones de SOX t / Mt 0.541 0.581 1.635 0.181 0.030 0.088 0.063 0.010
(a) Considera la producción total sin Residuo Largo (b) Incluye las tres plantas de etileno (Cangrejera, Morelos y Pajaritos)(c) Nueva parametrización acorde al esquema actual de producción de la planta de aromáticos(d) Considera la producción total sin Residuo Largo(e) Indicador adicionado a partir del 2010. Utiliza el criterio de cálculo establecido por la CONUEE
Histórico
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
PEO 1T 2011 129
Pemex Petroquímica
Indicador Unidades 2011 PEO
Original
ene-mar
I T
ene-jun
II T
ene-sep
III T
ene-dic
IV T
Autorizada
anual 2011
1Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto
% <16 <10 <10 <10 <10 <10
2
Diferencia entre el presupuesto ejercido en proyectos estratégicos nuevos / Presupuesto programado en proyectos estratégicos nuevos
% <15 ≤10 ≤10 ≤10 ≤10 ≤10
3 Índice de productividad laboralt/plaza
ocupada931 180 342 515 705 705
4Ahorro en el uso de materia prima y energía vs estándares tecnológicos internos de PPQ
% 100 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0
5 Factor de insumo etileno - cloruro de vinilo t/t N/D 0.53 0.53 0.53 0.53 0.53
6 Factor de insumo etileno - óxido de etileno t/t N/D 0.83 0.83 0.83 0.83 0.83
7 Factor de insumo etileno - polietilenos (1) t/t 1.02 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01
8 Factor de insumo etano - etileno (2) t/t 1.30 1.31 1.31 1.31 1.31 1.31
9 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 23.00 22.97 22.97 22.97 22.97 22.97
10 Factor de insumo nafta - gasolinas (5) t/t N/D 1.58 1.58 1.58 1.58 1.58
11Cumplimiento en volumen del programa de operación (POT I)
% 95 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95 ≥95
12 Cumplimiento en volumen del programa de operación (POT I)
% 96 ≥96 ≥96 ≥96 ≥96 ≥96
13Cumplimiento en volumen del programa de operación (POT I)
% 97 ≥97 ≥97 ≥97 ≥97 ≥97
14 Índice de Consumo de Eenrgía (4) GJ/ton N/A 12.92 12.92 12.92 12.92 12.92
15Producto en especificación / producto entregado
% 97.00 99.70 99.70 99.70 99.70 99.70
16 Índice de frecuencia de accidentes índice 1.00 <0.29 <0.29 <0.29 <0.29 <0.29
17 Desempeño Ambiental % N/D 100 100 100 100 100
NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo(1): A partir del ejercicio 2010 se cambia la metodología de calculo al incluir la planta Swing.(2): Incluye las plantas de etileno de Cangrejera, Morelos y Pajaritos(3): El indicador sustituye al anterior para ser congruente con el esquema actual de operación del tren de aromáticos.(4): Este indicador se incorpora a solicitud de la SENER(5): Se presenta la propuesta del indicador con las unidades ton / ton a petición de SENER.
Metas ajustadas 2011 No
PEO 1T 2011 130
Gestión de Servicios Médicos
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
31 Esperanza de vida Años 80.01 80.06 80.08 80.11 80.16 80.10 80.11 80.11
31 Tiempo de Espera de Primer Nivel Minutos nd 20.8 14.0 13.0 13.0 15.0 14.0 14.0
31 Porcentaje de Surimiento de Medicamentos
% nd 93.00 99.43 99.00 nd 97.10 97.80 97.71
31 Porcentaje de Satisfacción al Cliente
% nd 82.00 92.44 91.20 nd 90.00 91.00 91.00
31 Mortalidad materna directaTasa por
100 nacidos vivos
nd nd nd nd nd 0.04 0.02 0.04
Objetivo relacionado
Indicador UnidadesHistórico
Gestión de Servicios Médicos
ene-mar
I T
ene-jun
II T
ene-sep
III T
ene-dic
IV T
1 Esperanza de vida % 80.13 años 99 - 100 99 - 100 99 - 100 99 - 100
2 Tiempo de espera del primer nivel Minutos 12 14 - 15.5 14 - 15.5 14 - 15.5 14 - 15.5
3Porcentaje de surtimento de medicamentos
% 97.4 97-98 97-98 97-98 97-98
4 Porcentaje de satisfacción al cliente % 93 91-93 91-93 91-93 91-93
5 Mortalidad Materna DirectaEn 100 nacidos
vivos0.005 0.02 -0.04 0.02 -0.04 0.02 -0.04 0.02 -0.04
Metas ajustadas 2011 Objetivo
relacionado Indicador Unidad2011 PEO ORIGINAL
PEO 1T 2011 131
4. Relación de acciones del Programa Pemex-Exploración y Producción
Acciones que se reportan en el primer trimestre de 2011
Acción Objetivos relacionados
Exploración
1. Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en cuencas restantes.
