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Informe de Avance del PEO al 4to Trimestre de 2009 1

v. final

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

sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2009

ENERO DE 2010


CONTENIDO

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

3.A. Pemex-Exploración y Producción

3.B. Pemex-Refinación

3.C. Pemex-Gas y Petroquímica Básica

3.D. Pemex-Petroquímica

3.E. Petróleos Mexicanos 4. Indicadores y metas 5. Relación de acciones del Programa Anexo.- Acrónimos y abreviaturas


1. Antecedentes El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, contemplado en el Artículo Noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 1 de octubre de 2007 (el Decreto), fue aprobado por la Secretaría de Energía el 27 de junio de 2008 y enviado a la Comisión Permanente del Congreso de la Unión el 30 de junio de 2008. La fracción II del mismo Artículo Noveno transitorio del Decreto y el Capítulo IV de los Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en la ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa (los Lineamientos), publicados en el DOF el 3 de junio de 2008, establecen la obligación de Petróleos Mexicanos de integrar y enviar a la Secretaría de Energía informes trimestrales de avance del cumplimiento del Programa a más tardar el último día hábil de los meses de octubre, enero, abril y julio de cada año, iniciando en octubre de 2008 y concluyendo con el informe de enero de 2013. En este contexto, el presente documento corresponde al informe del cuarto trimestre de 2009, en el que se presenta el avance en la ejecución de las acciones planteadas en el Programa, así como el cumplimiento de las metas establecidas para los indicadores, con información al mes de diciembre de 2009, de conformidad con lo establecido en los capítulos III y IV de los Lineamientos.


2. Resumen ejecutivo

Este informe detalla el avance en la ejecución de las acciones contenidas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO), durante el periodo enero-diciembre de 2009 y presenta la evaluación de los indicadores contra las metas autorizadas por la Secretaría de Energía, aplicando tres criterios de cumplimiento: insuficiente, adecuado y sobresaliente. En los casos en que la evaluación de un indicador resulta insuficiente, se explican las causas principales de las desviaciones y en su caso, se establecen acciones correctivas para mejorar el indicador.

En Pemex Exploración y Producción (PEP), durante el periodo enero-diciembre de 2009. 18 indicadores resultaron aceptables o sobresalientes y 9 insuficientes. Entre los indicadores insuficientes, la producción total de crudo quedó 5% debajo de la meta establecida en el programa, ya que aún cuando la producción en el activo Ku- Maloob-Zaap alcanzó los 808 Mbd en el periodo, y se incrementó la producción de crudo ligero y pesado 5% respecto al año anterior, alcanzando el día 28 de diciembre un volumen de 1,154 Mbd; esto no fue suficiente para compensar la declinación del activo Cantarell. Por otra parte, en el periodo reportado el Organismo adicionó reservas totales (3P) por 1,552.2 Millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El Organismo dio continuidad a los esfuerzos para la ejecución y cumplimiento de las acciones contenidas en el PEO, de manera especial a aquéllas orientadas a incrementar las reservas de crudo y gas natural, a estabilizar los niveles de producción de hidrocarburos, y también a mejorar el aprovechamiento de gas producido. En Pemex Refinación al cierre de 2009, 16 indicadores resultaron aceptables o sobresalientes y 7 indicadores insuficientes. Las ventas de gasolina y diesel de ultra bajo azufre como proporción de las ventas totales de esos productos, quedaron por debajo de la meta 6 y 13 puntos porcentuales respectivamente, como resultado de la contracción de la demanda. Por otro lado, la utilización de la capacidad de destilación equivalente, utilización de la capacidad de coquización, los días de autonomía de crudo y gasolina Pemex Premium, entre otros, registraron calificaciones sobresalientes. Las acciones de este Organismo se enfocan en mantener el proceso de crudo, incrementar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, así como garantizar el abasto de petrolíferos en el país al mínimo costo, con calidad y oportunidad. Asimismo, dirige esfuerzos para incrementar la eficiencia operativa a lo largo de la cadena de valor, bajo un entorno de seguridad y protección al ambiente.


