Informe de Avance del Programa para Incrementar la ... · construcción del modelo geocelular del...

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Informe de Avance del PEO al 4to Trimestre de 2008 1

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

Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2008

ENERO DE 2009

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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. Anexos

4.A. Indicadores y metas

4.B. Lista de objetivos y relación de acciones del Programa

4.C. Acrónimos y abreviaturas

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1. Antecedentes El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, contemplado en el Artículo Noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 1 de octubre de 2007 (el Decreto), fue aprobado por la Secretaría de Energía el 27 de junio de 2008 y enviado a la Comisión Permanente del Congreso de la Unión el 30 de junio de 2008. La fracción II del mismo Artículo Noveno transitorio del Decreto y el Capítulo IV de los Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en la ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa, 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. El presente documento constituye el segundo informe trimestral que se somete al visto bueno la Secretaría de Energía desde la aprobación del Programa. Incluye el avance en la ejecución de las acciones planteadas en el mismo y el cumplimiento de las metas establecidas para los indicadores asociados, con información al mes de diciembre de 2008. Debe resaltarse que la información del mes de diciembre es aún preliminar, debido a que, por los tiempos requeridos para integrar el informe y cumplir con la fecha de entrega establecida en los ordenamientos legales mencionados, no es posible incorporar a éste la información operativa de cierre de los Organismos Subsidiarios correspondiente al mes de diciembre. En los anexos del documento se presentan las modificaciones propuestas para las metas de los indicadores del Programa, para el año 2009, expresadas como valores acumulados a cada uno de los cuatro trimestres del año y se incluyen las justificaciones que sustentan las modificaciones propuestas. Asimismo, contiene una sección con la relación de acciones del Programa, que en contraste con el primer informe trimestral, incluye las acciones correctivas asociadas a los indicadores con calificación insuficiente. Estas acciones correctivas se identifican al final de la relación con un número consecutivo y la letra C.

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2. Resumen ejecutivo Este informe detalla el avance en la ejecución de las acciones que conllevan al cumplimiento de las metas establecidas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO), durante el periodo enero-diciembre de 2008. Posteriormente se presenta la evaluación de los indicadores por Organismo Subsidiario respecto al cumplimiento de la meta establecida en el PEO. En el informe, si el cumplimiento del indicador es insuficiente, se explican las causas principales de las desviaciones y se establecen acciones correctivas para su mejora.

En Pemex Exploración y Producción las acciones se concentran en atenuar las principales problemáticas de la empresa, estas son: la disminución de la producción de petróleo crudo por la declinación acelerada en Cantarell, la restitución de reservas, el aprovechamiento de gas y el avance en los proyectos estratégicos de la empresa. Particularmente, la restitución de reservas se hará mediante la intensificación de actividades exploratorias en el Golfo de México Profundo, fortaleciendo la cartera de oportunidades exploratorias y aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones; por su parte en campos marginales y maduros, se pretende elaborar nuevos esquemas de ejecución para mejorar su rentabilidad, así como el desarrollo de acciones que aumenten la capacidad de ejecución de proyectos clave (Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino y Chicontepec), apoyados en la Metodología FEL. Para el caso de Pemex Refinación las acciones se encaminan a mantener el proceso de crudo y los rendimientos de gasolinas y destilados en las bandas propuestas, mejorar el margen variable de refinación y garantizar el suministro de combustibles limpios. En especial se muestran los avances del programa de reconfiguación de cuatro refinerías que aumentarán la capacidad de proceso al SNR, y proporcionarán combustibles limpios, así como las acciones para optimizar la infraestructura y eliminar cuellos de botella, entre los que sobresalen los proyectos de almacenamiento de crudo y productos petrolíferos, así como los que se refieren al transporte marítimo y local. Pemex Gas y Petroquímica Básica presenta nueve indicadores con calificación insuficiente, de los cuales siete se derivan de una menor disponibilidad de materias primas: gas húmedo amargo y dulce, y condensados amargos. Hecho que está asociado directamente a la menor producción de crudo y gas asociado marino (Campo Cantarell). Por tanto, las acciones de mejora de estos indicadores, se orientan a mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con Pemex Exploración y Producción para cumplir con las metas establecidas.

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Adicional a lo anterior, Pemex Gas plantea acciones para mejorar la eficiencia operativa relacionada con la producción de líquidos, la comercialización y distribución de gas natural y gas LP. En Pemex Petroquímica destacan las acciones de seguimiento a la ejecución del proyecto estratégico para la ampliación de la capacidad de producción de la planta de óxido de etileno (1ª etapa) en el Complejo Petroquímico Morelos. Destacan las acciones para implantar la metodología FEL en el desarrollo de proyectos, así como los esfuerzos por mejorar la gestión operativa con filosofía orientada a la satisfacción al cliente. Por ultimo, se han llevada a cabo acciones para el desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica.

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3. Avance en el cumplimiento del Programa 3.A. Pemex Exploración y Producción

Se presenta a continuación un resumen de la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el año 2008:

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

Se perforaron y terminaron los siguientes pozos delimitadores Yaxche 1 DL, Xanab 1 DL, Homol 101 DL, Pit 1 DL y Ayatsil 1 DL. Los resultados de estos pozos permitieron adicionar nuevas reservas 3P, las cuales permitirán mejorar la tasa de restitución de las reservas 3P por actividad exploratoria con respecto al año 2007.

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

Generar una cartera de proyectos robusta, es el objetivo estratégico con el cual esta relacionada esta iniciativa. Durante 2008, se cumplió con el programa de adquisición y procesado sísmico, y se establecieron convenios específicos de colaboración con diferentes compañías especializadas, con objeto de fortalecer la interpretación geológica y geofísica de los plays subsalinos. De esta manera, los resultados logrados en el pozo Rabasa-1 y la localización definida para el pozo Ken-1, fueron producto de las imágenes sísmicas mejoradas obtenidas en plays subsalinos.

Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios

Con la finalidad de jerarquizar las cuencas y áreas geológicas de México en función de su potencial petrolero y orientar las inversiones exploratorias hacia áreas con mayor valor económico y estratégico, para alcanzar la meta de restitución de reservas de 100 por ciento para el año 2012, se han determinado 6 cuencas principales y 14 sectores prioritarios donde se enfocará la actividad exploratoria en el corto y mediano plazo.

Asimismo, se definieron los lineamientos para la integración, documentación y ejecución de proyectos exploratorios. Se elaboraron los programas operativos y se concluirá para el año 2009 el modelo de abandono ó evolución de proyectos.

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Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo

Para mejorar los indicadores de costo de descubrimiento y desarrollo se han identificado y jerarquizado los campos descubiertos que deberán ser delimitados en el periodo 2008 – 2010, a fin de reclasificar a reservas probadas desarrolladas el mayor volumen posible e incidir en la mejora de los indicadores de costos. Se tiene como normatividad que todos los pozos exploratorios prioritarios cuenten con las cédulas de costos.

Se concluyó el programa para la aplicación de la metodología FEL en los proyectos exploratorios, lo que permitirá programar con mayor certidumbre los tiempos y costos de las actividades exploratorias.

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

En lo que a la Región Norte se refiere, particularmente en el Activo Burgos se perforaron pozos estratégicos para continuar con el desarrollo y recategorización de reservas, se repararon 600 pozos con sistemas artificiales de producción y se efectuaron 350 reparaciones mayores, con el fin de incrementar el factor de recuperación y mantener la producción base. En el Activo Poza Rica-Altamira, se construyeron los modelos estáticos de los campos Tamaulipas-Constituciones, Poza Rica y Tres Hermanos. En el Activo Integral Veracruz, se concluyó la construcción del modelo sedimentario del campo Perdiz. Por lo que concierne al Activo Aceite Terciario del Golfo, se realizó el análisis sísmico del cubo de Agua Fría.

En cuanto a las actividades desarrolladas en la Región Sur, principiando por el Activo Bellota-Jujo se inició el estudio para documentar reservas a nivel Terciario en el campo Jujo-Tecominoacán; en el Activo Macuspana, se continuó actualizando el modelo estático del campo Vernet somero. En el Activo Muspac se elaboró el modelo dinámico del Campo Gaucho y se actualizaron los modelos dinámicos de los campos Chiapas-Copano, Catedral y Carmito. En relación al Activo Integral Cinco Presidentes, se concluyó la interpretación sísmica, la correlación de arenas y se inició su mapeo en el campo Rodador.

Así mismo, en cuanto a la Región Marina Noreste, en el activo Cantarell, se inició la generación de nuevos modelos geológicos de los campos Nohoch, Chac e Ixtoc, con el fin de mejorar el ajuste y predicción de su comportamiento presión-producción, mientras que en el Activo Ku-Maloob-Zaap se inició la construcción del modelo geocelular del yacimiento JSK, tomando en consideración la delineación de los diferentes bancos oolíticos.

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Finalmente, en la Región Marina Suroeste, en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, se concluyó la fase de visualización del FEL Ixtal-Manik, y en el Activo Integral Litoral de Tabasco, se concluyó la actualización de los modelos geológico-petrofísico de los campos Yum y Costero, se concluyó el modelo geológico-petrofísico del campo Men y el modelo geológico del yacimiento Yaxche a nivel Cretácico. Por último, en el Activo Integral Holok-Temoa, el proyecto Lakach registró avances en su etapa de visualización.

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

Durante 2008, fue definida la estrategia de manejo de crudos extra pesados que consiste básicamente en realizar mezclas y se inició la documentación de una planta de mejoramiento de la calidad API de un crudo extra pesado (16 grados API), como medida preventiva ante la falta potencial de crudos ligeros.

Con la última actualización de los pronósticos de producción fue necesario actualizar los balances de distribución correspondientes, ratificándose nuevamente como estrategia primaria el mezclado de crudos en la Terminal Marítima de Dos Bocas (TMDB).

Debido a los requerimientos de crudo ligero para el mezclado, se realizaron análisis de sensibilidad a la disponibilidad de éstos, cuyos resultados indican que una planta de mejoramiento sería requerida en 2017 o 2023, si se tuviera un éxito del 25% y 50% en los pronósticos exploratorios, respectivamente, además de descubrimientos de crudo pesado. Este análisis define como una segunda estrategia de manejo, la instalación de una planta de mejoramiento de crudo en los años antes señalados.

Por otra parte y debido a la complejidad que representa la deshidratación, desalado y transporte de crudo del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap (AIKMZ), se han iniciado nuevos análisis de distribución y acondicionamiento, cuyos resultados podrían impactar la estrategia hasta ahora definida, ya que ésta considera el transporte a la TMDB de una corriente de 16 °API de crudo deshidratado.

Lo anterior implica continuar con la implementación de proyectos de mezclado en la TMDB y en paralelo concluir los nuevos estudios del manejo de la producción del AIKMZ.

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Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento

Esta acción va encaminada a fortalecer esquemas centralizados para la sanción, seguimiento y control de las actividades, y costos de mantenimiento, así como la participación referente a la infraestructura de campos maduros que requieren programas de desincorporación de activos que permitan optimizar erogaciones en este rubro.

Durante el año 2008 se avanzó en la implementación de acciones para cumplir con lo planteado:

I. Asegurar la integridad de sistemas de transporte, mediante tres sistemas: a. Ductos marinos de crudo b. Ductos marinos de gas c. Ductos de transporte principalmente del gas producido en las

regiones marinas, en la sur y puntos de medición. II. Desarrollar e implementar un sistema de confiabilidad operacional

(SCO). III. Sanción de los programas de mantenimiento estático y dinámico de

las Gerencias de de Transporte y Distribución de Hidrocarburos y de los Activos de Pemex Exploración y Producción.

IV. Implantación del Proceso de Administración de Integridad de Ductos (PAID).

V. Implementación de medidas para la optimización de costos de mantenimiento.

VI. Optimización del uso de PM-SAP/R3 en PEP, para la planeación, programación, registro y control físico-financiero de las actividades de mantenimiento.

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

Las actividades en el periodo enero-diciembre incluyen la selección de campos marginales y maduros, su delimitación de áreas o bloques, el diseño de nuevos esquemas contractuales para su explotación y su reactivación en las regiones Norte y Sur de PEP.

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En cuanto a la selección de los campos marginales y maduros en la Región Norte se tiene un avance de 50 por ciento para los bloques seleccionados del Activo Integral Poza Rica-Altamira, y respecto a la delimitación de áreas se cuenta con una propuesta para revisión técnica.

En la Región Sur se tiene 100 por ciento de avance en los bloques Samaria Terciario, Sánchez Magallanes-Ogarrio, Jacinto-Paredón-Tepeyil y Cactus-Sitio Grande; en cuanto a delimitación de áreas se tienen considerados bloques ya definidos, y referente al modelo de contratación se tiene 50 por ciento.

Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos Se elaboraron propuestas de reglamentos de labores de 436 categorías, cumpliendo 100% el programa. Asimismo, se desarrolló la propuesta de selección y promoción del personal sindicalizado; está pendiente por realizar una reunión de trabajo en el primer trimestre de 2009 para dar cumplimiento al mismo.

Se desarrollaron programas de capacitación del personal acorde con las necesidades del puesto y perfil del ocupante, los cuales se ejecutaron conforme a programa.

Se realizó un acuerdo para la realización de exámenes médicos y seguimiento a la salud del personal que labora en las categorías operativas críticas, se llevaron a cabo todos los exámenes programados.

Se elaboró la guía de lineamientos para aplicar las políticas de flexibilidad laboral y movilidad geográfica contempladas en el Contrato Colectivo de Trabajo.

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

Se prepararon los lineamientos para la documentación del portafolio de proyectos de inversión 2008-2011 de PEP. Se planea realizar FEL de pozos tipo en los Activos Burgos y Veracruz, con el fin de mejorar la eficiencia de la perforación y terminación de los pozos.

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Metodología FEL aplicada al 100 por ciento al mes de noviembre de 2008 en los proyectos Cantarell, Ku - Maloob - Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y Chicontepec

Se realizaron reuniones presenciales en la Región Sur para capacitar a 150 personas y fortalecer el proceso de documentación del diseño de los proyectos.

Se impartieron cursos de capacitación al área de la Subdirección de Ingeniería y Obras Estratégicas y durante el inicio del pre-FEL se ofreció capacitación a equipos de diseño.

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

Para el cumplimiento de esta iniciativa se han definido seis acciones:

I. Asegurar la capacidad de ejecución con equipos de perforación y reparación de pozos.

II. Asegurar los insumos estratégicos (tubería, árboles, preventores) III. Fortalecer la planeación y diseño integral de pozos estratégicos,

mediante la aplicación de la metodología FEL. IV. Aplicar el sistema de costos programados (MICOP) para elaborar

las cédulas de autorización de costos de las actividades de perforación y terminación de pozos (CACP) y su seguimiento en términos económicos.

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

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

De acuerdo a lo programado para el año 2008, se tiene un cumplimiento de 95%. A la fecha se han llevado a cabo las siguientes actividades:

• Se inició la sustitución de componentes críticos de los equipos de perforación, con lo que se eliminarán tiempos improductivos.

• Se garantizó la contratación de insumos estratégicos (tuberías, árboles de válvulas y preventores) hasta el primer semestre del 2010.

• Se elaboró el documento rector para el diseño de pozos exploratorios y estratégicos de desarrollo bajo la metodología FEL.

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• Se terminó la construcción del Modulo de Información de Costos Planeados (MICOP). Este sistema permite emitir las cédulas de autorización de costos programados de pozos y dar el seguimiento durante la ejecución.

• Se identificaron y evaluaron 5 nuevas tecnologías: o Perforación y Terminación en Aguas Profundas o Liner y Casing Drilling o Perforación y Terminación de pozos con Alta

presión/Alta temperatura (HP/HT) o Perforación y Terminación de pozos multilaterales o Perforación y Terminación de Alcance Extendido.

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

Se realizó la definición de las áreas que delimitan la explotación de los campos del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (ATG). Se están analizando los bloques que componen el Paleocanal de Chicontepec, con fin de diseñar nuevos esquemas de contratación para exploración en el proyecto ATG.

Con el propósito de lograr un control operativo más eficiente, se determinaron dos frentes, Aguas Profundas y Aceite Terciario del Golfo. Así mismo, se determinó que las acciones críticas efectuadas por el equipo gerencial estarán enfocadas a generar un esquema de contratación que incremente la capacidad de ejecución del proyecto clave Aguas Profundas.