8 y 11
2. Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y tamaño promedio de las localizaciones.
2, 8, 9 y 11
3. Definir e implementar el mapa tecnológico de exploración 6
Desarrollo
4. Revertir disminución en producción 1, 4, 8, 10
5. Optimizar las operaciones de producción, distribución y comercialización
1, 14
Producción
6. Continuar con la implantación del Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO)
2, 14, 15, 16
Eficiencia operativa
7. Redefinir y revisar el alcance de la metodología FEL para proyectos de exploración y de explotación
6, 13
8. Modernizar la función de perforación y separarla de exploración y explotación.
1, 2, 3, 6, 9
9. Desarrollar modelos de contratos integrales de exploración y/o producción
4, 6
Seguridad y medio ambiente
10. Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo - Se replantea como: Implementación de mejores prácticas de
seguridad y salud ocupacional y fomento a la protección ambiental y sustentabilidad”
5, 16
11. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera.
5, 6,
Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2009
12. Ejecución de acciones para administrar la declinación en el proyecto Cantarell
1, 4, 12
PEO 1T 2011 132
Pemex-Gas y Petroquímica Básica
Producción
Acción
Objetivos relacionados
1.-Incrementar la capacidad de recuperación de licuables en el CPG Burgos (Criogénicas 5 y 6)
1, 2, 4, 22, 23
2.-Desarrollar el proyecto de ampliación y confiabilidad operativa del CPG Poza Rica.
1, 2, 4, 22, 23
3.-Incrementar la producción de líquidos en planta criogénica e instalar sección de fraccionamiento en CPG Arenque.
2, 22, 23
4.-Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex. 2, 7, 22, 26
Transporte
Acción
Objetivos relacionados
5.-Integrar nuevas estaciones de compresión al SNG: Emiliano Zapata, Chávez, y Cabrito y repotenciación de Santa Catarina.
2, 6, 25
6.-Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y el Durazno. 2, 6, 25
7.-Mantenimiento integral al gasoducto 24” Reynosa –Chihuahua. 2, 5, 6, 25
8.-Rehabilitar el gasoducto 24” Valtierrilla -Lázaro Cárdenas. 2, 5, 6, 25
9.-Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango. 2, 5, 6, 25 Comercialización
Acción
Objetivos relacionados
10.-Desarrollar el esquema comercial de gas LP ante el nuevo entorno regulatorio.
7
11.-Diversificar el portafolio comercial de importación/exportación de gas natural
7
12.-Recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional.
7
13.-Mejorar las aplicaciones de Tecnología de Información para la comercialización de gas natural y gas LP
6, 24, 25
Seguridad Salud y Protección Ambiental
Acción
Objetivos relacionados
14.-Modernizar redes contraincendio en los CPG’s Nuevo Pemex y Cd. Pemex.
2, 5, 26
15.-Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex
2, 5
16.-Realizar el proyecto de seguridad física en las instalaciones de los 2, 5
PEO 1T 2011 133
centros procesadores de gas. Planeación
Acción
Objetivos relacionados
17.-Mejorar la programación operativa de corto plazo
6
18.-Consolidar el uso de la metodología FEL de IPA para proyectos de inversión.