Pemex Gas y Petroquímica Básica presenta el avance de las acciones establecidas en el PEO relacionadas con: el proceso de gas y condensados, y con la producción de líquidos del gas, la comercialización y distribución de gas natural y gas LP. En este informe, de los 30 indicadores establecidos en el PEO, 29 resultaron con calificación aceptable ó sobresaliente y uno con calificación deficiente. De las 21 acciones consideradas originalmente en el programa, 16 continúan vigentes, tres finalizaron sus actividades en 2008 y dos en 2009. Pemex Petroquímica enfoca sus esfuerzos en incrementar los márgenes de las cadenas productivas más rentables, invirtiendo en proyectos como la ampliación de la planta de óxido de etileno (1ª etapa) y la ampliación y modernización del tren de aromáticos I. Adicionalmente, se realizan mejoras operativas con recursos propios con la finalidad de incrementar la eficiencia operativa, poniendo especial énfasis en la seguridad física del personal y en la seguridad de las instalaciones productivas.


3. Avance en el cumplimiento del Programa

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

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

Durante el periodo se adquirieron 18 mil 32 kilómetros de sísmica 2D, de los cuales 15 mil 679 corresponden al Golfo de México Profundo; asimismo, en sísmica 3D se adquirieron 10 mil 211 kilómetros cuadrados en aguas profundas del total de 18 mil 287 kilómetros cuadrados adquiridos, incluyendo mil 336 kilómetros cuadrados de sísmica 3D de desarrollo de campos.

En cuanto a la perforación exploratoria, se terminaron 75 pozos de acuerdo a la siguiente distribución: Cinco en aguas profundas 29 en las Cuencas del Sureste, considerando dos pozos de delimitación

Kayab-1A DL e Ichalkil-1DL Los 41 restantes en los Activos Integrales en la Región Norte, Burgos y

Veracruz

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

Activo Pozo Aceite (bpd) Gas

(mmpcd) Condensado

(bpd) Resultado

Activo Integral Burgos

ALICOCHE 1 Improductivo, invadido de agua salada ARAREKO-1 Improductivo, invadido de agua salada ARTIMON 1 2.3 84 Productor de gas y condensado BARUNDA 1 6.1 Productor de gas seco BONETE 1 Improductivo, invadido de agua salada CALI 101 Improductivo, invadido de agua salada CALI-201 11.11 135.6 Productor de gas y condensado CHISPA-1 Productor no comercial de gas COTORRO-1 Productor no comercial de gas COUGAR-1 11.74 Productor de gas seco CUARTERÓN-1 Improductivo, invadido de agua salada CUCAÑA 1 3.5 48 Productor de gas y condensado


Datos de aforo


(mmpcd) Condensado

(bpd) Resultado

CUERVITO-1001 0.6 111 Productor de gas y condensado ESCOBEDO-

1001 Improductivo, invadido de agua salada

FEBOS-1 Improductivo, invadido de agua salada GLORIETA 1 Productor no comercial de gas HIDALGO 701M 1.4 Productor de gas seco HUEMUL 1 Improductivo, invadido de agua salada INTERCEPTO 1 Productor no comercial de gas y

condensado JARDINERO 1 Productor no comercial de gas NEJO-2001 1.18 811.8 Productor de gas y condensado NEJO-301 0.87 83 Productor de gas y condensado PARRITAS-1001 6.78 36 Productor de gas y condensado POAS-1 1.85 Productor de gas seco RHEA 1 Improductivo, invadido de agua salada SOLERA-1 Improductivo seco TRAPICHE-1 4.25 43 Productor de gas y condensado TUCURA-1 3.83 29.5 Productor de gas y condensado ZARZON-1 Productor no comercial de gas Activo Integral Veracruz

ALBRACA-1 Improductivo, invadido de agua salada CAPORAL 1 Improductivo, invadido de agua salada CERVELO-1A 5.29 Productor de gas ELENIA-1 Improductivo, invadido de agua salada FERULAS 1 Improductivo, invadido de agua salada FIBÓN-1 Improductivo, invadido de agua salada KABUKI-101 Improductivo, invadido de agua salada MAGNA 1 Improductivo, invadido de agua salada MARGARITAE-1 Improductivo seco PAIRO 1 Improductivo, invadido de agua salada PALMARO 1 2.2 Productor de gas seco PANTANOSA 1 Improductivo, invadido de agua salada Activo de Exploración Golfo de México Norte