Aunado a lo anterior, al mes de noviembre se efectuaron seis talleres con el grupo gerencial ejecutor, discutiéndose los siguientes puntos principales: modelos de contratos, evaluación del potencial petrolero en aguas profundas, administración de la información y relación con clientes externos.

Fortalecer la relación con proveedores clave Se efectuó el análisis de contrataciones 2003 al 2007 y el de requerimientos 2008, a partir del lo cual se establecieron las siguientes actividades:

• Diseño de estrategias de contratación para adquisiciones y servicios, buscando en lo que aplique economías de escala.

• Implementación de las estrategias diseñadas con el objeto de reducir costos.

• Implementación de un programa de evaluación de proveedores y contratistas.

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En base a lo anterior se desarrollaron los siguientes trabajos:

• Consolidación de requerimientos de válvulas para su contratación en Sede.

• Se llevaron a cabo reuniones con la Región Sur, UPMP y Sede Villahermosa para la consolidación por ubicación geográfica:

• Este año las cementaciones se han licitado dentro de los contratos integrados.

• Se encuentra en ejecución la actualización de la Base de Datos, la aplicación de elementos de transparencia en procesos de contratación y se inició el desarrollo de iniciativas de evaluación y reconocimiento de proveedores clave

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

Se ejecutaron acorde a lo programado las auditorías integrales SSPA y ambientales de instalaciones. También se certificaron en industria limpia 193 instalaciones con lo que se logró un avance 17% superior a lo programado para 2008.

Para reforzar la administración de la seguridad física; se realizaron 86 estudios de vulnerabilidad en las instalaciones de PEP y se establecieron 3 convenios de colaboración con SEDENA, SEMAR y la Gerencia de Servicios de Seguridad Física para salvaguardar la integridad de las instalaciones estratégicas y corredores de tuberías.

Referente a los planes de respuesta a emergencias; se realizaron 495 simulacros en las instalaciones de Pemex Exploración y Producción, que apoyaron para incrementar el nivel de seguridad en las instalaciones en caso de presentarse un evento no deseado.

Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera

Se concluyó el procedimiento que incluye la variable socio-ambiental en lo referente a la documentación de los proyectos, expresada en el informe de Procedimientos de Documentación y Dictamen de Proyectos de Explotación. Actualmente la cartera de proyectos de inversión cuenta con el 100 por ciento de la caracterización del entorno social- ambiental.

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Se formalizó la obligación de incluir el Anexo AE como mecanismo de responsabilidad social en todos los contratos de obra de PEP; el cual además de ser un documento rector en el que se plantean las disposiciones en materia de responsabilidad social y la realización de acciones proactivas, tiene la finalidad de incrementar y mejorar la coexistencia armónica entre las comunidades y la empresa, obteniendo como beneficios evitar que los contratistas o proveedores causen algún daño o perjuicio a terceros durante la ejecución de los contratos vigentes.

Se renovó la vigencia de los acuerdos de colaboración con los gobiernos de los estados de Tabasco, Veracruz y Campeche, en donde se establecen los mecanismos de coordinación y colaboración entre PEMEX y los Gobiernos de los estados, los cuales conjuntamente se comprometen a formular programas y acciones de mejora a corto, mediano y largo plazo.

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Informe de Avance del PEO al 4to Trimestre de 2008 . 15

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

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Periodo:

5 7% 2,792 min 2,9016 65% max 31038 45%

12 46%5 7% 2,754 min 2,8526 65% max 30488 45%

12 46%5 7% 6,919 min 6,0526 65% max 63408 45%

12 46%5 7% 5,640 min 5,8616 65% max 5,9768 45%

12 46%2 23% 12.35 min 12.963 80% max 13.794 64%

12 46%14 80%7 38% 6.24 min 5.03

12 46% max 5.2814 80%7 38% 0.64 min 0.65

max 0.687 38% 7.4 min 8.0

10 55% max 9.79 98% 39.1 min 42.45 7% max 42.45 7% 9.0 min 7.1

10 55% max 8.312 46%

15 43% 0.11 min 0.0

max 0.3

15 43% 2.18 min 0.0

max 2.64 64% 6 min 5

10 55% max 611 35%12 46%13 22%4 64% 5 min 5

10 55% max 511 35%

12 46%

13 22%

ND min 964.4max 1,230.4

1 25% ND min 53.92 23% max 63.44 64%5 7%1 25% ND min 61.82 23% max 63.54 64%5 7%

5 7% ND min 25.7

8 45% max 26.61 25% 36.0 min 392 23% max 513 80%4 64%5 7% ND min 1.488 45% max 1.65

10 55% 80.7 min 89.1max 96.7

5 7% 36.6 min 35.7

6 65% max 36.0

Costo de transporte

1

Pemex Exploración y Producción

enero-diciembre de 2008

Producción de crudo total

No. del Indicador

Producción de crudo entregada a ventas

1

2

Mbd

8

Productividad laboral9

Mbd

7

3

Producción de gas entregada a ventas4

Costo de descubrimiento y desarrollo a

5

10

Índice de frecuencia en exploración y produccióng

Índice de frecuencia en perforacióng

11

12

Éxito exploratorio comercial a

19

Aprovechamiento de gas21

Proporción de crudo ligero en la producción total22

Tasa de restitución de reservas 3P a

18

Tasa de restitución de reservas probadas a16

17

Factor de recuperación actual a

14

Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y Chicontepec

15Ingresos totales e

Productividad por pozo a20

Índice

MMM$

%

%

%

%

MMbpce / pozo

13

US$@2008/b p ceCo s t o d e p r o d u c c ió n6

MMpcd

MMpcd

US$@2008/b p ce

Producción de gas total

US$@2008/b p ce

Autoconsumo de gas d

Número

Número

Índice

%

Mbpce/plaza

%

Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL

Perforación no convencional

%

%

1

1

1

2, 9

2, 9

2, 15

2

3

4

5

5

6

6

7

8

8

10

11

12

13

14

-10%

-10%

9%

-6%

10%

-18%

6%

24%

-8%

8%

63%

16%

0%

0%

-29%

-16%

2%

Insuficiente

Insuficiente

Sobresaliente

Insuficiente

Sobresaliente

Insuficiente

Sobresaliente

Sobresaliente

Insuficiente

Sobresaliente

Aceptable

Aceptable

Aceptable

Aceptable

NA

NA

NA

Sobresaliente

NA

Insuficiente

NA

Insuficiente

Acciones relacionadas

Objetivos RelacionadosUnidadesIndicador % de Avance de

cada acciónMeta

2008 bDesviación

porcentual respecto al máximo

Cumple la meta establecida c

Valor del indicador

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Periodo:

7 38% 0.45 min 0.43

15 43% max 0.44

16 63%

338.4 min 259.8

max 393.9

186.0 min 133.2

max 182.3

28.8 min 31.2max 38.0

59.7 min 47.7

max 64.5

-1.7 min -3.0

max 7.9

a. Indicadores cuyo resultado es aún preliminar o no se reporta por estar en espera de datos definitivos de certificación y oficialización de reservas del año la evaluación de su cumplimiento se señala como "NA", en tanto se tenga el dato definitivob. Meta original referida en el documento del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO)c. Con base en procedimiento establecido por la SENER, si el valor del indicador es menor a la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso que el valor esté entre la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el valor se encuentra por encima de la meta máxima se considera "Sobresaliente".d. Valores de programa ajustados a porcentaje, por omisión en el PEO original aparecen datos que no corresponden a esas unidadese. Indicador financiero, su cifra de cierre se reportará una vez que sea autorizada y publicada por la Dirección Corporativa de Finanzas la evaluación de su cumplimiento se señala como "pendiente", en tanto se tenga el dato definitivof. Año base 2008, evaluado con un precio de la mezcla de crudo de exportación de 84.27 dólares/barril y para el gas natural 7.7 dólares/millar de pie cúbicog. Se refiere al índice de frecuencia de accidentesND. No disponibleNA. No aplica


enero-diciembre de 2008

No. del Indicador

FEND del proyecto Cantarell f24

Índice de mermas y pérdidas23

FEND del proyecto Ku Maloob Zaap f

25

FEND del proyecto Burgos f26

FEND del proyecto Crudo Ligero Marino f

27

FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo f

28

%

MMM$

MMM$

MMM$

MMM$

MMM$

15, 16

29

29

29

29

29

-2%

-14%

2%

-24%

-7%

-122% Aceptable

Insuficiente

Sobresaliente

Aceptable

Aceptable

Insuficiente

Acciones relacionadas

Objetivos RelacionadosUnidadesIndicador % de Avance de

cada acciónMeta

2008 bDesviación

porcentual respecto al máximo

Cumple la meta establecida c

Valor del indicador

Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Producción de crudo total Causas de desviación: Principalmente por declinación en la producción del proyecto Cantarell, al cierre de pozos por altos inventarios ocasionados por cancelación de cargamentos debido condiciones meteorológicas adversos en el sur de los Estados Unidos de América

Acciones correctivas o de mejora: Se continúa con la ejecución de los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, incremento en la actividad del proyecto Aceite Terciario del Golfo; se está analizando una estrategia de explotación mediante la aplicación de procesos de recuperación mejorada en el campo Akal del proyecto Cantarell

Producción de crudo entregada a ventas Causas de desviación: Menor disponibilidad de crudo pesado para terminales de exportación y de crudo ligero para refinación; así como por

Fecha de inicio 01/01/2009 Fecha de término 31/12/2009

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los rechazos de crudo por parte de Pemex Refinación, éstos debido a los altos inventarios en refinerías, a las reparaciones y operaciones en oleoductos y a problemas operativos en refinerías.

Acciones correctivas o de mejora: Dependencia de los resultados en las acciones de mejora implementadas para mantener la producción de crudo

Producción de gas entregada a ventas Causas de desviación: La diferencia obedece principalmente a una mayor producción de gas con alto contenido de nitrógeno, en Cantarell, y a problemas operativos en los equipos de compresión en la Región Marina Noreste. Acciones correctivas o de mejora: Incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión, eficientar la operación de la planta eliminadora de nitrógeno, incrementar la capacidad de manejo de gas de alta presión e incrementar la capacidad de compresión con equipo booster. Fecha de inicio 01/01/2009 Fecha de término 31/12/2009

Costo de producción Causas de desviación: Incremento en el gasto en el rubro de compras de gas debido a mayores precios del hidrocarburo, mayores gastos de mantenimiento y menor producción de crudo.

Acciones correctivas o de mejora: Las acciones a emprender que conduzcan a un mejor resultado están directamente ligadas a esfuerzos para compensar la declinación natural de los yacimientos, mismas que se plantean en indicadores de producción.

Productividad laboral


v. final


Causas de desviación: Efecto de una menor producción, cuya causa fue comentada en los indicadores de producción.

Acciones correctivas o de mejora: El índice depende de los resultados directos en producción de hidrocarburos y el nivel de plazas ocupadas, situación, esta última que se espera mantener en niveles sin fuertes variaciones


Éxito exploratorio comercial Causas de desviación: De los 28 pozos reportados como productores cinco de ellos resultaron económicamente no rentables, esto es, un pozo por baja presión, tres por baja permeabilidad, bajo volumen y espesor neto reducido, y uno por considerarse sus gastos de operación mayores a sus posibles ingresos.

Acciones correctivas o de mejora: Asegurar una base de datos de oportunidades exploratorias robusta (actualizar BDOE con los resultados de la perforación y estudios de plays). Asegurar que todos los pozos prioritarios cuenten con su estudio FEL. Aplicación de los lineamientos emitidos al interior de Pemex Exploración y Producción para los pozos delimitadores


Aprovechamiento de gas Causas de desviación: Aumento de producción de gas con alto contenido de nitrógeno, por problemas operativos y el mantenimiento de los equipos de compresión en plataformas.

Acciones correctivas o de mejora: Se efectuará la segregación de corrientes en plataformas, incremento de la capacidad de inyección de gas al yacimiento esto mediante la instalación de cinco turbocompresores para gas de inyección y construcción de cabezales, líneas de inyección e interconexiones. Se incrementará la capacidad de compresión, mediante la instalación de dos turbocompresores para manejo de gas a proceso; adicionalmente se ajustará el volumen de gas extraído en la zona de transición, lo que ayudará a un mejor funcionamiento de los compresores y reducirá sus periodos de mantenimiento, además se incrementará la

v. final


confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión mediante la implantación de un Sistema de Confiabilidad Operacional.


FEND del proyecto Burgos Causas de desviación: La producción de este proyecto se ubicó en la banda baja, la inversión tuvo un incremento alrededor del 40 por ciento de la estimada originalmente, lo anterior debido principalmente al incremento en la actividad de perforación de pozos.

Acciones correctivas o de mejora: Se llevan a cabo en la ejecución del proyecto Burgos

v. final


3.B. Pemex Refinación Avance en la ejecución de las acciones del PEO Se presenta a continuación un resumen de los avances en la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-diciembre de 2008:

Reconfiguración de 4 refinerías Minatitlán: Se tienen los siguientes avances por paquete: Paquete II (Obras de integración y Servicios Auxiliares): 93.3%. Paquete III (Plantas Combinada, Hidrodesulfuradora de Diesel y Catalítica): 81.8%. Paquete IV (Plantas HDS de Gasóleos, Hidrógeno y Azufre): 74.2%. Paquete V (Plantas de Coquización, Hidrodesulfuradora Naftas y Regeneradora de Aminas): 80.9%. Paquete VI (Plantas de Alquilación): 90.0%. Obra adicional I (Sistemas de desfogues, Oleoducto 30” y Gasoducto 12”): 97.9%. Reconfiguración de Salamanca: se realizaron estudios de simulación rigurosa para determinar la mejor configuración. Se trabaja en la selección de tecnología. Se cuenta con un esquema definido, estimación de costos de proceso e inicio de bases de usuario para ingeniería básica y básica extendida. Aprovechamiento de residuales (Tula y Salina Cruz): se revisa la configuración propuesta en función del proyecto de nueva capacidad de refinación. Se encuentra en proceso el desarrollo del esquema de proceso.

Implementar mejores prácticas en refinerías El conjunto de acciones del programa Mejoramiento al Desempeño Operativo (MDO) en la refinería de Cadereyta se inició en diciembre del año 2006 y terminó en el mes de marzo de 2007. Como resultado de la implementación de las recomendaciones vinculadas con las áreas de oportunidad detectadas en el programa, se estima un beneficio acumulado del orden de los 90 millones de dólares, hasta el mes de diciembre de 2008. Por lo que se refiere a las demás refinerías, en el PEO se señala que la implementación de los proyectos se llevarán a cabo durante el periodo 2009-2012 (Madero, Salamanca, Salina Cruz y Tula).

Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura) Se rehabilitaron 4 plantas de Alto Vacío para incrementar la producción de gasóleos de vacío y el rendimiento de destilados: Combinada TAV-2 de

v. final


Minatitlán, Alto Vacío “AI” de Salamanca, Combinada y Primaria PP-2 de Tula, y Combinada 1 de Cadereyta. Optimización de reconfiguración Refinería Madero (Válvulas deslizantes en tambores de coquización). Se tiene avance del 70% en la elaboración del dictamen técnico. A continuación se desarrollará la ingeniería básica y de detalle. Construcción de Nueva Planta Reformadora en Minatitlán. Se desarrolló la ingeniería básica por parte de UOP (Universal Oil Products). Optimización de la operación y recuperación de isobutano e instalación del módulo Merichem: Se concluyó el avalúo del Instituto de Administración de Avalúos de Bienes Nacionales (INDAABIN), la justificación y las bases de licitación para la ingeniería complementaria, procura e instalación del módulo. Se obtuvo la anuencia de la SHCP para el traspaso del Módulo Merichem de la Refinería de Madero a la Refinería de Minatitlán. Se iniciaron actividades del proceso de licitación. Modernización de la 2da y 3ra etapas de la planta catalítica de Minatitlán: Se integró el grupo de trabajo y se concluyó el análisis de la ingeniería de detalle y elaboración de la ruta crítica. Se tienen las bases de licitación para los tratamientos de gas, gasolina y compresor de proceso.

Definición de proyectos de ampliación de capacidad Como parte de la estrategia para garantizar el abasto de petrolíferos en el país al menor costo posible, resolver la problemática de exceso de producción de combustóleo y de contribuir a su seguridad energética, en el país, se ha planteado el incremento de la capacidad de proceso en el SNR.