2, 4
Administración y finanzas
Acción
Objetivos relacionados
19.-Reducir costos de suministro de bienes y servicios
3, 22
20.-Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO)
3
21.-Implementar el programa del ciclo de vida laboral
3
Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008
Acción Objetivos relacionados
1.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso
1, 6, 7, 23
2.C Cambiar el cálculo del autoconsumo de gas combustible, excluyendo los consumos de la planta NRU de Cd. Pemex y los utilizados en la generación eléctrica para porteo
2, 7, 23
3.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso
1, 6, 7, 23
4.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso
1, 6, 7, 23
5.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso
1, 6, 7, 23
6.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso
1, 6, 7, 23
7.C Ajustar las emisiones de S02 enviados a la atmósfera, a la meta recomendada por la norma oficial NOM-137-SEMARNAT-2003 de <51 kg de SO2/t de azufre
5, 24
8.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso
1, 6, 7, 23
9.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso
1, 6, 7, 23
PEO 1T 2011 134
Gestión de servicios médicos Acción Objetivos
relacionados 1. Mejorar la calidad de atención a la salud
31
2. Mejorar los tiempos de espera de la consulta externa
31
3. Mejora del surtimiento de medicamentos
31
4. Mejora de la calidad en la atención al cliente
31
5. Mantener el indicador mínimo para Mortalidad Materna Directa
31
PEO 1T 2011 135
Anexo.- Acrónimos y abreviaturas
°API Medida estándar del Instituto Norteamericano del Petróleo (American Petroleum Institute), aceptada mundialmente para determinar la densidad de los hidrocarburos líquidos
A/T Autotanque b Barriles bpce Barriles de petróleo crudo equivalente bpd Barriles por día B/T Buquetanque CFE Comisión Federal de Electricidad CNC Compañía de Nitrógeno de Cantarell CPG Complejo Procesador de Gas C/T Carrotanque DCIDP Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos EC Estación de compresión FEL Front End Loading (Metodología para la definición y
planeación de proyectos de inversión) Gas LP Gas licuado de petróleo GLP Gas licuado de petróleo GN Gas natural hp Horsepower ICONO-F Proyecto de Implementación de Controles Operativos y
Financieros IPA Independent Project Analysis (Desarrollador de la
metodología FEL) ISBL Dentro de límites de batería (Inside Battery Limits) KEDC Miles de unidades de capacidad de destilación equivalente
(equivalent distillation capacity) b Mb Miles de barriles
Mbd Miles de barriles por día MDO Proyectos de mejora del desempeño operativo MGI MGI Supply Ltd. - Empresa filial de Pemex-Gas y
Petroquímica Básica con operaciones en los Estados Unidos de Norteamérica
MMbd Millones de barriles por día MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMBtu Millones de unidades térmicas británicas (Btu) MMBtue Millones de Btu equivalentes (se refiere a la producción
agregada de gas seco y líquidos del gas.) MMMbpce Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMM$ Miles de millones de pesos
PEO 1T 2011 136
MMpc Millones de pies cúbicos MMpcd Millones de pies cúbicos por día MM$ Millones de pesos Mpc Miles de pies cúbicos Mt Miles de toneladas M$ Miles de pesos OSBL Fuera de límites de batería (Outside Battery Limits) PE Personal equivalente POA Programa operativo anual POT Programa operativo trimestral Reserva 3P Reserva que incluye la reserva probada, posible y probable SCADA Sistema de Control y Adquisición de Datos (Supervisory
Control and Data Acquisition) SFP Secretaría de la Función Pública SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público SIDP Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos SIMCOT Sistema de Medición, Control y Operación de Terminales SIPA Seguridad Industrial y Protección Ambiental Sísmica 3D Estudios de sísmica tridimensional SNG Sistema Nacional de Gasoductos SNR Sistema Nacional de Refinación SOx Óxidos de azufre SSPA Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental t Toneladas TI Tecnologías de información TYCGVPM Términos y Condiciones Generales para las Ventas de
Primera Mano Total Total Gas & Power North America UBA Ultrabajo azufre UPMP Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos US$ Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica $ Pesos de los Estados Unidos Mexicanos