CATAMAT 1 Productor no comercial de gas

Activo de Exploración Sur

BACAL 1001 Improductivo invadido de agua salada BAJLUM 1 6,399 13.3 Productor de aceite BETH-1 Taponado por columna geológica imprevista BRICOL 1 5,216 7.4 Productor de aceite COTI-1 Improductivo invadido de agua salada CUPACHE 1 1,330 1.5 Productor de aceite FLANCO 1 1,625 0.9 Productor de aceite KUPINEL-1 Improductivo, invadido de agua salada LIMON 1 Taponado por columna geológica imprevista MADREFIL-1 5,758 7.63 Productor de aceite MALVA 401 Improductivo, invadido de agua salada MUSPAC 101 Taponado por columna geológica imprevista NAAROO-1 Improductivo, invadido de agua salada PARAL-1 Improductivo, baja permeabilidad TEOTLECO 1001 3,007 6.6 Productor de aceite TERRA-1 4,670 10.95 Productor de aceite


Datos de aforo


(mmpcd) Condensado

(bpd) Resultado

TIAKIN 1 Improductivo, invadido de agua salada TUPILCO 2001 1,186 0.6 Productor de aceite YASHU-1 Improductivo, invadido de agua salada Activo de Exploración Plataforma Continental Sur

BACAB-301 2,372 0.76 Productor de aceite

CHAPABIL-1A 2164 0.21 Productor de aceite COX 1 Improductivo, invadido de agua salada HOKCHI-1 Productor no comercial de aceite ICHALKIL-1DL 1,728 4.05 Productor de aceite KAYAB-1 ADL 1,210

4,404 0.05 280

Productor de aceite KUXTALIL-1 Improductivo invadido de agua salada POX 1 Productor no comercial de aceite WIITS-1 Improductivo invadido de agua salada XUX-1 1,057

5,416 3.57 25

Productor de aceite Activo Integral Holok-Temoa

ETBAKEL 1 Productor no comercial de aceite

HOLOK-1 Improductivo invadido de agua salada

KABILIL-1 Improductivo seco

LEEK-1 22.41 329 Productor de gas y condensado

Los mapas de la ubicación aproximada de los pozos se presentan a continuación: Pozos exploratorios, enero-diciembre 2009

Región Norte (Activo Integral Burgos y Activo Regional de Exploración)


Pozos exploratorios, enero-diciembre 2009

Actualizado al 31 de diciembre de 2009

EN PERFORACION

B Hechizo-1

E Perillan-1

F Tilapia-1EN TERMINACION

G Cotorro-1

H Exito-1

I Jaraguay-1

J Palermo-1

A Castañuela-1

D Nejo-401

C Laúd-1

TERMINADOS PRODUCTORES1 Artimon-1

2 Barunda-1

3 Cali-201

4 Cougar-1

5 Cucana-1

6 Cuervito-101

7 Hidalgo-701

8 Nejo-2001

9 Nejo-301

10 Parritas-1001

11 Poas-1

12 Trapiche-113 Tucura-1

TERMINADOS PRODUCTOR NO COMERCIAL14 Chispa-1

15 Glorieta-1

16 Intercepto-1

17 Jardinero-1

18 Zarzon-1TERMINADOS IMPRODUCTIVOS

19 Alicoche-1

21 Bonete-1

22 Cali-101

23 Cuarteron-1

24 Escobedo-1001

25 Febos-1

26 Huemul-1

27 Rhea-1

28 Solera-1

20 Arareko-1


Región Norte (Activo Integral Veracruz y Activo Regional de Exploración)

Pozos exploratorios, enero-diciembre 2009

Región Sur


TERMINADOS PRODUCTORES1 Cervelo-1A

2 Palmaro-1

TERMINADOS PRODUCTOR NO COMERCIAL3 Catamat-1

TERMINADOS IMPRODUCTIVOS4 Albraca-1

5 Caporal-1

6 Elenia-1

7 Ferulas-1

8 Fibon-1

9 Kabuki-101

10 Magna-1

11 Margaritae-1

12 Pairo-1

13 Pantanosa-1


Pozos exploratorios, enero-diciembre 2009 Regiones Marina Noreste y Marina Suroeste

EN PERFORACIONA Bricol-1DLB Juspi-101AC Kepi-1D Pachira-1E Palapa-301

TERMINADOS PRODUCTORES1 Bajlum-12 Bricol-13 Cupache-14 Flanco-15 Madrefil-16 Teotleco-10017 Terra-18 Tupilco-2001