En este contexto se han llevado a cabo análisis para incrementar la capacidad de producción de destilados, dando prioridad a las gasolinas. Dichos análisis se han enfocado a determinar los requerimientos óptimos de procesamiento de crudo, tamaño de plantas, tipo de configuración y calidad de las materias primas disponibles.

Asimismo, se han analizado diferentes ubicaciones para su construcción. En este sentido, los sitos que presentan mayor rentabilidad son los que se ubican cerca de los mercados de mayor tamaño y donde se concentra el mayor déficit de combustibles.

También se realizó un estudio de prefactibilidad ambiental y social para analizar los riesgos de cada uno de los posibles lugares donde pudiera localizarse la nueva refinería. Se encuentra en desarrollo el análisis de

v. final


aquellos factores particulares que presentan riesgos, a fin de verificar la factibilidad de mitigarlos.

Con la operación de la nueva refinería se disminuirán los volúmenes de importación de gasolinas en aproximadamente 140 Mbd y de diesel en 82 Mbd. Asimismo, se obtendrán 12 Mbd de turbosina. Todos los productos destilados serán de ultra bajo azufre. Se tiene previsto que en el esquema propuesto no se produzcan ni combustóleo ni asfalto. Se ha concluido un estudio de simulación rigurosa de procesos, a fin de determinar con mayor exactitud el tamaño de las plantas, costos de inversión asociados, perfiles de producción, entre los principales, a fin de reducir la incertidumbre asociada al proyecto.

Uso eficiente de energía Para reducir el Índice de Intensidad de Energía en el Sistema Nacional de Refinación se han implementado diversos proyectos, de los cuales ya se concluyeron: la instalación del economizador de la caldera CB-4 de Cadereyta y la reparación de la caldereta 101 de la planta FCC-2 de Tula. También se están realizando prácticas operativas encaminadas al uso eficiente de la energía. Los avances en los proyectos de optimización e incremento de la eficiencia energética de los equipos actuales: calderas, calderetas, hornos, etc., según los programas establecidos para este fin, al mes de diciembre alcanzaron un avance del 88%. Se cuenta con una cartera de proyectos para los años posteriores.

Generación eficiente de energía eléctrica Se está elaborando el caso de negocio del proyecto de cogeneración en Salamanca, por lo que todavía no hay programas de trabajo para su ejecución. Sin embargo, para 2009, se estima alcanzar el 12% de avance en los proyectos que comprende la iniciativa.

Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan-México Se obtuvo el 100% de los permisos de paso en el derecho de vía existente. Se efectuó la licitación para adquisición de tubería y se dio el fallo a favor de PROCARSA. Conclusión de la manifestación de impacto ambiental modalidad regional y el estudio de riesgo. Se estima la culminación del proyecto para finales de 2010.

v. final


Reparto local El 18 de marzo de 2008 se publicó la convocatoria pública Internacional para adquirir 356 autotanques durante el año, firmándose el contrato correspondiente en el mes de junio. Al finalizar el año se concluyó con la recepción total de dichas unidades de reparto, mismas que fueron entregadas en las TAR´s de acuerdo con el programa establecido. Se han realizado cursos de capacitación para operarios, supervisores, mecánicos e instrumentistas.

Modernizar el transporte marítimo Bajo el esquema de arrendamiento financiero, en agosto se incorporó a la Flota Petrolera el buquetanque “Chicontepec” (Ex Torm Wabash) y en septiembre de 2008 fue aceptado el buquetanque “Burgos” (Ex African Future), ambos para operar en el tráfico de productos petrolíferos limpios en el litoral del pacífico mexicano. En octubre fue recibido el tercer buquetanque “Bicentenario” (Ex Diamond). El cuarto “Tampico” arribó a Salina Cruz en noviembre. Actualmente los cuatro se encuentran en operación. Está pendiente la nueva licitación para la obtención del quinto buque tanque, en función de la autorización de la SHCP al cambio de monto y alcance del Proyecto.

Almacenamiento de productos En construcción un tanque de 20 Mb en La Paz, con un avance de 64% y se volverá a licitar el tanque de 5 Mb en San Juan Ixhuatepec. Entró en operación un tanque de 80 Mb con reasignación de producto de combustóleo pesado a diesel en TAR Campeche. Se realizaron trabajos de mantenimiento para el cambio de servicio de dos tanques de combustóleo pesado a diesel en TAR Veracruz. El tanque de 55 Mb alcanzó el 100% de avance, mientras que el de 100 Mb al 96%. En Pajaritos se dio mantenimiento al tanque de 20 Mb para cambio de servicio, quedando pendiente traspaso definitivo de Pemex Petroquímica a Pemex Refinación. En la TAR El Castillo, se concluyó la obra para cambio de servicio de un tanque de 55 Mb de turbosina a gasolina y se concluyó su integración al circuito de gasolinas. Se terminó el caso de negocio para dos terminales: Reynosa y Valle de México.

v. final


Proyecto de la Nueva TAR de Tapachula, se autorizó permuta de terreno, Fideicomiso para el Fomento Portuario de Tapachula (FIDEPORTA), junto API Chiapas. Se encuentra en trámite de contratación para desarrollo de ingeniería.

Almacenamiento de petróleo crudo Se rehabilitaron al 100%, 6 tanques de 11 programados con capacidad bombeable de 580 Mb, adicionalmente se rehabilitó el TV-504 con capacidad bombeable de 400 Mb. Madero: MJA-T-86 limpieza de lodos termina 2 de febrero; Minatitlán: TV-103 en proceso de rescisión de contrato; Salina Cruz: TV-503 finalizó limpieza de lodos en trámite para licitación, TV-505 aplicando pintura para finalizar en febrero, TV-508 en proceso de pintura termina en abril.

Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya Se avanzó en la definición de los requerimientos de infraestructura y se trabaja en modificar el esquema de licitación de servicios de manejo y almacenamiento por uno de proyecto propio. Se pretende iniciar el proyecto en 2010 y culminar en 2013. Sin embargo, como el proyecto está en su etapa inicial de definición (elaboración del caso de negocio) aún no se tienen programas de trabajo definitivos para su ejecución.

Mantenimiento de refinerías De las 78 plantas programadas para rehabilitación, se han realizado 49 y se encuentran en proceso de ejecución otras 10. Las restantes 19 fueron diferidas para el año 2009 por insuficiencia de recursos presupuestales Se tiene difundida la Metodología de confiabilidad operacional en las 6 refinerías y se tienen identificadas las plantas para iniciar su aplicación en las refinerías de: Madero, Cadereyta y Tula. Las 19 plantas diferidas para 2009 por falta de presupuesto son: 2 de Cadereyta, 4 de Madero, 1 de Minatitlán, 4 de Salamanca, 3 de Salina Cruz y 5 de Tula.

Mantenimiento de ductos y terminales marítimas Los kilómetros en Inspección Interior en Ductos de PEMEX Refinación fueron de 4,701 Km contra 1,671 Km programados.

v. final


En el mes de octubre se llevó a cabo la rehabilitación en el Dieselducto 16” CAD Progreso-TAD Progreso, logrando incrementar el transporte de 2 Mbd a 3.2 Mbd. En el mes de noviembre se realizó la rehabilitación en el Gasolinoducto 16”-14” CAD Progreso-TAD Progreso, logrando incrementar el transporte de 1.7 Mbd a 3.1 Mbd. En proceso de inspección los siguientes sistemas:

• Oleoducto 30” Nuevo Teapa-Madero – Cadereyta • Oleoducto 24” Nuevo Teapa-Madero – Cadereyta • Las líneas de Salina Cruz.

Mantenimiento de terminales terrestres Durante el año 2008 se dio mantenimiento a 86 tanques de almacenamiento, en ejecución 29 tanques y en proceso licitatorio 82.

Calidad de combustibles Gasolina: Se concluyó el desarrollo de ingenierías básica y extendida y se inició el proceso de licitación para contratar el IPC (Ingeniería de detalle, Procura y Construcción) de Tula y Salamanca. Se han realizado estudios de preinversión que nos dan una definición del proyecto Clase III para las planta en límite de batería (ISBL, In Side Boundary Limit) y Clase IV para las plantas fuera del límite de batería (OSBL, Out Side Boundary Limit).

Diesel: Se seleccionó la tecnología para las plantas de diesel en las seis refinerías. En el caso de Cadereyta se encuentra en desarrollo la ingeniería básica extendida, para el resto de las refinerías se contratará en 2009. Se continuarán desarrollando estudios de preinversión que nos permitirán lograr el mismo grado de definición que en el caso de gasolinas para el año 2010.

En cuanto a los proyectos complementarios se concluyó la adecuación de la planta H-Oil a Hidrodesulfuradora de gasóleos de vacío en la refinería de Tula, actualmente se encuentra operando el tren 2 con capacidad de 25.6 Mbd (se tiene programado que a principios de este año inicie la operación del tren 1 para llegar a una capacidad de 50 Mbd), lo cual permite la producción de gasolina UBA. Se realizó el cambio de catalizador de la Hidrodesulfuradora de destilados Intermedios U-700-II de Cadereyta para la producción de Diesel UBA.

v. final


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

Se diseñó el modelo conceptual apoyado en la presentación que la Subdirección de Distribución realizó al Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) para la reorganización de Sectores de Ductos, Talleres de Mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación (SNR) y terminales marítimas (TM’s). Se realizan ajustes a la propuesta conforme a observaciones de la visita efectuada a la Subgerencia de Transporte por Ducto Sureste y los Sectores de Ductos Minatitlán y Salina Cruz. El diseño del modelo conceptual para reorganizar los talleres de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación se concluyó al 100 por ciento.

Racionalizar estructuras Conforme a programa, se cuenta con los elementos para llevar a cabo la definición y rediseño de estructuras homologadas en el Sistema Nacional de Refinación. Para la reorganización de talleres de mantenimiento en el SNR, se diseñó el modelo conceptual. Se refiere al programa de actividades interno para llevar a cabo la definición de estructuras homologadas en el Sistema Nacional de Refinación.

Se aplicó el modelo conceptual propuesto, reorganizando los Sectores de Ductos para el ámbito de confianza. La Dirección General de Pemex Refinación presentó la propuesta de estructura ocupacional del personal sindicalizado ante el C.E.G. del STPRM.

Se desarrolló modelo de estructura organizacional para las 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR’s) que se presentará al C.E.G. del STPRM.

Quedan pendientes las terminales marítimas (TM’s), donde se realizan ajustes a la propuesta conforme a observaciones del área operativa.

Desarrollo de personal Se ha evaluado en psicometría al 96% y en MAP al 88% del personal de confianza. Del Programa de Formación de Inspectores de Calidad para Laboratorios Móviles, se llevó a cabo la selección de 20 candidatos de conformidad con el Anexo 10 del Contrato Colectivo de Trabajo.

Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo. Se ha continuado la gestión de la cartera de proyectos en investigación y desarrollo del Organismo. Se ha diseñado un indicador de posicionamiento tecnológico y se establecieron las metas de mediano y largo plazo. Se encuentra en desarrollo la estrategia tecnológica de Pemex Refinación, alineada a la estrategia del negocio. La estrategia tecnológica del Organismo

v. final


servirá para consolidar la de Petróleos Mexicanos. El indicador de posicionamiento tecnológico que se refiere al grado de asimilación tecnológica que se tendrá a partir de: investigación básica, seguidor rápido, seguidor lento y/o comprador, ya se diseñó y se encuentra en proceso de comprobación. Las metas están sujetas a un proceso de aprobación al interior del Organismo, son tentativas y el programa de trabajo está sujeto a la definición de la estrategia.

Implementación del Sistema Pemex SSPA (Seguridad, Salud y Protección Ambiental)

Se continúa trabajando en la etapa de mejora y sustentabilidad, ampliando la cobertura hacia la implantación de los Subsistemas de Administración Ambiental, Subsistema de Administración de la Salud en el Trabajo y Subsistema de Administración de Seguridad de los Procesos.

De 2006 al 2008 se dieron 222 cursos de capacitación (SSPA-1, SSPA-2 e integridad mecánica y aseguramiento de calidad) y 9,910 días de asistencia técnica en todos los centros de trabajo y a todos los equipos de liderazgo. Se estima culminar su implantación en 2012.

Automatización y control de procesos El 21 de agosto se publicó la Licitación Pública Internacional para la “Ingeniería, suministro e instalación de un sólo SCADA, para implantarse en siete poliductos de la red nacional de Pemex Refinación”, el fallo se emitirá el mes de enero de 2009. Se estima culminar su instalación a finales de 2012.

Se cuenta con bases de usuario y licencias de software estandarizados del proyecto “Un solo Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA) de 25 actualizaciones”.

Para efecto de registro, se unieron los alcances de actualización y nuevos en un sólo proyecto integral de 28 SIMCOT / SICCI (Sistema de Medición, Control y Operación en Terminales / Sistema Integral de Control Contra Incendio).

Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos Se tiene una propuesta de estructura para fortalecer la función de proyectos de inversión en Pemex Refinación.

El Grupo de Trabajo de Inversiones de Pemex Refinación fue integrado y se encuentra operando desde abril de 2008.

v. final


Se trabaja con los diferentes proyectos en instrumentar los elementos y criterios del proceso FEL: equipo de trabajo, programa de ejecución, alcances integrales, costeo estandarizado y selección de contratista.

Los pasos faltantes para concretar la propuesta para fortalecer la función de proyectos son: mejorar las capacidades de organización interna de Pemex Refinación para la administración de proyectos, implementar los programas de capacitación necesaria para desarrollar las habilidades indispensables internas para la administración de proyectos y la definición e implementación del proceso institucional para el desarrollo de proyectos. Se estima culminar su implantación para finales del año 2012.

v. final



Periodo: Enero-diciembre 2008

No. del Indicador Indicador Unidades Objetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas% de Avance de cada

acciónValor del indicador

Desviación porcentual respecto al

máximo

Cumple la meta establecida*

1 83%2 45% min 1,2703 63% max 1,3004 95%1 83%2 45% min 653 63%4 95% max 66

20 60%7 42%8 100%9 100%

12 95%14 69%15 86%18 100%1916 100%20 80%16 100% min 020 60% max 9

7 Refinerías con proceso de coquización % 4 20 60% 33 0.0% Aceptable

min 0max 1

1 83%2 45%3 63% min 7.004 95%

13 76% max 7.3022 21%23 30%1 83%2 45% min 643 63%4 95% max 665 88%6 31%

13 76%

13 Ventas Premium UBA / Ventas totales de destilados % 19 16 100% 6.9 -14% Insuficiente

14 Ventas Magna UBA / Ventas totales de destilados % 19 16 100% 9.1 Sobresaliente

15 Ventas Diesel UBA / Ventas totales de destilados % 19 16 100% 3.9 30% Sobresaliente

7 42%8 100%9 100%

10 85%12 95%

Ducto % ductos 20 63 6.4% SobresalienteBuquetanque % B/T 20 30 -8.5% InsuficienteAutotanque % A/T 20 6 13.6% SobresalienteCarrotanque % C/T 20 1.0 1.3% Aceptable

17Días de autonomía en terminales críticas de gasolina

Días 20 10 85% 2.4 -4% Insuficiente

18 Días de autonomía en terminales críticas de diesel Días 20 10 85% 2.6 -13% Insuficiente

19 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 20 11 87% 5.2 4% Sobresaliente

20 Modernización de la flotilla de reparto local % 20 8 100% 62 0% Aceptable

21 Avance en modernización de Sistemas de medición % 21 22 21% 21 153% Sobresaliente

22 Emisiones de SOx t/Mt 22 21 90% 4.7 2% Insuficiente

* 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.

Meta2008

1.3%

-3.0% Insuficiente

Sobresaliente

Pemex Refinación

Mantener proceso de crudo en banda propuesta

Mantener rendimientos de gasolinas y destilados

1

2

Mbd

%

1, 6 1,261.0

Gasolinas UBA producido/ gasolina total producido 4%

1, 6

Costo de transporte

Productividad laboral en refinerías

2

3

76.4

$ / t-km

P.L.