TERMINADOS IMPRODUCTIVOS9 Bacal-100110 Beth-111 Coti-112 Kupinel-113 Limon-114 Malva-40115 Muspac-10116 Naaroo-117 Paral-118 Tiakin-119 Yashu-1


4C

1619

9

13

2 A

8

53

7

1 E

1718

1514

B

6 10

1211

D



EN PERFORACIONA Ayin-2DLB Kiool-1C Xanab-101

EN TERMINACIOND Labay-1

TERMINADOS PRODUCTORES1 Bacab-3012 Chapabil-1A3 Ichalkil-1DL4 Kayab-1ADL5 Leek-16 Xux-1

TERMINADOS PRODUCTOR NO COMERCIAL7 Etbakel-18 Hokchi-1

TERMINADOS IMPRODUCTIVOS9 Cox-110 Holok-111 Kabilil-112 Kuxtalil-113 Pox-114 Wiits-1


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

Durante 2009 se levantaron 18 mil 287 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, de los cuales mil 336 fueron dedicados al desarrollo de campos y 16 mil 951 kilómetros cuadrados se orientaron al fortalecimiento de la cartera de oportunidades exploratorias, de acuerdo a la siguiente distribución:

• En aguas profundas se adquirieron 10 mil 212 kilómetros cuadrados con el objetivo de definir trampas asociadas a tectónica salina donde el hidrocarburo esperado es aceite ligero a través de los estudios Aquila 3D y Han Sur

• En las cuencas del Sureste fueron adquiridos 2 mil 467 kilómetros cuadrados, de los cuales mil 558 kilómetros cuadrados corresponden a la porción terrestre, donde se incluyó el registro de datos tridimensionales sísmicos multicomponente (3D-3C), en el área del campo Sen de la Región Sur, mientras que 909 kilómetros cuadrados se ubican en la porción marina con el propósito de identificar oportunidades exploratorias en rocas del mesozoico principalmente

• Asimismo, en las cuencas de Burgos-Sabinas y Veracruz, se levantaron 4 mil 273 miles de kilómetros cuadrados con la finalidad de fortalecer las oportunidades de gas no asociado

En lo que se refiere al levantamiento de sísmica 2D, durante 2009 se ha realizado en: Cinturón Plegado Oreos y Golfo de México B con 15 mil 679 kilómetros, cuyo objetivo es definir trampas asociadas a tectónica salina y confirmar la continuidad de los “trends” estructurales tanto a nivel Terciario como Mesozoico. Además, en Región Norte se levantaron 2 mil 353 kilómetros en la Cuenca de Sabinas.

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

Adicionalmente, se realizaron trabajos de sísmica multicomponente en el estudio Coyula-Huamapa-Cacahuatenco, para desarrollo de campos de la Región Norte.

Por otro lado, como parte fundamental del fortalecimiento de la cartera de oportunidades exploratorias, a partir de 2008 se promovió la contratación de servicios de procesamiento de datos sísmicos con compañías líderes en el mercado mundial, las cuales disponen de tecnología de vanguardia, en los procesos de imágenes sísmicas del subsuelo en tiempo y profundidad, obteniéndose a la fecha los siguientes avances: A partir del 29 de junio de 2009 se cuenta con los servicios de

procesamiento de información sísmica tridimensional de datos marinos para las tecnologías de adquisición sísmica “streamer” (cables sobre la superficie marina) y OBC (cables en el fondo marino), terrestres y transicionales.


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

En ese mismo sentido, se obtuvo la autorización del Comité de Obras Públicas de PEP, para contratar los servicios que fortalecerán el procesamiento de datos sísmicos en profundidad antes de apilar usando soluciones particulares de la ecuación de onda (WEM).

En ese sentido, PEP cuenta con servicios exclusivos en el procesamiento de información sísmica, en los cuales se dispone de soluciones técnicas enfocadas a los problemas geológicos específicos como son, “Beam Migration”, “Reverse Time Migration”, “Wave equation” y “Kirchhoff” y cuyo alcance duplica la capacidad de procesamiento de información sísmica de 25,000 a 50,000 kilómetros cuadrados como se observa en la tabla anexa.