Diesel UBA producido/ diesel total producido

Margen variable de refinación

Índice de Intensidad energética

Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

%

%

%

4

7

17

18

18

20

%

Rendimientos de destilados del crudo

3

4

5

6

9

10

11

12

Utilización por medio de transporte

Insuficiente

Sobresaliente

Sobresaliente

Aceptable

Insuficiente

Sobresaliente

Sobresaliente

Aceptable

0.1782

222.7

6.0

33

130.0

Aceptable

8.1%

1.6%

1.1%

8.0

0

75.6

3.0

≥ 59≥ 33≤ 7≥ 1

2.5

3.0

5.0

62.0

4.64

8.3

66.9

0.193

212.2

7.0

0.7

2.33

66.9

127.9

8 Índice de frecuencia de accidentes 5 21 78% 0.24

16 %

-68.0%

1.3%

-5%

17%

v. final


Causas de las desviaciones y acciones correctivas Mantener proceso de crudo en banda propuesta

Causas de desviación: Los factores más importantes que ocasionaron la reducción de proceso de crudo fueron: el paro total de la refinería de Salina Cruz por el sismo ocurrido en febrero de 2008; interrupción total de las operaciones en las refinerías de Tula y Salina Cruz por falla de servicios auxiliares en mayo y julio respectivamente, retraso en el desalojo de productos por factores climatológicos y cambio en retiro de combustóleo de CFE; calidad del crudo (alto contenido de agua y sales) y paros de plantas por mantenimientos no programados. Acciones correctivas o de mejora (24.C Cumplimiento efectivo de los programas de mantenimiento y desalojo programado de los productos de las refinerías, inicia y termina en 2009): Se coordina con CFE para lograr una demanda más estable. Los programas de mantenimiento y de desalojo de productos se refieren a los programas operativos establecidos en todas las refinerías, los beneficios son: cumplir con los programas operativos y optimizar la operación del Sistema Nacional de Refinación.

Costo de transporte

Causas de desviación: El costo promedio se incrementó principalmente por la reducción del movimiento de producto por transporte vía buquetanque, debido a la menor disponibilidad de este medio por el retraso en la entrada en operación de los nuevos buquetanques arrendados. Acciones correctivas (9. Modernizar el transporte marítimo, inició en 2008 y termina en 2012): Durante 2009 con la incorporación del 5° buquetanque se contará con la capacidad de transportación programada.

Margen variable de Refinación Causas de desviación: La reducción de márgenes es atribuible al efecto negativo de los precios por la inestabilidad que presentó el mercado petrolero internacional en 2008. Acciones correctivas o de mejora (1 a 4, 13 y 23, inició 2008 y termina en 2012): Se busca incrementar el margen mediante la mejora continua del rendimiento de destilados a través de incrementar la utilización de plantas productoras de destilados. Además se trabaja en mantener e incrementar el nivel de proceso de crudo. Sin embargo, el resultado de este indicador seguirá dependiendo en mayor medida del comportamiento de los precios de crudo y productos en el mercado internacional.

v. final


Ventas Premium UBA / Ventas totales de destilados

Causas de desviación: Reducción de la demanda de Pemex Premium por aumento de precios. La venta total de destilados del trimestre octubre-diciembre fue mayor en 2.4% a la del trimestre enero-marzo, mientras que la demanda de gasolina PEMEX Premium se redujo 21% entre dichos periodos. Acciones correctivas o de mejora La variación en este indicador esta vinculada a la política de precios que establece la SHCP.

Utilización por medio de transporte (Buquetanque)

Causas de desviación: Retraso en la recontratación de barcos por falta de oportunidad en la asignación de presupuesto de operación. Acciones correctivas o de mejora (9. Modernizar el transporte marítimo, inició en 2008 y termina en 2012): Se busca optimizar la utilización de la flota petrolera para cumplir con los programas operativos, para ello se solicitó y se obtuvieron los recursos presupuestales necesarios para la contratación de los barcos requeridos.

Días de autonomía en terminales críticas de Gasolina

Causas de desviación: Menores apoyos de transporte terrestre y retrasos en importaciones de productos. Acciones correctivas o de mejora (10 Almacenamiento de productos, inició en 2008 y termina en 2012): Se fortalecerá la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios en las terminales de almacenamiento y reparto. La estrategia para incrementar el nivel de inventarios, en términos generales, consiste en programar el nivel de existencias de las terminales críticas a máximo operativo, mediante mayores importaciones y maximización de flujos hacia el centro del país en forma anticipada a los periodos cíclicos de mayor demanda (por ejemplo: vacaciones, semana santa, diciembre).

Días de autonomía en terminales críticas de Diesel

Causas de desviación: Menores en el apoyo de transporte terrestre y retrasos en importaciones de productos.

v. final


Acciones correctivas o de mejora (10 Almacenamiento de productos, inició en 2008 y termina en 2012): Se fortalecerá la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios en las terminales de almacenamiento y reparto. La estrategia para incrementar el nivel de inventarios, en términos generales, consiste en programar el nivel de existencias de las terminales críticas a máximo operativo, mediante mayores importaciones y maximización de flujos hacia el centro del país en forma anticipada a los periodos cíclicos de mayor demanda (por ejemplo: vacaciones, semana santa, diciembre).

Emisiones de SOx

Causas de desviación: El ligero incremento registrado en las emisiones de SOx se explica, principalmente, por las reparaciones programadas y mantenimientos correctivos en diversos trenes de las unidades recuperadoras de azufre del SNR. Estos programas están orientados a atender los rezagos en la operación de las plantas de azufre para lograr el cumplimiento sostenido de las emisiones de azufre (NOM-148). Acciones correctivas o de mejora (21 Implantación del SSPA, Rehabilitación de plantas de azufre, inició en 2008 y termina en 2012): Se continuará con el programa para aumentar la confiabilidad de las plantas de azufre y cumplir con la normatividad ambiental.

v. final


3.C. Pemex Gas y Petroquímica Básica

A continuación se presenta un resumen de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-diciembre de 2008:

Incrementar la capacidad de recuperación de licuables en el CPG Burgos (Criogénicas 5 y 6)

La planta criogénica 5, entró en operación el 8 de diciembre de 2008, la planta criogénica 6, se encuentra en proceso de pruebas y arranque, se estima que entre en operación a finales de febrero de 2009.

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

Con esta acción Pemex Gas planea construir entre los años 2010 y 2014, tres plantas criogénicas en el área Poza Rica, con capacidad de 200 MMpcd cada una para procesar la oferta de gas húmedo del proyecto Aceite Terciario del Golfo. Al mes de diciembre, el proyecto para la construcción de la primera planta criogénica de 200 MMpcd en el CPG Poza Rica concluyó su primera etapa con la publicación de la convocatoria de licitación. Se tienen previstas las siguientes actividades durante el primer semestre de este año 2009.

o Se realizó visita de obra el 16 de enero 2009. o Se realizó junta de aclaraciones el 22 de enero 2009. o Apertura de propuesta técnica y económica el12 de marzo. o Fallo el 27 de marzo y firma del contrato el 17 de abril. o El inicio de los trabajos programado para el 4 de mayo 2009.

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

Esta acción esta prevista iniciar en 2009, consiste en ampliar la capacidad de procesamiento de la sección de fraccionamiento en 5Mbd, con fecha estimada de término diciembre de 2011. La acción está ligada a la disponibilidad de gas, y la meta podría modificarse en la medida en que ésta cambie. En el primer trimestre de 2009, la Dirección Corporativa de Inversiones y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) revisará las bases de usuario, para elaborar posteriormente el costo estimado del proyecto.

v. final


Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex Este proyecto, tiene como fecha de inicio julio de 2009 y fecha estimada de término mayo de 2012, y considera la construcción de una planta de cogeneración de energía eléctrica de 300 MW, en el CPG Nuevo Pemex. De acuerdo a como ha evolucionado el proceso de licitación, donde ya se ha llegado a una tercera junta de aclaraciones, se espera que el fallo de asignación, de no haber más aclaraciones y/o observaciones, se de en el mes de julio del año corriente. Dentro de las actividades realizadas destacan: Se iniciaron las juntas de aclaraciones con los inversionistas participantes. En noviembre se entregaron las respuestas a la primera Junta de Aclaraciones. La segunda junta de aclaraciones se programó para enero de 2009, mientras que la respuesta se deberá entregar en febrero del mismo año. PGPB y CFE, desarrollaron durante el 2008, la ingeniería básica y las bases de diseño de las propuestas concursales. Las actividades relacionadas con la segunda junta de aclaraciones y las evaluaciones técnicas y económicas se desarrollarán durante 2009. Se encuentra en proceso de elaboración el nuevo convenio específico entre PGPB y CFE, donde se incluyen los rubros correspondientes a 2009.

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

Concluyó la construcción de la estación Emiliano Zapata y entró en operación en octubre de 2008, con lo que se alcanzó la meta programada. No se reporta seguimiento a la estación de compresión Chávez ya que se construye por un tercero y pertenece a CFE. Para la estación de Compresión el Cabrito se concluyeron las bases de concurso para la Ingeniería, Procura y Construcción. En la estación Santa Catarina se están realizando las actividades para la repotenciación de 2 turbocompresores, la cual inició trabajos de revisión mecánica en noviembre de 2008.

v. final


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

El libramiento de Jalapa cuenta con la tubería en sitio y con 90% de las aprobaciones para el uso de los derechos de vía, y actualmente se encuentra en revisión el proceso de concurso. Durante el proceso de licitación para la construcción del libramiento de Jalapa, la empresa que ganó fue CONDUX, S. A. de C. V. Sin embargo, no ha iniciado actividades por inconformidad de una de las empresas participantes. Con fecha 9 de diciembre de 2008, el Órgano Interno de Control en Pemex Gas suspendió el proceso y, en tanto no se emita la resolución, el contrato se encuentra totalmente suspendido. En la construcción del libramiento de Morelia, la obra presenta un avance de 92%. Para el libramiento el Durazno en Guanajuato, se prepara cierre administrativo y finiquito.

Mantenimiento integral al gasoducto 24” Reynosa –Chihuahua El contrato se encuentra en ejecución; a finales de septiembre, un atoramiento del equipo de detección ocasionó un retraso en el programa de corridas con equipo instrumentado. Este proyecto, inicio en enero de 2008 y tiene fecha estimada de término diciembre de 2009.

Rehabilitar el gasoducto 24” Valtierrilla-Lazaro Cardenas El contrato de mantenimiento integral y rehabilitación de este ducto, se encuentra en ejecución con un avance del 80%.

Actualmente están pendientes los trabajos en el lago Cuitzeo, se realizaron los trámites de permisos con CNA y SEMARNAT.

Este proyecto, inicio en enero de 2008 y tiene fecha estimada de término diciembre de 2009.

v. final


Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango Contrato finiquitado.

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

Al término del tercer trimestre, se concluyó el primer borrador con las cláusulas de nominación y de oferta de Pemex Gas, así como el desarrollo de las cláusulas financieras de los términos y condiciones.

Durante el cuarto trimestre se realizaron las siguientes actividades:

En la propuesta de mecanismos de términos y condiciones para ventas de primera mano de Gas LP, así como de condiciones generales para prestación de servicios, se recibieron comentarios de la autoridad. Con las aclaraciones respectivas se entregó una segunda versión.

En la implementación de los mecanismos para cumplir con la Directiva de Precios de Gas LP, se desarrollaron los modelos de los precios y se prepara información relativa a la autorización por parte de la CRE, en los componentes de costo logístico y de internación.

En cumplimiento a las disposiciones del Reglamento, el 4 de agosto de 2008 mediante oficio OAG/GJGPB-726/2008, Pemex Gas entregó, en tiempo y forma, la propuesta de los TYCVPM y sus anexos, los cuales incluyen los Lineamientos Operativos sobre Condiciones Financieras y Suspensión de Entregas (LOCFSE), cumpliendo así cabalmente con la obligación establecida al Organismo por el Reglamento. Sin perjuicio de lo anterior, y a petición de la CRE se sostuvieron diferentes reuniones de trabajo para clarificar aspectos de la propuesta presentada por Pemex Gas, a la cual se realizaron precisiones e incorporaciones al texto y a los anexos, resultando una nueva versión revisada de Términos y Condiciones que fue entregada en la CRE el 27 de noviembre de 2008 a través de oficio OAG/GJGPB-1213/2008, a excepción del anexo de los LOCFSE, mismo cuya versión revisada será entregada durante la presente semana (23 al 27 de febrero).

v. final


Diversificar el portafolio comercial de importación/exportación de gas natural

Esta acción se dirige a ampliar la cartera de clientes y proveedores de Pemex Gas en los Estados Unidos y así lograr una mayor flexibilidad en las operaciones de comercio exterior. Todo el año se negociaron descuentos en opciones para Comisión Federal de Electricidad, incluyendo almacenamiento para los mercados del Oeste de la Unión Americana. Se firmaron los contratos comerciales referentes al Joint Venture; el paquete de entrega al consulado americano está listo; falta la firma y entrega de la información. El swap Internacional representó a diciembre el 36% de las utilidades operativas de Mex Gas Internacional (MGI) La capacidad contratada de almacenamiento nos ha brindado mayor flexibilidad para enfrentar las operaciones no programadas. Durante diciembre este servicio fue indispensable para manejar el empaque óptimo del sistema nacional de gasoductos.

Recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional

Se realizó una nueva solicitud a la Secretaría de Hacienda, considerando el diferencial de precios como un costo de operación; hasta el momento en espera de su aprobación.

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

En el proceso de comercialización de gas natural y transporte se realizaron mejoras en la creación y modificación de las nominaciones, la optimización de programas de asignaciones, balance cruzado entre clientes del mismo grupo, penalizaciones y descuentos al control de inventarios; asimismo, se optimizaron los programas de asignación de transporte, con el fin de evitar retrasos en el cierre de operaciones.

A diciembre las mejoras de aplicaciones de TI para comercialización de gas natural y gas licuado son: Con respecto al gas licuado, se automatizó vía SAP la orden de embarque, se realizaron mejoras al proceso de administración de pagos, se activó la

v. final


nominación de clientes de petroquímicos básicos en portal, se hicieron mejoras en portal para distribuidores y en tiempos de respuesta de búsqueda de pedidos. Se terminó el desarrollo de nueva funcionalidad para control de inventarios de naftas. Con respecto al gas natural, se han realizado mejoras a los procesos en cuanto a optimización en la creación y modificación de las nominaciones y en programas de asignaciones, balance cruzado, penalizaciones, descuentos y en la asignación de transporte con el fin evitar retrasos en el cierre

Modernizar redes contra incendio en los CPGs Nuevo Pemex y Cd. Pemex

Continúan en proceso de construcción con un avance global del 30%.

Se realizan trabajos de excavación, colocación de plantillas, acondicionamiento de zanjas con relleno de arena y demolición de banqueta. Además, se trabaja en el tendido de la tubería de 20”.

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

Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex Se concluyeron las reingenierías de proceso y detalle para la modernización de los sistemas de desfogues de los Centros Procesadores: Cactus, Nuevo Pemex y Área Coatzacoalcos tipo IPC.

Proyectos en definición de suficiencia presupuestal para realizar la obra.

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

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

Para los Sistema de Administración y Control de Acceso (SAYCA) en los Centros procesadores de Gas Poza Rica, Reynosa-Burgos, Coatzacoalcos, Arenque y Oficinas Centrales de PGPB, se concluyó la instalación en noviembre de 2008. En enero de 2009, los centros de trabajo iniciarán el proceso gradual de implantación de los sistemas.

v. final


Por otra parte, se realizó un estudio de “Diagnóstico y especificación de medidas de seguridad física en los Complejos Procesadores de la Subdirección de Producción, mediante convenio N° GCOOS-008/08 con el Instituto Tecnológico de Coatzacoalcos, con la finalidad de iniciar el programa de inversiones en seguridad física 2009-2011.

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

Mejorar la programación operativa de corto plazo Dentro de las acciones para mejorar la planeación operativa de corto plazo, PGPB elaboró los programas operativos trimestrales ajustados, con respecto a la oferta de gas y condensados de PEP.

Para 2009 las acciones de mejora están orientadas a mejorar conjuntamente con PEP, los programas anuales y trimestrales.

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

Dentro de las acciones que Petróleos Mexicanos tiene previsto instrumentar para atender los compromisos de la Reforma Energética, se contempla crear un Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP), el cual incluye la implementación de la metodología FEL.

Reducir costos de suministro de bienes y servicios Se está desarrollando un esquema para contratar directamente con el fabricante o dueño de la tecnología, o quien posea los derechos exclusivos. Para implementar un mecanismo de colaboración y relación con los proveedores, se consideraron las siguientes actividades. Capacitación a las líneas de negocio y las áreas de contratación. Se celebraron nueve cursos para atender a todas las líneas de negocio; cinco en Oficinas Centrales y cuatro en Gerencias Regionales de Administración y Finanzas. Se establecieron convenios de colaboración con las líneas de negocio para optimizar la contratación del suministro, incluyendo compromisos de homologación de especificaciones de bienes y servicios. Se estableció una

v. final


estrategia de contratación, abastecimiento y consolidaciones de requerimientos. Sistematización de los procedimientos de contratación. A la fecha que se informa, se cuenta con el módulo de recepción de requerimientos y se trabaja junto con el centro de competencia en el segundo modulo (condiciones generales de contratación), el cual se encuentra muy avanzado tanto en obras como en adquisiciones.

Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO). Se cumplió con los programas establecidos para la implantación de 38 medidas de prevención.

Implementar el programa del ciclo de vida laboral. Esta acción consta de tres fases. La fase I determinará la cobertura de ocupación de los puestos claves de acuerdo al perfil requerido de los trabajadores. También considera la elaboración de planes individuales de desarrollo, incluyendo planes de sucesión para personal que ocupa puestos clave. A diciembre se realizaron 509 perfiles de puestos de un total de 512 trabajadores que ocupan puestos clave. Durante el 2008, el promedio del grado de cobertura del perfil de puesto de los trabajadores que ocupan puestos clave es 85.7%. Este valor es resultado de la evaluación realizada a 439 trabajadores de un total de 512. La realización de las fases II y III está pendiente de definición por la Dirección Corporativa de Administración. Asimismo, se continúan los trabajos de evaluación de los trabajadores en la oficina de la Dirección General, y de actualización en la SGLPB y en la Subdirección de Ductos

v. final



Periodo: Enero-diciembre de 2008



relacionadas% de

Avance Valor del

indicador(4)


máximo

Cumplimiento*

1 98% 76.0 min 77 Insuficiente2 10% max 80

19 50% 388.8 min 37620 60% max 40021 95%7 40% 0.53 < 18 80%9 99%

14 31%16 21%

4 9%10 37% 18.6 min 17.111 87% max 18.512 21%

1 98% min 2.52 10% max 3.03 8%4 9%

19 50%1 98% min 94.92 10% max 96.43 8%

5 34%6 80%7 40% min 0.148 80% max 0.179 100%

13 86%10 37% min 2.6813 86% max 3.00

14 31% < 115 13%

4 9% min 5.114 31% max 6.0

1 98% min 3,5022 10% max 3,7653 8%

Capacidad criogénica utilizada1 %

2 Productividad laboral MMBtue/día/plaza ocupada

3

Sobresaliente

4 Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue

Índice de frecuencia de accidentes Número

Aceptable-47%

Meta2008

-5%

5

-3% Aceptable

1%

Aceptable-2%2.9

22

6 Recuperación de propano en CPG %

7

5 Gastos de operación por energía producida $/MMBtue

0.16

23

-6% Aceptable

96.3 0% Aceptable

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco(3) $/MMpc-km 25

2.60 -13% Sobresaliente

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP(3) $/Mb-km 25

0 -100% Aceptable9 Pérdidas de hidrocarburos

por fugas y derrames MM$/mes26

6.1 2% Insuficiente10 Autoconsumos de gas %

26

3,461 -8% InsuficienteMMpcd

2311 Producción de gas seco

Pemex Gas y Petroquímica Básica

1

3

v. final





relacionadas% de

Avance Valor del

indicador(4)


máximo

Cumplimiento*

1 98% min 1922 10% max 2073 8%

1 98% min 1172 10% max 1263 8%

1 98% min 702 10% max 883 8%

5 34% 80.5 min 82.86 80% max 92.37 40%8 80%9 100%

13 86%5 34% 465,460 465,4606 80%7 40%8 80%9 100%

13 86%1 98%2 10% 5,600 5,6003 8%

1 98% min 83.52 10% max 84.33 8%

1 98% min 81

2 10% max 86

19 50% 1.71 min 2.85

20 60% max 3.00

21 95%4 9% 1,714 min 2,218

10 37% max 2,30711 87%12 21%

1 98% 41.40 < 342 10%3 8%

1 98% 0.84 min 0.82 10% max 0.93 8%4 9%

19 50%1 98% 44.4 min 442 10% max 473 8%4 9%

19 50%1 98% 28.5 min 272 10% max 293 8%4 9%

19 50%1 98% 18.1 min 192 10% max 203 8%4 9%

19 50%

Insuficiente

Meta2008

Insuficiente182.4 -12%

Mbd

-7.1% Aceptable

13 Producción de etano Mbd23

-16% Aceptable

14 Producción de gasolinas (naftas) Mbd

23

-13%

15 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 25

0% Aceptable

16 Capacidad instalada de compresión HP 25

0% Aceptable17

Capacidad instalada de recuperación de licuables(1)

MMpcd23

-7% Insuficiente18 UpTime criogénicas % 23

7% Sobresaliente19

Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de inversión

%

1

-43% Sobresaliente20 Índice de personal $/MMBtue

producidos 3

-26% Sobresaliente

21 Costos de operación por CPG

$/MMpc producidos

7

22% Insuficiente22 Emisiones de SO2 a la

atmósfera(2)

Kg de S02/Tn de S°

procesado23

-6% AceptableProducción de gas seco por unidad procesada

MMpcd/MMpcd de carga 22

-6% Aceptable

24 Producción de gas licuado por unidad procesada

Bpd/MMpcd de carga 22

-2% Aceptable

25 Producción de etano por unidad procesada



-10% Insuficiente


87

78.7

74.3

117.1

12 Producción de gas licuado23

23

26 Producción de gasolinas por unidad procesada

v. final





relacionadas% de

Avance Valor del

indicador(4)


máximo

Cumplimiento*

1 98% 103.70 min 1002 10% max 1253 8%4 9%5 34%6 80%7 40%8 80%9 100%1 98% 100 1002 10%

18 0%

5 34% 6.9 min 06 80% max 57 40%8 80%9 100%

13 86%17 100%

24 13 86% 1 < 6

* En base a las metas establecidas por SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En casoque el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por arriba de lmeta máxima se considera sobresaliente

Comentarios:Se señala que las metas de los indicadores presentan desviaciónes con respecto a los valores reales, debido a la incertidumbre de los escenarios de la oferta en gas y condensados. Por lo anterior, las metas se deberán actualizar cada año.Se señala que estos indicadores no presentaran variaciones significativas en los periodos de evaluación trimestral, ya que estan basados en iniciativas de largo plazo 10 años.El porciento de avance en las acciones se actualizó a diciembre de 2008.

Nota:1.-El indicador alcanzará el valor de la meta con la entrada en operación de las criogénicas 6 de Burgos.Nota:2.-En este indicador PGPB estableció una meta que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003

de <51 kg de SO2/t de azufreNota 3.-Las nuevas metas 2009 se incrementan respecto a las anteriormente calculadas, para incluir tres nuevas cuentas, que en su conjunto representan

un monto de 342 MM$ ó el 13%. Estos nuevos rubros son el gas combustible utilizado en compresión, bombeo y las quemas, mermas, desfogues y venteos.Nota 4.-El valor reportado de los indicadores para el periodo enero diciembre 2008, son valores preliminares de la Base de Datos Institucional

de PGPB,ya que los tiempos de cierre definitivo de la información operativa se realizará el 30 de enero de 2009

Meta2008

40%

2

Aceptable

Aceptable-17%


Aceptable-83%

39%

30 Inyecciones de gas natural al SNG fuera de norma Eventos/Mes

29

Insuficiente

6% de desviación del programa POT1 %

28Cumplimientos de los proyectos de plantas criogénicas

%

27 Costo real/Costo estimado de proyectos %

v. final


Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas De los 30 indicadores reportados en programa, nueve resultaron insuficiente con respecto a la meta, de los cuales, siete tienen como causa común, la menor disponibilidad de materia prima (gas húmedo y condensados). Indicadores insuficientes por falta de materia prima:

Capacidad criogénica utilizada Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta en -1.2%.

Producción de gas seco

Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta en -8%, alcanzando 3,461 mmpcd de 3,502 mmpcd considerado como meta mínima.

Producción de gas licuado

Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta en -12%, alcanzando 182.4 mbd de los 192 mbd considerado como meta mínima.

Producción de gasolinas por unidad procesada Causas de desviación: para el periodo de análisis, este indicador se ubicó por debajo de la meta, al recibirse 26 Mbd menos de condensados amargos.

% de desviación del programa POT-I

Causas de desviación: el programa POT I presentó un cumplimiento de 93.1% con respecto al gas húmedo procesado. El suministro de gas disminuyo en 318 MMpcd.

Uptime sistema nacional de gasoductos Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta, debido en 6.9% con respecto a lo programado en el POT-I.

Uptime de criogénicas Causas de desviación: Este indicador se ubicó 7 puntos por debajo de la meta de 84.3%, quedando en 78.7%.

v. final


Acciones correctivas o de mejora:

Para corregir las desviaciones de estos indicadores, Pemex Gas ha implementado dos acciones específicas:

o Incrementar las importaciones de gas seco y gas licuado para satisfacer la demanda nacional.

o Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con

Pemex Exploración y Producción, en relación a oferta de gas y condensados.

Acciones correctivas o de mejora: La producción de gas LP esta ligada a dos indicadores de eficiencia, el primero corresponde a la oferta de gas y condensados de PEP que forma parte del POT I, el segundo indicador se relaciona con la eficiencia de recuperación de propano y es responsabilidad directa de Pemex Gas. El indicador de eficiencia se ha cumplido en forma sobresaliente, sin embargo el indicador de la oferta de gas y condensado se ha calificado como insuficiente puesto que no se ha cumplido el POT I. Pemex Gas inició en 2008 gestiones a través de la Dirección Corporativa de Operaciones para que en forma conjunta con PEP, se desarrollara con mayor certidumbre la oferta de gas y condensados que conforman el POT I. Esta acción se vio reflejada en la elaboración del POTI 2009 que concluyó en diciembre pasado, el cual refleja con mayor aproximación el comportamiento esperado de la oferta de gas y condensados.

Otros indicadores insuficientes.

Autoconsumo de gas. Causas de desviación: este indicador se desvió ligeramente de la meta, debido a que en 2008 se incluyeron consumos de gas combustible no asociados al proceso.

Acciones correctivas o de mejora: Para 2009 se cambiará el cálculo de autoconsumo de gas combustible, el cual no incluirá los consumos

v. final


de gas combustible de la planta NRU de Cd Pemex y los de generación de energía eléctrica para porteo.

• Emisiones de SO2 a la atmósfera

Causas de desviación: Este indicador registró un valor de 41.4 kg de SO2/t de azufre (S) procesado que resulta mayor que la meta de 34 kg de SO2/t de azufre como máximo. Acciones correctivas o de mejora: En este caso PGPB estableció una meta que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003 de <51 kg de SO2/t de azufre. Pemex Gas y Petroquímica Básica propondrá de forma oficial, el ajuste de la meta de este indicador, al valor recomendado por la Norma Oficial para el periodo 2009-2012.

v. final


3.D. Pemex Petroquímica

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

Se presenta a continuación un resumen de la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-diciembre de 2008:

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

Dentro de la cartera de inversión se tiene en ejecución el proyecto estratégico para la ampliación de la capacidad de producción a 280 MTA de la planta de óxido de etileno (1ª etapa) en el Complejo Petroquímico Morelos, presentando una variación del 1% en el periodo enero-diciembre con respecto a la inversión programada en flujo de efectivo en el mismo periodo. El proyecto de ampliación tiene un avance físico del 76% al mes de diciembre y se estima que concluirá en el primer semestre de 2009. Con respecto a la modernización y ampliación del tren de aromáticos I en el C.P. Cangrejera, La Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, ha dado inicio a la fase de licitación de este proyecto, encontrándose actualmente en la etapa de junta de aclaraciones con el IPC I. Asimismo, se continúa con el análisis del sistema de almacenamiento, manejo de productos y comercialización conforme a la estrategia del proyecto. Las expansiones de las plantas óxido de etileno (Etapa II), polietileno (Asahi), estireno y etileno Morelos están temporalmente suspendidas, esperando las definiciones de los inversionistas interesados en el proyecto Etileno XXI.

Productividad del personal La productividad laboral al cuarto trimestre de 2008, se ha visto impactada por la aplicación de las estructuras de plazas sindicalizadas definitivas en los Complejos Petroquímicos Cangrejera, Morelos y Pajaritos. Por otra parte, se mantienen en revisión por parte del sindicato, la aplicación de los convenios para la cancelación de plazas en las plantas fuera de operación.

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.

v. final


El uso de los Estándares de Consumo de Materia Prima y Energía, ha permitido mantener un estricto control operativo, lo cual propicia que las operaciones se orienten hacia la mejor práctica alcanzada por la propia operación de cada planta de proceso, de forma que se logren desempeños competitivos, derivado de esto la eficiencia operativa de las plantas, observa una tendencia ligeramente superior a lo pactado al cuarto trimestre.

Cadena de valor En el período enero-diciembre de 2008, se alcanzó la producción total de 13 millones 164 mil toneladas (incluye petrolíferos), cifra superior en 5 por ciento con respecto al mismo periodo del año anterior y 7% inferior a las programadas en el POT I.

DDeerriivvaaddooss ddeell MMeettaannoo

La producción alcanzó un volumen superior en 18 por ciento con respecto al 2007, debido a que en este período se han mantenido operando dos plantas de Amoníaco en forma continua. Con respecto al POT I, se logró una producción menor en 1%.

DDeerriivvaaddooss ddeell EEttaannoo

El volumen de producción con respecto al mismo periodo del año anterior resultó ser similar, principalmente por menor producción de cloruro de vinilo y mayor producción de óxido de etileno y polietileno lineal de baja densidad de la planta Swing. Con respecto al POT I, la producción de los derivados del etano se vio disminuida en 18% por prolongarse el mantenimiento mayor de la planta de etileno Cangrejera en el periodo octubre-diciembre de 2008.

AArroommááttiiccooss yy DDeerriivvaaddooss

El volumen de productos aromáticos resultó superior en 1 por ciento contra el mismo periodo del año anterior y 26% menor con respecto al POT I principalmente por el desfase en la entrada de la isomerizadora de pentanos. No se cuenta con producción de paraxileno y ortoxileno desde el 19 de agosto de 2008 hasta que las condiciones de mercado muestren una mejoría.

Gestión Operativa El 2008 ha sido un año difícil por los reducidos márgenes de sus derivados que se agudiza por la situación económica mundial, por este motivo se ha tenido que ajustar el nivel de utilización de capacidad de las plantas en Pemex Petroquímica.

v. final


En este periodo, los precios de nuestros productos, que han aumentado conforme a los precios del crudo y las naftas, motivaron a nuestro cliente Petrocel adelantar su finiquito del contrato lo que permitió, a partir del tercer trimestre y hasta la fecha, un cambio en el esquema operativo del tren de aromáticos. El cambio implicó la salida de operación de manera indefinida y hasta que el mercado lo permita de la planta de cristalización de paraxileno el 19 de agosto, dejando de producir paraxileno y ortoxileno e incrementando el volumen disponible a ventas de hidrocarburos de alto octano y gasolinas que se suministran a Pemex Refinación para su pool de gasolinas.

Satisfacción al cliente A través de la reunión semanal con el equipo directivo se da seguimiento al avance del cumplimiento del programa de ventas en forma sistemática. Se mide el cumplimiento del programa en forma mensual, por medio del “Índice de atención a clientes”. En el periodo enero – diciembre, el índice de atención a clientes presenta un valor acumulado de 95.3%. El indicador de calidad (producto en especificación / producto entregado), tiene un valor acumulado al cierre de diciembre de 99.85%. A través del proceso de atención a quejas de los clientes, se realizan los análisis de las quejas, se identifican las causas raíz y se establecen acciones para reducir el incumplimiento que ocasionó la queja.

Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica

Al mes de Diciembre del 2008 el índice de frecuencia de accidentes del Organismo se ubica en 0.80, lo anterior como resultado de los accidentes ocurridos en Pajaritos, Morelos y Cangrejera, concluyéndose con 28 accidentes en total. Acciones realizadas para la reducción de la accidentabilidad: Se continúa con la Campaña Permanente de Seguridad de Manos, (Programa de pláticas sobre el uso obligatorio de guantes, carteles, etc.). Al mes de diciembre de 2008, se tienen registrados ocho accidentes en manos, número superior en 25% con respecto al mismo periodo del año anterior. Del programa de capacitación interna en SSPA para el 2008, al mes de diciembre se han capacitado 4,169 trabajadores (sindicalizados y no sindicalizados), de

v. final


oficinas centrales y centros de trabajo. En total 12,537 trabajadores capacitados (2007-diciembre de 2008). Se continúa con la Implantación del Proyecto Pemex-SSPA en las 12 Mejores Prácticas, además de la implantación de los tres subsistemas, SASP, SAA y SAST. Se continúa con las reuniones de los ELSSPA en los Complejos y del ELSSPA-SO de la Subdirección de Operaciones, en las cuales se efectúa la rendición de cuentas de la implantación del Proyecto PEMEX–SSPA. Se llevan a cabo las Auditorías Efectivas en los Complejos, en las cuales se obtiene el IAS (Índice de Actos Seguros), que es un método cuantitativo que evalúa las prácticas y actitudes de los trabajadores. El equipo de Liderazgo de la Subdirección de Operaciones (ELSSPA-SO), efectúa Auditorías Efectivas a los Complejos, las cuales se han llevado a cabo en el C.P. Morelos, Cosoleacaque, Pajaritos y Cangrejera, conforme a programa. Cabe mencionar, que el contrato con DUPONT se concluyó en el mes de Noviembre de 2008.

v. final



Pemex Petroquímica Periodo: Enero-diciembre 2008



relacionadas% de Avance de

cada acciónValor del indicador


máximo Cumple la meta

establecida*

Aceptable

Nota 1

Nota 2

Aceptable

Aceptable

Aceptable

Aceptable

Aceptable

Aceptable

Insuficiente

Nota 1: Producción Programada en el POT I metas EVA 2008 Vs. la producción lograda (en el periodo enero-diciembre) para la planta Swing POT I Real Var. %

Planta Swing 239 184 -23% Menor producción a la programada (planta Swing) por menor suministro de etileno (28 días de mantto. adicional al programado en planta de etileno Cangrejera) Mantto. planta de etileno Cangrejera, POT I 2008: 08 sept-12 Oct 35 días Mantto. real planta de etileno Cangrejera: 20 oct-22 dic 63 días Nota 2: Diferencia entre el costo programado vs el ejercido enero-diciembre de 2008 (en flujo de efectivo) del proyecto de ampliación de Óxido de Etileno 1a etapa.

10%

560

0.014

14,200

95.0

95.0

1.00

6 na

3 na

4, 7 y 27 3 na

Aceptable

987

4 na

6, 7 y 27 5 na

527%

11, 2 y 7 na

1, 2 y 7 1 na

3 y 7 2 na

15 Emisiones de SOX t/Mt 0.0885 7 na

0.80 -20% Aceptable

14 Índice de frecuencia de accidentes índice 5 7 na

13 Producto en especificación / producto entregado %99.9 5%

27 y 28 6 na

27 y 28

-7%

12 Índice de atención a clientes %

95.3 0%

6, 7 y 27 311 Producción de petroquímicos Mt 13,164na

2,051 266% Insuficiente

10 Gasto de operación $/t

Insuficiente

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

7% n/a

4, 7 y 27 3 na

6, 7 y 27

-24%

4, 7 y 27 37 Factor de insumo gas natural - amoniaco 23.00

4.00 8 Factor de insumo nafta - aromáticos t/t

4.96

23.90na

1.32

-4%

6 Factor de insumo etano - etileno t/t

MMBtu/t

na

4, 7 y 27

-1% Aceptable

96.00

1.02

t/plaza ocupada

994

Aceptable

5 Factor de insumo etileno - polietilenos AD y BD t/t 1.01 1%

4, 7 y 27 3

%

%

0.7%

4 Eficiencia en el uso de materias primas y energía vs estándares tecnológicos %

100.00 4%

3 Índice de productividad laboral

Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto Diferencia entre costo observado en proyectos estratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos

1

2

Aceptable-29% 1%

23%

Meta2008

-2% 25%

30%

v. final


Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas • Emisiones de SOx Causas de desviación: Las desviaciones en el indicador de emisiones de SOx se deben principalmente a la utilización de combustóleo para la generación de energía eléctrica en los C.P. Morelos e Independencia a lo largo del año. Acciones correctivas o de mejora: Se tiene considerado el aprovechamiento de combustibles alternos cuando su utilización represente un incremento en la rentabilidad de los procesos, siempre y cuando no se incremente de manera importante la emisión de SOX, por lo que se ajusta la meta para 2009. • Factor de insumo nafta – aromáticos Causas de desviación: Este indicador resultó afectado debido al cambio de orientación del complejo de aromáticos a gasolinas, como resultado del cierre de la planta cristalizadora de paraxileno en agosto de 2008. Acciones correctivas o de mejora: Dado que el esquema de operación seguirá orientado a la producción de gasolinas, será necesario ajustar los valores de las metas de este indicador para 2009 y reflejar las nuevas condiciones de operación. • Gasto de operación Causas de desviación: En lo que respecta al indicador de gasto de operación, éste presenta una desviación muy superior a la meta de gasto establecida. Lo anterior es debido a que la meta para el 2008 fue programada de acuerdo al presupuesto adecuado I, con un nivel de gasto muy inferior a los requeridos para cumplir con los programas de producción y comercialización. Si comparamos este indicador con el presupuesto del adecuado V la desviación estaría dentro del rango aceptable. Cabe mencionar que el adecuado V 2008 refleja un nivel de gasto similar al que se pudiera esperar para el cierre de 2008. Acciones correctivas o de mejora: Contar desde principios del 2009 con el presupuesto requerido por Pemex Petroquímica para gastos de operación.

v. final


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

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

Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos

Se trabaja en el análisis de los elementos relacionados con la Planeación Estratégica de la empresa que se incorporaron en la Reforma Energética, para determinar aquéllos que deban ser incluidos en el documento de Bases.

Mejorar la planeación y programación de corto plazo El horizonte del Programa de Operación Anual (POA) se adecuo para tener programas de operación Trianuales con visión mensual los primeros 24 meses y anual el tercer año. Desde septiembre del 2008 se integró el POT-IV con visión de 12 meses móvil.

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

Se conformó el Grupo de Liderazgo y el Grupo Directivo para la implementación del Sistema y la definición de las bases del proceso de gestión de proyectos.

v. final


Se asignaron las funciones del Grupo de Liderazgo y del Grupo Directivo a través de acuerdos de asignación de responsabilidades. Se elaboró la documentación de la Fase de Diseño y Acreditación del Sistema. Se ha difundido el Sistema en presentaciones al personal directivo de PEMEX.

Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos En lo que se refiere a esta actividad, a la fecha se está trabajando en definir el esquema que se aplicaría en Petróleos Mexicanos considerando lo que la Comisión Federal de Electricidad instrumentó para modificar su sistema de pensiones. Una vez hecho esto, se definiría la estrategia de implementación que estará lista hacia el inicio del año 2009.

Acción Objetivos

relacionados % de Avance

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

29 95.3 %

2.Mejorar la planeación y programación de corto plazo

29 100 %

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

29 62 % De la primera etapa de

implementación

4.Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

30 0 %

5.Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

30 Actividad continua

v. final


Gestión de Servicios Médicos

Mejorar la calidad de atención a la salud

La Esperanza de Vida al Nacer es un indicador que expresa, en qué grado fue exitoso o no, el resultado de toda una serie de acciones tendientes a conservar la salud, a restaurarla cuando ésta se pierde y/o aún a paliarla al retrasar la muerte como un hecho irremediable e inevitable.

Tanto los actos médicos preventivos como la vacunación, la promoción y educación para la salud, la detección temprana de enfermedades infecto contagiosas ó crónicas, el control de la fauna nociva, el saneamiento del medio ambiente y conservarlo libre de tóxicos como el humo de tabaco y de gérmenes ; como los actos médicos correctivos como la consulta, la cirugía ó la rehabilitación, contribuyen a que un grupo de personas alcancen mayor esperanza de vida al nacer, es decir, que tengan una mayor expectativa de vida.

En el caso de los trabajadores y derechohabientes de Petróleos Mexicanos, se ha logrado que la Esperanza de Vida alcance los 80 años, siendo 4 años mayor que el promedio de la población mexicana que se ubica en los 76 años. El avance alcanzado es pues un indicador comparable con países desarrollados como Francia y Alemania.

Mejorar los tiempos de espera de la consulta externa

El desarrollo de los sistemas informáticos SIAH, aplicados a los principales procesos de atención médica, asociados a la mejora de procesos, ha permitido mejorar el control de citas, agilizar la atención y el cumplimiento del tiempo e espera dentro de los estándares establecidos.

Mejora del surtimiento de medicamentos El desarrollo de los sistemas informáticos SIAF, aunado al funcionamiento de los grupos multidisciplinarios de mejora de la prescripción medica, ha permitido mejorar el surtimiento de medicamentos al paciente.

v. final


Mejora de la calidad en la atención al cliente El establecimiento del Modelo de Gestión de Calidad, en las Unidades Médicas, así como evaluación de la gestión operativa son herramientas, que permiten incrementar la satisfacción del cliente.

Mantener el indicador mínimo para Mortalidad Materna Directa Por su trascendencia en la salud de la mujer trabajadora y derechohabiente, la Mortalidad Materna Directa tiene importancia estratégica ya que se encuentra íntimamente vinculada con la cobertura, calidad y accesibilidad a la atención integral a la salud, de responsabilidad de los servicios de salud. La salud de la mujer es insoslayable, convirtiéndose en una preocupación prioritaria para los Servicios de Salud de Petróleos Mexicanos, que plantean una serie de acciones médicas y preventivas tendientes a erradicar las muertes maternas y mantener el indicador por debajo del nacional, registrándose hasta el momento 2 muertes por esta causa, siendo resultado de las acciones médicas conjuntas..

Gestión de Servicios Médicos

Periodo: Enero-diciembre 2008



relacionadas

% de Avance de

cada acción

Valor del indicador


máximo

Cumplimiento*

min 80.0max 80.1min 11max 15min 97.1max 97.5min 90max 94min 0.02max 0.04

(2) Llevar el control a través del sistema, del indicador establecido

Pemex Corporativo

Meta2008

1 Esperanza de Vida al nacer (1) años 31 6 98% 80 0% Aceptable

2 Tiempo de Espera en Primer Nivel Minutos 31 7 100 15 0% Aceptable

3 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 31 8 100 97.1 0% Aceptable

4 Porcentaje de Satisfaccion al Cliente Porcentaje 31

Aceptable

9 100 90 -4%

* NOTAS: Los indicadores (No. 1 y 5) son para evaluación anual. Respecto a 1) Esperanza de Vida, se registra en años. En el caso de la 2) Mortalidad Materna Directa, se debe considerar que para el reporte de resultados y el cálculo de meta 2008, la unidad de medida se hizo en base a 100 nacidos vivos. Por lo anterior, la Meta y el Avance Anual, expresan el número de casos (muertes maternas directas) con relación porcentual a los nacimientos.Se hace la aclaración de que, con fines de comparación y benchmarking nacional con Instituciones del Sector Salud y Paises desarrollados respectivamente, se registra en éste periodo para Petróleos Mexicanos una Tasa de Mortalidad Materna Directa de 42 por 100,000 NV, dado que en éste año 2008, se registraron 2 fallecimientos y 4,739 nacimientos.

Aceptable

5 Mortalidad Materna Directa (2) 100 nacidos vivos 31 10 91% 0.04 0%

) Evaluación anual del calculo actuarial de población, tasa de mortalidad, probabilidad de morir en el periodo y total de años vividos por la població

* Con base a las metas establecidas por la SSA, para Esperanza de Vida: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Insuficiente”. En caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Sobresaliente”. En el caso de Mortalidad Materna Directa será: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Sobresaliente”. En el caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Insuficiente”.

* Para los indicadores de Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos y de Porcentaje de Satisfacción al Cliente, 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".

* En el caso del indicador Tiempo de Espera en Primer Nivel será: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Sobresaliente”. En el caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Insuficiente”

v. final


4. Anexos

4.A. Indicadores y metas De conformidad con los lineamientos publicados por SENER el 3 de junio de 2008, en los cuáles se da la facultad a Pemex de proponer un ajuste de metas por motivos presupuestales, fortuitos o de fuerza mayor, a continuación se enlistan las metas 2009 ajustadas, con la justificación correspondiente en la siguiente sección (4.B). Asimismo, se proponen metas trimestrales en 2009 para contar con una referencia que permita dar un seguimiento al cumplimiento de las mismas a lo largo del año.


Objetivo relacionado Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007

1 Mín 3,371 3,383 3,333 3,256 3,082Máx

1 Mín 3,358 3,366 3,309 3,244 3,048Máx

1 Mín 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058Máx

1 Mín 4,590 4,776 4,924 5,342 5,622Máx

2, 9 Mín 8.56 14.56 10.64 9.28 9.94Máx

2, 9 Mín 3.78 3.92 4.62 4.37 4.85Máx

2, 15 Mín N/D N/D 0.40 0.50 0.66Máx

2 Mín 1,030.7 1,094.5 1,217.3 1,330.3 1,411.8Máx

3 Mín 45.0 46.1 44.8 44.6 44.0Máx

4 Mín 1.9 2.4 2.6 6.0 8.2Máx

5 Mín 0.7 0.6 0.4 0.3 0.3Máx

5 Mín 2.9 4.0 3.4 2.6 3.3Máx

6 Mín 3 6Máx

7 Mín 426.6 561.0 716.3 857.7 912.3Máx

8 Mín 25.5 22.7 26.4 41.0 50.3Máx

8 Mín 44.7 56.9 59.2 59.7 65.7Máx

10 Mín 23.7 24.4 25.0 25.1 25.6Máx

11 Mín 47 35 49 41 49Máx

12 Mín 1.45 1.78 2.06 2.20 2.24Máx

13 Mín 94.4 96.7 96.2 94.9 91.0Máx

14 Mín 28.0 27.3 28.4 31.1 33.6Máx

15, 16 Mín 0.40 0.40 0.42 0.42 0.44Máx

Histórico

Índice

%

MMbpce / plaza

MMpcd

US$@2008/bpce

Mbd

Mbd

MMpcd

%

%

%

MMbpce / pozo

%

%

Factor de recuperación actual


%

%


Índice

MMM$

Número

Tasa de restitución de reservas 3P

Costo de descubrimiento y desarrolloa

Costo de producción

Costo de transporte

%

US$@2008/bpce

US$@2008/bpce

Autoconsumo de gasb

Índice de mermas y pérdidas

Productividad por pozo

Aprovechamiento de gas

Proporción de crudo ligero en la producción total




Éxito exploratorio comercial

Ingresos totales

Tasa de restitución de reservas probada

Perforación no convencionalc

Indice de frecuencia exploración y producción

Indice de frecuencia perforación

Producción de gas entregada a ventas

a Incluye inversión y gastos indirectos en exploración y desarrollo de reservas b No incluye inyección de gas al yacimiento ni el consumo de CNC c No incluye pozos del proyecto Burgos