CompañíaProducción

anual Tipo de proceso

Ubicación 2007 2008 2009 2010 2011 2012

CGG Veritas 14,000 PSTM Villahermosa

CGG Veritas 2,000 PSDM Villahermosa

Geoprocesados 3,000 PSTM Villahermosa

Geoprocesados 3,000 PSDM Villahermosa

COMESA 3,000 PSTMVillahermosa /Mexico, D.F.

IMP 500 PSTMVillahermosa /Mexico, D.F.

PGS 6,000 PSDMVillahermosa/

Houston

Western Geco 8,400 PSTM Poza Rica

Western Geco 3,600 PSDM Poza Rica

ION-GX 6,500 PSDMVillahermosa/

Houston


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

A través de esta iniciativa se definieron los criterios y su jerarquización técnica y económica de los proyectos exploratorios a través de sectores/subáreas para facilitar su seguimiento y evaluación a través de unidades de inversión.

Lo anterior permitió la conclusión de los lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios, y el cual se difundió y es aplicado en la documentación de los proyectos exploratorios por los Activos regionales. Esto permitirá un mejor aprovechamiento de las inversiones a realizar en exploración.

Como resultado de estos esfuerzos se desarrollaron los escenarios sobresaliente, central, bajo, superior e inferior de la nueva cartera 2010-2034, en forma homologada y robusta, así como los Programas Operativos de 2010 POA y POT I para incorporación de reservas.

Por los resultados y el desempeño de sus acciones, la presente acción se considera concluida para efectos en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa, por lo que sus tareas actuales se continúan dentro de las actividades convencionales en PEP dentro de los Programas Operativos mencionados.

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

Un elemento fundamental en el alcance de esta iniciativa fue la definición de criterios de delimitación de campos para incidir en las oportunidades exploratorias de delimitación documentadas en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias III-2009 (BDOE). Además, se creó una base de datos de campos a ser delimitados, y se iniciaron los trabajos para la aplicación de los lineamientos para el portafolio 2011 los cuales consideran la actualización de los planes maestros y FEL para el caso que se requiera, asimismo la se continúa trabajando en los FEL de los proyectos prioritarios.

También se diseñaron cédulas de costos por pozo como elemento de control, las que fueron aplicadas a los pozos exploratorios prioritarios.

Las acciones emprendidas contribuyeron a los siguientes resultados: Proporcionar un mecanismo para tener proyectos más robustos con un valor

económico apegado a costos más reales. Reducir los tiempos entre el descubrimiento, la delimitación y la puesta en

producción. Disminuir la incertidumbre en la estimación del costo de descubrimiento y

desarrollo.


Se terminaron como productores los pozos Ichalkil 1DL, Kayab 1DL y se tienen en programa la terminación de los pozos Ayin 2Dl y Bricol 1DL.

Se desarrollaron diferentes escenarios para la cartera 2010-2034, con sus respectivos cálculos de costos de descubrimiento y desarrollo.

Al haber cumplido con el finiquito de los entregables propuestos en la propuesta de esta acción dentro del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa, se considera que las actividades que siguen son completamente convencionales y de mejora continua por lo que PEP la determina como concluida para el Programa.

Para apoyar al mejoramiento de los resultados exploratorios, se propone la iniciativa de Actualizar los procedimientos relacionados con los proyectos exploratorios de acuerdo a los nuevos requerimientos de las Secretaría de Energía, Hacienda y Crédito Público y de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

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

Con la finalidad de dar un mejor seguimiento y detallar los avances de las actividades correspondientes a esta acción se relaciona a continuación los avances en los proyectos de explotación:

Proyecto Integral Cárdenas Se actualizó el modelo estático a nivel Mesozoico Se actualizaron los modelos dinámicos Se realizó en el mes de julio, la revisión de pares para el pre-dictamen en la

visualización. Elaboración de las bases de usuario para inyección de aire en bloque JSK. En etapa de documentación para inyección de gases en los bloques KINE y

KISW. En el bloque JSK, inyección de aire (actualmente se desarrolla la etapa

correspondiente a la elaboración de las bases de usuario). En los bloques KINE y KISW, inyección de gas amargo (a la fecha se

encuentra en etapa de documentación).

Proyecto Jujo - Tecominoacán Actualización de modelo estático del campo Jujo-Tecominoacán Mesozoico Se realizó modelo de fracturas. Se realiza actualización de la interpretación sísmica del campo para

identificación y posicionamiento de fallas.


A nivel Terciario se inició estudio para documentar reservas. Igualmente se trabaja en la interpretación sísmica e identificación de

cuerpos y anomalías mediante atributos sísmicos.

Proyecto Ku-Maloob-Zaap Se realizan estudios experimentales y de simulación para la selección de

procesos de recuperación mejorada de aceite aplicables en las zonas invadidas por agua y por gas de los campos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste para incrementar su recuperación de aceite o En el proyecto vigente denominado “Estudios de Recuperación

Mejorada de la Región Marina Noreste”, se están realizando entre otras actividades los siguientes estudios:

o Determinación de la presencia de anhidrita o Preselección de álcalis y surfactantes térmicamente estables, mediante

estudios de comportamiento de fase o Estimación de la mojabilidad anterior a la aplicación de los procesos de

recuperación mejorada o Determinación del número ácido y evaluación de la ausencia de

contaminantes o Evaluación del comportamiento de la inyección de productos químicos en

desplazamientos forzados o Determinación de la imbibición espontánea de las mejores

formulaciones. o Medición de la adsorción de las diferentes formulaciones de surfactante

en la roca del yacimiento. o Evaluación de espumas para el control de movilidad del gas de inyección o Identificación de las condiciones necesarias para el control de movilidad

y mejoramiento en la eficiencia del desplazamiento de espuma o Estudios de inyección de vapor: Experimentos de drene gravitacional de

aceite mejorados con vapor, alteración de mojabilidad de la roca con temperatura, entrega de vapor a la formación.

o Estudios de combustión in-situ: Cinética de la combustión o Escalamiento de resultados de laboratorio para su uso en el diseño de

pruebas piloto de proceso seleccionado. o De acuerdo a los avances que se tienen en dicho proyecto, se espera

contar con resultados de las determinaciones anteriores a finales del año 2010.

Se realizó informe conteniendo resultados del estudio experimental de procesos químicos, inyección de surfactantes, álcali, surfactantes


espumados; resultados del estudio de procesos térmicos (inyección de vapor, combustión in-situ), escalamiento de resultados para su uso en estudios de simulación numérica, y diseño de pruebas piloto de los procesos seleccionados

Los resultados que se han obtenido en los estudios realizados en el proyecto son los siguientes: o El agua mar que se planea inyectar junto con el surfactante, requiere de

tratamiento previo a su uso, ya que si se inyecta de forma directa provocará que la anhidrita se precipite en el medio poroso, modificando la permeabilidad de la formación.

o La generación de surfactante in-situ debida a la reacción de los ácidos presentes en el aceite con un álcali, es una cantidad insignificante, por lo que se tendrá que evaluar detalladamente la adición de álcali en el sistema de inyección

o Se han generado varias formulaciones de surfactantes que tienen un gran potencial durante la aplicación en el yacimiento, sin embargo todavía se están realizando evaluaciones del comportamiento de fase, y de la absorción estática y dinámica de éstos en la roca del yacimiento, al igual que el cambio de mojabilidad y la reducción de la tensión interfacial que genera.

También se está evaluando la calidad de la espuma a utilizarse para la zona de agua, y la que se usará para la zona de gas. Asimismo, se está midiendo la estabilidad de la espuma a diferentes condiciones.

Una vez que se determinen todas las evaluaciones a nivel de laboratorio, se dispondrá de mayores elementos para conocer la viabilidad y oportunidad de implementar procesos de inyección de químicos para el tipo de yacimientos que se tienen en la Región Marina Noreste, inclusive, de ser el caso, se dispondrá del diseño de pruebas piloto a ejecutarse.

Proyecto del Activo Integral Poza Rica-Altamira Se efectuó la construcción de los modelos estáticos La construcción de los modelos dinámicos está en proceso, y se atienden

las iniciativas de Campos Marginales, Productividad de Pozos, Metodología FEL y Dictamen de Proyectos.

El proceso de recuperación secundaria y mejorada está condicionado al cumplimiento del plan de mitigación del campo Tamaulipas-Constituciones.

Proyecto Burgos Se tiene desviación en la instalación de sistemas artificiales y monitoreo de

presión de fondo y superficie debido a la falta de los contratos (CISA III y CISA IV).