v. final



1 Mín 2,901 2,817 2,877 2,867 2,823Máx 3,103 3,000 3,002 3,000 3,002

1 Mín 2,852 2,814 2,873 2,863 2,818Máx 3,048 2,998 2,999 2,996 2,997

1 Mín 6,052 6,653 6,729 6,760 6,500Máx 6,340 6,758 6,836 6,936 6,718

1 Mín 5,861 5,886 6,244 6,498 6,687Máx 5,976 5,979 6,343 6,667 6,911

2, 9 Mín 12.96 13.28 13.20 13.29 13.56Máx 13.79 14.70 14.90 14.95 14.97

2, 9 Mín 5.03 5.24 5.22 5.26 5.36Máx 5.28 5.43 5.45 5.52 5.63

2, 15 Mín 0.65 0.72 0.73 0.72 0.68Máx 0.68 0.73 0.75 0.74 0.70

2 Mín 1,437.0 1,000.6 825.5 797.7 718.1Máx 1,445.0 1,016.4 862.8 871.7 822.6

3 Mín 42.4 40.9 40.2 39.2 37.2Máx 42.4 42.4 41.8 40.4 40.0

4 Mín 7.1 7.7 8.2 8.7 9.4Máx 8.3 8.3 8.8 9.4 10.1

5 Mín 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Máx 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2

5 Mín 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Máx 2.6 2.5 2.3 2.2 2.1

6 Mín 5 29 31 36Máx 6 40 44 46

6 Mín 5

Máx 5

7 Mín 964.4 952.1 969.4 967.6 947.8Máx 1,230.4 1,250.1 1,253.1 1,255.5 1,248.4

8 Mín 53.9 59.0 75.4 85.7 94.0Máx 63.4 72.0 86.2 93.9 100.0

8 Mín 61.8 62.6 63.8 72.8 88.8Máx 63.5 73.0 74.4 83.5 100.5

10 Mín 25.7 26.5 27.3 28.1 28.8Máx 26.6 27.5 28.3 29.1 29.9

11 Mín 39 33 30 31 30Máx 51 44 40 43 41

12 Mín 1.48 0.87 0.78 0.60 0.46Máx 1.65 0.97 0.87 0.67 0.52

13 Mín 89.1 94.0 96.4 96.4 96.4Máx 96.7 97.5 98.0 98.0 98.3

14 Mín 35.7 39.9 43.2 46.8 49.1Máx 36.0 41.3 43.9 46.9 49.1

15, 16 Mín 0.43 0.48 0.51 0.54 0.54Máx 0.44 0.50 0.52 0.57 0.57

29 Mín 259.8 167.1 107.5 75.2 52.0Máx 393.9 235.0 167.2 126.8 99.1

29 Mín 133.2 142.3 114.6 88.0 71.7Máx 182.3 205.7 181.6 151.0 132.2

29 Mín 31.2 27.6 26.5 26.6 22.5Máx 38.0 35.9 35.6 36.6 32.4

29 Mín 47.7 46.9 35.8 28.4 22.8Máx 64.5 77.8 63.5 52.0 44.6

29 Mín -3.0 -7.2 6.7 19.9 22.5Máx 7.9 6.3 34.5 61.3 69.0FEND del proyecto Chicontepec MMM$

FEND del proyecto Crudo Ligero MarinoMMM$

FEND del proyecto Ku Maloob ZaapMMM$

FEND del proyecto BurgosMMM$

Índice de mermas y pérdidas%

FENDi del proyecto CantarellMMM$


Metas

Índice

%

MMbpce / plaza

MMpcd

US$@2008/bpce

Mbd

Mbd

MMpcd

Índice

Número

Autoconsumo de gasc

%

%

%

%

MMbpce / pozo

%

Tasa de restitución de reservas probada

Costo de descubrimiento y desarrolloa

Costo de producción

Costo de transporte

%

US$@2008/bpce

US$@2008/bpce

Número

Proporción de crudo ligero en la producción total

Éxito exploratorio comercial

Productividad por pozo

Aprovechamiento de gas


%

MMM$

Tasa de restitución de reservas 3P




Factor de recuperación actual

Metodología FEL aplicada al 100% en proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y Chicontepec

Ingresos totalesg

Perforación no convencionald

Indice de frecuencia de accidentes exploración y producción

Indice de frecuencia de accidentes perforación

Producción de gas entregada a ventas

a Incluye inversión y gastos indirectos en exploración y desarrollo de reservas b Costos promedio del periodo 2004 - 2006 de las compañías: BP, Chevron Texaco, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Statoil y Petrobras c No incluye inyección de gas al yacimiento ni el consumo de CNC d No incluye pozos del proyecto Burgos e La referencia internacional para índice de frecuencia en Exploración y Producción es la Oil and Gas Producers (OGP), los valores corresponden

a cierres anuales y el último informe publicado es el de 2006 f La referencia internacional en el índice de frecuencia para la UPMP es la International Association of Drilling and Contractors (IADC), con el rubro

de DART que considera las lesiones con pérdida de tiempo, los casos de trabajo restringido y estimación realizada por proyección estadística g Precios a partir de 2008 de, (1) caso max aceite de 83.13 US$/b y gas de 8.37 US$/Mpc y (2) caso min aceite de 64.85 US$/b y gas de 7.55

US$/Mpc. Con base en los precios de la mezcla se ajusta por calidad el precio correspondiente a cada tipo de crudo. h Corresponde al periodo 2006 de las compañías: BP, Chevron Texaco, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Statoil y Petrobrás i FEND = Flujo de efectivo neto descontado calculado para cada año, con una tasa de descuento del 12 por ciento El cálculo en el año 2008 considera el programa de ingresos y costos correspondiente y de 2009 en adelante la última actualización a las

carteras de proyectos de PEP. Los rangos mínimo y máximo se calculan considerando los riesgos en la actividad y la declinación de los campos productores.En ambos casos considera el mismo nivel de inversión.

v. final


Pemex-Refinación

No de indicador Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007

1Mantener proceso de crudo en banda propuesta1/ Mbd 1,286 1,303 1,284 1,284 1,270

2Mantener rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta 1/ % 63 64 64 65 66

3 Costo de transporte $ / t-km 0.102 0.101 0.155 0.143 0.164

4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC nd 221.9 nd 222.6 nd

5 Gasolina UBA producida /gasolina total producida % 0 0 0 2 6

6 Diesel UBA producido / diesel total producido % 0 0 0 0 0

7 Refinerías con proceso de coquización % 33 33 33 33 33

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.63 1.23 1.16 0.59 0.279 Margen variable de refinación US$/b 2.67 4.23 7.34 7.35 7.03

10 Rendimientos de destilados del crudo % 63 64 64 65 6611 Índice de Intensidad Energética % nd 133.5 nd 134.5 130.3

12 Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente % nd 77.7 nd 76.9 75.6

13 Ventas Premium UBA /Ventas totales de destilados % 0 0 0 3 9

14 Ventas Magna UBA /Ventas totales de destilados % 0 0 0 0 0

15 Ventas Diesel UBA /Ventas totales de destilados % 0 0 0 0 3

16 Utilización por medio de transporte %Utilización de ductos % ductos 61 60 58 58 60Utilización de buquetanque % B/T 35 36 38 37 33Utilización de autotanque % A/T 3 3 4 5 6Utilización carrotanque % C/T 0 1 1 1 1

17 Días de autonomía en terminales críticas de gasolina Días 2.5 2.6 2.9 2.2 2.3

18 Días de autonomía en terminales críticas de diesel Días 3.0 3.1 3.6 3.0 3.0

19 Días de autonomía de crudo en refinerías 3.3 4.6 4.9 4.4 4.8

20 Modernización de la flotilla de reparto local % 2 6 10 35

21 Avance en modernización de Sistemas de medición % n/a n/a n/a n/a n/a

22 Emisiones de SOx t / Mt 6.03 6.09 5.89 5.61 4.95

Histórico

1/ Para la información histórica no aplica el concepto de bandas.

v. final


No.

Indicador Indicador Unidades 2008 2009 2010 2011 2012 Benchmark Objetivo relacionado

1 Mantener proceso de crudo en banda propuesta Mbd 1,300

1,2701,401 1,270

1,422 1,380

1,424 1,380

1,416 1,380 Banda 1 y 6

2 Mantener rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta % 66

656665

6965

6967

6967 Banda 1 y 6

3 Costo de transporte $ / t-km 0.1782 0.1858 0.1934 0.2009 0.2085 2

4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC 222.7 < 222.3 < 221.9 < 221.5 < 221.1 144.2 3

5 Gasolina UBA producida /gasolina total producida % 6 1/ 15 a 182/ 15 a 18 15 a 18 15 a 18 4

6 Diesel UBA producido / diesel total producido % 0 a 9 0 a 25 83/ a 25 164/ a 25 16 a 25 4

7 Refinerías con proceso de coquización % 335/ 33 50 50 6/ 50 4

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 < 1 5

9 Margen variable de refinación 7/US$/b 7.30

7.07.307.00

7.377.00

7.377.00

7.557.00 7

10 Rendimientos de destilados del crudo % 66 64 66 64 69 64 69 67 69 67 17

11 Índice de Intensidad Energética % 130 128 126 124 122 122 18

12 Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente % 75.6 76 76.3 76.7 77 79.2 18

13 Ventas Premium UBA /Ventas totales de destilados % 8 8 8 8 8 19

14 Ventas Magna UBA /Ventas totales de destilados % 0 168/ 16 36 9/ 56 19

15 Ventas Diesel UBA /Ventas totales de destilados % 3 3 3 3 9 10/ 19

16 Utilización por medio de transporte % 20Utilización de ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 20Utilización de buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 20Utilización de autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 20Utilización carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 20

17 Días de autonomía en terminales críticas de gasolina Días 2.5 2.6 2.9 3.2 3.5 20

18 Días de autonomía en terminales críticas de diesel Días 3 3.1 3.6 4 4.5 20

19 Días de autonomía de crudo en refinerías 5 5.6 7 7 7 20

20 Modernización de la flotilla de reparto local % 62.0 85.0 100 20

21 Avance en modernización de Sistemas de medición % 8.3 8.3 28 60 100 21

22 Emisiones de SOx t / Mt 4.64 4.16 3.7 3.1 3.1 22

Metas

1/ Se considera la producción de gasolina Premium en las refinerías 2/ Se considera el inicio de operación de la planta HOil de Tula como planta hidrodesulfuradora de gasóleos 3/ La planta de hidrodesulfuradora de destilados intermedios U-700-II de Cadereyta produce diesel UBA 4/ Nueva planta hidrodesulfuradora de destilados intermedios en Minatitlán para producir diesel UBA 5/ Dos de seis refinerías tienen plantas de coquización 6/ Tres de seis refinerías tienen plantas de coquización 7/ Margen variable de refinación del 2008 fue calculado con el POT I y a precios POT I y para los años 2009 al 2012 se calcularon con el Estudio

de mercado 2008 versión preliminar con precios a puerta de refinería, constantes del año 2010, versión Estudio de Mercado 2007 (dólares constantes de 2007)

8/ A partir de octubre de 2008 se vende gasolina Magna UBA en las zonas metropolitanas 9/ A partir de junio de 2011 se venderá gasolina Magna UBA en todo el país 10/ A partir de agosto de 2012 se venderá diesel UBA también en las zonas metropolitanas

v. final


Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Objetivo Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 20071 Capacidad criogénica utilizada % 69 73 67 73 763 Productividad laboral MMBtue/día-plaza

ocupada361 377 374 387 385

5 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.9 0.4 0.3 0.1 0.17 Margen por unidad de energía

equivalente$/MMBtue ----- ----- ----- 17 17

22 Gastos de operación por energíaproducida

$/MMBtue ----- ----- 2.3 2.4 2.5

23 Recuperación de propano en CPG % 93.2 95.2 96.2 96.4 94.725 Costo promedio diario de transporte

de gas seco$/MMpc-km ----- 0.11 0.14 0.13 0.15

25a Costo promedio diario de transportede gas LP

$/Mb-km ----- ----- 1.80 1.73 2.20

26 Pérdidas de hidrocarburos por fugas yderrames

MM$/mes 0 0 0 0 136

26a Autoconsumos de gas % 5.7 5.6 5.7 5.7 5.723 Producción de gas seco MMpcd 3,040 3,135 3,091 3,375 3,52623 Producción de gas licuado Mbd 212 225 215 215 19923 Producción de etano Mbd 125 133 129 127 11923 Producción de gasolinas (naftas) Mbd 86 90 88 92 8525 UpTime Sistema Nacional de

Gasoductos% 75 72 71 78 86

25 Capacidad instalada de compresión HP 431,360 431,360 433,610

23 Capacidad instalada de recuperaciónde licuables

MMpcd 4,992 4,800 5,200 5,200 5,200

23 UpTime criogénicas % 69 65 74 77 791 Diferencias porcentuales entre la

producción observada y estimada enproyectos de inversión

% ----- ----- ----- ----- -----

3 Índice de personal $/MMBtue 3.09 3.02 3.02 3.12 3.157 Costos de operación por CPG $/MMpc 1,705 1,955 2,195 2,375 2,39623 Emisiones de SO2 a la atmósfera kg de S02/ t de S

procesado33 37 37 32 34

22 Producción de gas seco por unidadprocesada

MMpcd/MMpcd carga

0.88 0.85 0.86 0.86 0.86

22 Producción de gas licuado por unidadprocesada

bpd/MMpcd carga 61.2 60.9 60.0 55.1 48.7

22 Producción de etano por unidadprocesada

bpd/MMpcd carga 36.1 35.9 36.0 32.4 29.2

22 Producción de gasolinas por unidadprocesada

bpd/MMpcd carga 25.0 24.3 24.5 23.4 20.7

2 Costo real/Costo estimado deproyectos

% ----- ----- ----- ----- -----

4 Cumplimientos de los proyectos deplantas criogénicas

% ----- ----- ----- ----- -----

6 % de desviación del programa POT1 % 3.6 -3.9 0.2 2.4 0.8

24 Inyecciones de gas natural al SNGfuera de norma

Eventos/mes ----- ----- ----- ----- -----

Histórico

v. final


Objetivo Indicador Unidades 2008 2009 2010 2011 2012 Benchmark

1 Capacidad criogénica utilizada % 77 - 80 79 - 83 80 - 84 82 - 85 82 - 86

3 Productividad laboral MMBtue/día-plaza

ocupada

376 - 400 380 - 404 384 - 408 386 - 410 388 - 413

5 Índice de frecuencia deaccidentes

Indice <1 <1 <1 <1 <1 <1

7 Margen por unidad de energíaequivalente

$/MMBtue 17.1 - 18.5 17.1 - 18.6 17.2 - 18.7 17.3 - 18.8 17.3 - 18.9

22 Gastos de operación porenergía producida

$/MMBtue 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.3 - 2.8 2.3 - 2.8 2.3 - 2.8

23 Recuperación de propano enCPG

% 94.9 - 96.4 95.0 - 96.5 95.1 - 96.6 95.2 - 96.7 95.3 - 96.8 95.0

25 Costo promedio diario detransporte de gas seco

$/MMpc-km 0.13 - 0.15 0.13 - 0.15 0.13 - 0.14 0.13 - 0.14 0.13 - 0.14

25a Costo promedio diario detransporte de gas LP

$/Mb-km 2.12 - 2.38 2.10 - 2.36 2.08 - 2.34 2.06 - 2.32 2.05 - 2.31

26 Pérdidas de hidrocarburos porfugas y derrames

MM$/mes <0.1 <0.1 <0.1 <0.1 <0.1 0

26a Autoconsumos de gas % 5.1 - 6.0 5.0 - 5.9 5.0 - 5.9 4.9 - 5.8 4.9 - 5.8 6.023 Producción de gas seco MMpcd 3,502 - 3,765 3,860 - 4,151 4,058 - 4,363 4,164 - 4,478 4,164 - 4,47823 Producción de gas licuado Mbd 192 - 207 193 - 208 199 - 214 206 - 221 208 - 22423 Producción de etano Mbd 117 - 126 131 - 141 145 - 156 153 - 164 170 - 18223 Producción de gasolinas

(naftas)Mbd 70 - 88 76 - 96 70 - 87 69 - 86 69 - 86

25 UpTime Sistema Nacional deGasoductos

% 82.8 - 92.3 82.1 - 91.5 85.1 - 94.9 73.6 - 82.1 74.8 - 83.4

25 Capacidad instalada decompresión

HP 465,460 491,160 515,160 529,460 550,460

23 Capacidad instalada derecuperación de licuables

MMpcd 5,600 5,800 5,800 6,006 6,006

23 UpTime criogénicas % 83.5 - 84.3 86.2 - 87.1 87.2 - 88.1 89.5 - 90.4 89.5 - 90.41 Diferencias porcentuales entre

la producción observada yestimada en proyectos deinversión

% 81 - 86 83 - 87 84 - 88 86 - 89 88 - 90

3 Índice de personal $/MMBtue 2.85 - 3.00 2.75 - 2.89 2.62 - 2.76 2.54 - 2.67 2.41 - 2.547 Costos de operación por CPG $/MMpc 2,218 - 2,307 2,274 - 2,365 2,192 - 2,279 2,187 - 2,275 2,184 - 2,271