En relación a la desviación en Terminaciones no convencionales se cancelaron dos localizaciones, Quintal 2H y Culebra 849H, por alto riesgo.

Se han incorporado al desarrollo los siguientes campos: Ricos, Múrex y Axón, así mismo se continuó con el desarrollo de los campos Cuatro Milpas, Arcabuz, Culebra, Velero, Ita, Cuitláhuac, Santa Rosalía, Carlos, Bayo, Fundador, Fósil, Comitas y Cuervito y, a través de los Contratos de Obra Pública Financiada, Pirineo, Forastero, Santa Anita, Arcabuz Norte, Cali, Cougar, Cuervito y Nejo. Con un total de pozos terminados de 386 de los 469 considerados en el POT I. También se realizaron 312 reparaciones mayores de las 285 programadas con porcentaje de éxito de 83 porciento.

Se continúa con la adquisición de información del yacimiento y el muestreo de fluidos en campos nuevos y en reactivación, fundamental para la extensión y la estimación de las reservas por yacimiento, para maximizar la recuperación.

Continuar con la adecuación y calibración del sistema DECIDE (2800 pozos) con el propósito de dar seguimiento al comportamiento de producción por pozo, así como facilitar el análisis de producción para establecer esquemas de optimización y validación de los datos de producción en campo.

Se realizaron 6 pozos con perforación horizontal de los 9 programados. Se realizaron 12 proyectos de análisis de redes superficiales de recolección

de gas a nivel pozo-estación de recolección, teniendo como alcance global la generación de recomendaciones tendientes a mejorar los procesos de recolección de gas y favorecer con estas acciones la producción de gas asociada a los pozos productores. Para el análisis se utilizó la información disponible en gabinete de las diferentes áreas de trabajo y con oportunidad se programó la necesaria de campo. Se realizaron múltiples modelos de simulación con el objetivo de ajustar las condiciones de operación a la fecha del estudio y tomando éstos como base, se efectuaron simulaciones a diferentes esquemas de producción, determinando la condición de mejora del arreglo de pozos analizados. Las estaciones de recolección analizadas fueron: Santa Rosalía 1, Santa Rosalía 1A, Santa Rosalía 2, Palmito 1, Cabeza 1, Cañón 1, Cañón 2, Pípila 1, Ecatl 1, Velero 1, Velero2, Enlace 1 y Enlace 2.

Se instalaron 470 sistemas artificiales convencionales, de los 626 programados para el año (sarta de velocidad, émbolos viajero, válvula motora, tubería capilar, Venturi), con el fin de mantener la producción base e incrementar el factor de recuperación de los yacimientos.

Se definió la factibilidad técnico-económica de la prueba tecnológica de producción mediante el empleo de la bomba hidráulico tipo jet, para su aplicación se tomó en cuenta la geometría mecánica de los pozos, costos y equipo.


Se implementó el mejorador de flujo tipo Venturi probado en el pozo Cuitláhuac-802 en el 2008, manteniendo la producción de manera estable, realizándose un convenio con el IMP en 2009 para instalar 50 sistemas, de los cuales ya se instalaron 24.

Se continuó con la instalación de sistemas artificiales tradicionales así como el empleo de barras espumantes, estrangulador de fondo y compresión a boca de pozo.

Se recuperó información de presión y temperatura de 14 pozos mediante la operación de 12 sensores de fondo permanente, con el propósito de conocer la reserva a recuperar por yacimiento, esta información es de gran apoyo para el proceso de certificación de reservas; así mismo, para conocer las propiedades dinámicas de flujo de los yacimientos (permeabilidad, presión, límite de yacimiento y daño) y con esto poder optimizar la estimulación y mejorar la productividad.

De los 9 pozos horizontales programados se perforaron los siguientes: Velero-2210, 2228 y 2217, Cuervito-369, Cabeza-430 y Ecatl 9, todos productores excepto el Velero 2217, improductivo por accidente mecánico, las terminaciones se realizaron con tubería de revestimiento y fracturamiento hidráulico múltiple, utilizando las tecnologías Abrasi-Frac y Cobra-Max. Con estas técnicas se logro disminuir los tiempos de terminación de 23 a 5 días y realizando de 3 a 5 fracturamientos hidráulicos.