23 Emisiones de SO2 a laatmósfera

kg de S02/ t de S

procesado

<34 <34 <34 <34 <34

22 Producción de gas seco porunidad procesada

MMpcd/MMpcd carga

0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9

22 Producción de gas licuado porunidad procesada

bpd/MMpcd carga

44 - 47 40 - 43 40 - 43 40 - 43 41 - 44

22 Producción de etano porunidad procesada

bpd/MMpcd carga

27 - 29 33 - 36 32 - 34 32 - 35 33 - 35

22 Producción de gasolinas porunidad procesada

bpd/MMpcd carga

19 - 20 19 - 20 16 - 17 16 - 17 16 - 17

2 Costo real/Costo estimado deproyectos

% 100 - 125 100 - 122 100 - 120 100 - 118 100 - 115 100

4 Cumplimientos de losproyectos de plantascriogénicas

% 100 100 100 100 100 100

6 % de desviación del programaPOT1

% <5 <5 <5 <5 <5

24 Inyecciones de gas natural alSNG fuera de norma

Eventos/mes <6 <5 <4 <4 <3

METAS

Nota: Los indicadores 2009 al 2012 se calcularon con el escenario 7.5 A 2007 Los indicadores de costos en las prospectivas 2009 al 20012 se calcularon a pesos constantes, tomando como año base el 2008

v. final


Pemex-Petroquímica

Objetivo

relacionadoIndicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007

1,2 y 7 Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs. observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto

% N/A N/A N/A N/A N/A

1,2 y 7 Diferencia entre costo observado en proyectos estratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos

% N/A N/A N/A N/A N/A

3 y 7 Índice de Productividad Laboral t / plaza ocupada 420 433 422 453 5234, 7 y 27 Eficiencia en el uso de materias primas y energía

vs estándares tecnológicos % 100% 100% 100% 100% 100%

4, 7 y 27 Factor de insumo etileno-polietilenos AD y BD t materia prima/ t producto

1.0284 1.0271 1.028 1.0301 1.0245

4, 7 y 27 Factor de insumo etano-etileno (Morelos y Cangrejera)

t materia prima/ t producto

1.33 1.31 1.30 1.32 1.3

4, 7 y 27 Factor de insumo gas natural-amoniaco MMBtu/ t 23.8 22.6 23.9 23.4 24.14, 7 y 27 Factor de insumo nafta-aromáticos t materia prima/ t

productoN/A N/A N/A N/A 3.7

6, 7, y 27 % de desviación en volumen al cumplimiento de los programas de operación (POT)

% 7% 9% 15% 16% 22%

6, 7, y 27 Gasto de Operación $ / t 1,024 1,055 1,172 1,169 6216, 7, y 27 Producción de petroquímicos Mt 6,083 6,223 6,219 6,572 12,564 27 y 28 Índice de Atención a Clientes % N/A 83% 90% 92% 94%27 y 28 Producto en especificación / producto entregado % N/A 99.0% 99.6% 99.6% 99.8%

5 Índice de fecuencia de accidentes Indice 1.16 2.0 1.13 0.7 0.485 Emisiones de SOx t / Mt de producción 0.466 0.539 1.515 0.165 0.015

Histórico

Objetivo relacionado

Indicador Unidades 2008 2009 2010 2011 2012 Benchmark

1,2 y 7 Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs. observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto

% <25% <20% <18% <16% <14% <14%

1,2 y 7 Diferencia entre costo observado en proyectos estratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos

% <30% <25% <20% <15% <10% <10%

3 y 7 Índice de Productividad Laboral t / plaza ocupada 987 1028 1041 931 1021 NA4, 7 y 27 Eficiencia en el uso de materias primas y

energía vs estándares tecnológicos % 96% 97% 100% 100% 100% 100%

4, 7 y 27 Factor de insumo etileno-polietilenos AD y BD


1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02

4, 7 y 27 Factor de insumo etano-etileno (Morelos y Cangrejera)


1.30 1.30 1.30 1.30 1.31 1.23

4, 7 y 27 Factor de insumo gas natural-amoniaco MMBtu/ t 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 23.04, 7 y 27 Factor de insumo nafta-aromáticos t materia prima/ t

producto4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 NA

6, 7, y 27 % de desviación en volumen al cumplimiento de los programas de operación (POT)

% <10% <8% <6% <5% <5% <5%

6, 7, y 27 Gasto de Operación $ / t 560 540 530 600 550 5506, 7, y 27 Producción de petroquímicos Mt 14,200 14,900 15,100 13,500 14,800 14,80027 y 28 Índice de Atención a Clientes % >95% >96% >96% >97% >98% >98%27 y 28 Producto en especificación / producto

entregado% >95% >95% >96% >97% >97% >97%

5 Índice de frecuencia de accidentes Indice <1 <1 <1 <1 <1 <15 Emisiones de SOX t / Mt de producción 0.014 0.013 0.013 0.015 0.013 0.013

Metas

v. final


Petróleos Mexicanos


30 Déficit Actuarial Total (Obligaciones devengadas, por beneficios proyectados) Miles de millones de pesos* 312.9 400.5 471.5 580.3 667.9

30 Déficit Actuarial, componente de gasto del sistema de salud. Miles de millones de pesos* N/A** 61.3 63.4 89.6 99.6

Histórico

* Pesos corrientes de cada año ** El cálculo del indicador inició en 2004


31 Esperanza de Vida Años 80.01 80.06 80.08 80.11 80.1631 Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos 20.8 14.0 13.0 13.0

31 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 93.00 99.43 99.0

31 Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje 82.00 92.44 91.231 Mortalidad materna Directa Tasa por cada 1000 Nacidos Vivos

Histórico


31 Esperanza de Vida Años 80.10 80.11 80.12 80.13 80.1431 Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos 15 14 13 12 1131 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 97.1 97.2 97.3 97.4 97.531 Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje 90 91 92 93 9431 Mortalidad materna Directa Tasa por cada 1000 Nacidos Vivos 0.04 0.02 0.01 0.005 0.0

Metas

v. final


4.B. Lista de objetivos y relación de acciones del Programa

4.B.1 Lista de objetivos En los cuatro Organismos Subsidiarios:

1. Menores diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en los proyectos de inversión.

2. Reducir brechas entre costos observados y estimados. 3. Incrementar la productividad del personal. 4. Acelerar la incorporación de tecnologías disponibles. 5. Mejorar los índices de seguridad. 6. Mejorar la planeación y coordinación operativa. 7. Mejorar los resultados financieros.

En Pemex-Exploración y Producción:

8. Incrementos sostenidos en la tasa de restitución de reservas. 9. Reducción de costos por activo. 10. Incrementos sostenidos en el factor de recuperación por tipo de campo. 11. Incrementar el éxito exploratorio por tipo de cuenca. 12. Incrementos sostenidos en la productividad por pozo, considerando el tipo

de campo y la madurez del mismo. 13. Reducciones sostenidas en el venteo y quema de gas. 14. Mejorar la calidad de los productos. 15. Mejorar el desempeño de los sistemas de transporte y almacenamiento. 16. Mejorar la medición de mermas y pérdidas de hidrocarburos y reducir sus

niveles de manera sostenida. En Pemex-Refinación:

17. Incremento en la productividad por barril de petróleo. 18. Mejorar el desempeño operativo en el Sistema Nacional de Refinación. 19. Mejorar la calidad de los combustibles. 20. Propiciar mejoras en el desempeño de los sistemas de transporte,

almacenamiento, distribución y reparto local. 21. Mejorar la medición de mermas y pérdidas de combustibles y reducir sus

niveles de manera sostenida. En Pemex-Gas y Petroquímica Básica:

22. Incrementos en la productividad por millar de pie cúbico procesado.

v. final


23. Mejorar el desempeño operativo de los Centros Procesadores de Gas. 24. Mejorar la calidad de los productos de los Centros Procesadores de Gas. 25. Propiciar mejoras en el desempeño de los sistemas de transporte y

distribución de gas y petroquímicos básicos. 26. Mejorar la medición de mermas y pérdidas de combustibles y reducir sus

niveles de manera sostenida. En Pemex-Petroquímica:

27. Mejorar el desempeño operativo en los Complejos Petroquímicos. 28. Mejorar la calidad de los productos de los Complejos Petroquímicos.

En Petróleos Mexicanos:

29. Mejorar los instrumentos de planeación, seguimiento y evaluación de las subsidiarias.

30. Mejorar la administración de los pasivos laborales y financieros. 31. Mejorar la gestión de los servicios médicos.

4.B.2 Relación de acciones del Programa

Pemex-Exploración y Producción

Exploración

Acción Objetivos relacionados

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

8 y 11

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

2, 8, 9 y 11

3. Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios

2, 9 y 11

4. Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo

2, 6, 8, 10 y 11

Desarrollo


v. final



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

1, 4, 8, 10

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

1, 14

Producción


7. Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento 2, 14, 15, 16

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

1, 10, 12

Recursos humanos


9. Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos 3

Eficiencia operativa


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

6, 13

11. Metodología FEL aplicada al 100 por ciento al mes de noviembre de 2008 en los proyectos Cantarell, Ku-Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y Chicontepec,

6.13

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

1, 2, 3, 6, 9

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

4, 6

14. Fortalecer la relación con proveedores clave 2, 4, 9,

v. final


Seguridad y medio ambiente


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

5, 16

16. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera 5, 16

Internacionalización y Tecnologías de información Acción Objetivos

relacionados

17. Profundizar la evaluación de iniciativas de internacionalización 4

18. Asegurar el soporte tecnológico para el manejo de la información del Organismo

4, 6

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008

Acción Objetivo relacionado

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

1, 4, 12

2.C Implementar las acciones de mejora para garantizar la producción de los diferentes tipos crudo.

1, 4, 12

3.C Implementar mejoras al manejo de gas producido en los pozos cercanos a la zona de transición en el proyecto Cantarell.

1, 2, 7, 15

4.C Compensar la declinación natural de los yacimientos disminuyendo los gastos de mantenimiento y haciendo más eficiente el uso del gas para BN.

2, 12

5.C Cumplir con la producción de hidrocarburos conservando el nivel de plazas ocupadas.

1, 3, 12

6.C No aplica. Pendiente reporte oficial por parte de la Dirección General del dato de reservas.

8

7.C Asegurar una base de datos robusta (BDOE) y que todos los pozos prioritarios cuentes con su estudio FEL. Además aplicar los lineamientos emitidos por STER y GRPE para los pozos delimitadores.

4, 6

8.C Incrementar la capacidad de inyección a los yacimientos y la de compresión para el manejo de gas a proceso.

6, 7, 13

9.C Incrementar la eficiencia en el manejo, la transportación y la medición de los diferentes tipos de crudo.

1, 16

10.C Incrementar la actividad de perforación de pozos para alcanzar el nivel establecido en el desarrollo del proyecto Burgos.

1, 2, 7, 9

v. final


Pemex Refinación

Producción


1. Reconfiguración de 4 refinerías: Minatitlán y las 3 refinarías restantes 1\

1, 4, 7, 17, 1

2. Implementar mejores prácticas en refinerías 1, 7, 17, 18

3. Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)

1, 4, 7, 17,18

4. Definición de proyectos de ampliación de capacidad 1, 4, 7, 17, 18

1\ Para el desarrollo de estos proyectos es indispensable que el Organismo cuente con mejores herramientas para incrementar la capacidad de ejecución de obras.

Consumo de energía Acción Objetivo

relacionado 5. Uso eficiente de energía 18

6. Generación eficiente de energía eléctrica 18

Transporte y almacenamiento Acción Objetivo

relacionado 7. Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan – México 2, 20

8. Reparto local 2, 20

9. Modernizar el transporte marítimo 2, 20

10. Almacenamiento de productos 20

v. final



11. Almacena-miento de petróleo crudo 20

12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya 20

Mantenimiento


13. Mantenimiento de refinerías 7, 18

14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas 2, 20

15. Mantenimiento de terminales terrestres 20

Calidad de combustibles


16. Calidad de combustibles 4, 19

Recursos humanos Acción Objetivo

relacionado 17. Adecuar la plantilla sindicalizada y crear nuevas categorías y reglamentos

de labores del personal sindicalizado de mantenimiento 3

18. Racionalizar estructuras 3

19. Desarrollo de personal 3

Administración de tecnología


20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo 4

Seguridad Industrial y Protección Ambiental Acción Objetivo

relacionado 21. Implementación del Sistema Pemex SSPA

(Seguridad, Salud y Protección Ambiental) 5, 22

v. final


Medición y control Acción Objetivo

relacionado 22. Automatización y control de procesos 7, 21

Ejecución de proyectos Acción Objetivo

relacionado 23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos 7



1.C Cumplir en forma efectiva los programas de Mantenimiento y desalojo programado de los productos de la refinerías

1, 18, 20

2.C Modernizar el transporte marítimo. 20

3.C Incrementar el margen variable de Refinación 1, 2, 7, 17

4.C Disminuir la diferencia de precios entre las gasolinas Premium y Magna 1, 2, 7

5.C Modernizar el transporte marítimo 18, 20

6.C Fortalecer la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios de gasolina en las terminales de almacenamiento y reparto

1, 18, 20

7.C Fortalecer la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios de diesel en las terminales de almacenamiento y reparto

1, 18, 20

8.C Implantar el Sistema de Seguridad y Protección Ambiental SSPA en la rehabilitación de plantas de azufre

5, 19

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 2, 22, 23

v. final


Acción

Objetivos relacionados

de fraccionamiento en CPG Arenque. 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 -Lazaro Cárdenas. 2, 5, 6, 25 9.-Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango. 2, 5, 6, 25

Comercialización

Acción


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

7

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

7

12.-Recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional.

7

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

6, 24, 25

Seguridad Salud y Protección Ambiental

Acción Objetivos

relacionados 14.-Modernizar redes contraincendio en los CPGs Nuevo Pemex y Cd. Pemex. 2, 5, 26 15.-Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex 2, 5 16.-Realizar el proyecto de seguridad física en las instalaciones de los centros procesadores de gas.

2, 5

Planeación

Acción 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

v. final


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


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


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


1, 6, 7, 23


1, 6, 7, 23

7.C Ajustar las emisiones de S02 enviados a la atmósfera, a la meta recomendada por la norma oficial NOM-137-SEMARNAT-2003 de <51 kg de SO2/t de azufre

5, 24


1, 6, 7, 23


1, 6, 7, 23

Pemex Petroquímica


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

1, 2, 7

2. Productividad de Personal 3, 7 3. Mejora tecnológica

4, 7, 27

4. Cadena de valor

6, 7, 27, 28

5. Gestión Operativa

6, 7, 27

6. Satisfacción al cliente 27, 28

v. final


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

Petroquímica

5



1.C Cadena de valor

6, 7, 27

2.C Gestión operativa 2, 7 3.C Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex-

Petroquímica 5, 28

Petróleos Mexicanos

Instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación

Acción Objetivos

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

Mexicanos 29

2. Mejorar la planeación y programación de corto plazo 29 3. Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de

inversión en Petróleos Mexicanos 29

Administración de pasivos laborales y financieros

Acción


4. Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos 30 5. Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos 30

Gestión de servicios médicos


6. Mejorar la calidad de atención a la salud 31 7. Mejorar los tiempos de espera de la consulta externa 31 8. Mejora del surtimiento de medicamentos 31 9. Mejora de la calidad en la atención al cliente 31 10. Mantener el indicador mínimo para Mortalidad Materna Directa 31

v. final


4.C. 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 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

v. final


ICONO-F Proyecto de Implementación de Controles Operativos y Financieros

IPA Independent Project Analysis (Desarrollador de la metodología FEL)

KEDC Miles de unidades de capacidad de destilación equivalente (equivalent distillation capacity)

Mb Miles de barriles Mbd Miles de barriles por día MDO Proyectos de mejora del desempeño operativo MGI MGI Supply Ltd. - Empresa filial de Pemex-Gas y

Petroquímica Básica con operaciones en los Estados Unidos de Norteamérica

MMbd Millones de barriles por día MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMBtu Millones de unidades térmicas británicas (Btu) MMBtue Millones de Btu equivalentes (se refiere a la producción

agregada de gas seco y líquidos) MMMbpce Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMM$ Miles de millones de pesos MMpc Millones de pies cúbicos MMpcd Millones de pies cúbicos por día MM$ Millones de pesos Mpc Miles de pies cúbicos Mt Miles de toneladas M$ Miles de pesos PE Personal equivalente POA Programa operativo anual POT Programa operativo trimestral Reserva 3P Reserva que incluye la reserva probada, posible y probable SFP Secretaría de la Función Pública SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público 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 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

v. final


ISBL Planta en límite de batería (In Side Boundary Limit) OSBL Planta fuera de límite de batería (Out Side Boundary Limit)

Informe de Avance del Programa para Incrementar la ... · construcción del modelo geocelular del...

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