En el pozo Cuervito 427, se utilizó el apuntalante ultraligero con menor densidad relativa, que reduce la velocidad de decantación, permitiendo mayores longitudes de fractura y una mejor distribución areal del apuntalante.

En los pozos Arcabuz 367 y Arcabuz 391, se utilizó el aditivo, agente adicionado al fluido de fractura que modifica la mojabilidad reduciendo la tensión superficial y facilitando una mayor recuperación de fluido de fractura, provocando un menor daño a la formación.

En los pozos Arcabuz 308 y Arcabuz 330, se utilizó material que evita el retorno de apuntalante.

A la fecha se tienen 717 puntos de control con el sistema de monitoreo SCADA (208 en pozos, 141 en estaciones, 359 en tanques y 9 puntos de venta) para la automatización y optimización del transporte y manejo de la producción por medio de la adquisición de datos en tiempo real en instalaciones estratégicas.

Del mes de marzo a noviembre pasado, se documentó y dictaminaron las fases de definición y visualización de los proyectos Alondra-Duna-Mareógrafo e Integral Burgos respectivamente, bajo la metodología FEL, con la finalidad de generar escenarios de explotación, en función del riesgo e incertidumbre que optimicen el valor económico de la explotación de la reserva. En ambos proyectos el seguimiento consistió en documentar sus avances en el portal FEL 2, con el objetivo de que fueran revisados por los


pares técnicos; reportes mensuales de avance y el pre-dictamen de ambos proyectos al tener un avance del 50 por ciento.

Asimismo a partir del 19 de noviembre se inició la fase de conceptualización del proyecto Integral Burgos y el proyecto FEL de pozos de explotación, con un programa de 20 pozos en un plazo de 6 meses con el objetivo de crear multidisciplinariamente la mejor alternativa técnico-económica para los proyectos pozo a través de una rigurosa planeación, diseño, construcción y evaluación de resultados que maximicen la generación de valor en PEP y la etapa de conceptualización del FEL del Proyecto Integral Burgos.

Proyecto Delta del Grijalva Se generó del modelo de balance de materia para el campo Sen con

información histórica de presión y producción, se determinó volumen original de hidrocarburos

Se elaboró la generación y evaluación probabilista del volumen original de hidrocarburos en el campo Sen destacando percentiles P10, P50 y P90 y se construyen los modelos numéricos

Se realizó la interpretación sísmica del campo Sen en el área norte, considerando la actualización de tablas tiempo-profundidad

Se generó el modelo estructural de fallas-horizontes a nivel Terciario y Mesozoico para generar el modelo geocelular de velocidades y actualizar el modelo tridimensional del campo

Construcción del modelo geocelular para unidades formacionales (formaciones geológicas) de KSM-JSK incluyendo unidades de flujo para poblamiento geoestadístico de facies litológicas y evaluaciones petrofísicas.

Integración de los programas de perforación de pozos con largo desplazamiento (Tizón 212, 214, 115, 1-DL, 231, Sen 213, 203, 221, 92, Pij 111, 103, 123, 113)

Se realizaron consultas con especialistas de registros para poder tomar imágenes en pozos de alta presión y temperatura que estén siendo perforados con lodo base aceite

Terminaciones no convencionales de pozos (liner ranurado con empacadores hinchables, para explotar diferentes intervalos de manera selectiva)

Se realizaron pruebas de bombeo neumático continuo con inyección de nitrógeno para incrementar la productividad de pozos

Proyecto Antonio J. Bermúdez Se generaron pronósticos con sensibilidad al número de pozos a perforar,

zona de inyección de nitrógeno, gas amargo y agua con finalidad de optimizar la producción de aceite, presión de fondo y controlar corrientes de gas contaminadas


Asimismo, se realizan pruebas de inyección de espumas para excluir zonas de canalización de nitrógeno, se llevan acuerdos con el IMP para implementar una prueba piloto de inyección de espumas en el Complejo Antonio J. Bermúdez

Se firmó un contrato con el IMP para realizar estudios básicos de laboratorio (núcleos) necesarios para determinar el tipo de agente químico a utilizar (surfactantes para generar las espumas), de manera que se garantice el utilizar un producto químico estable de acuerdo a las características específicas de presión y temperatura de los campos

El objetivo general de estas pruebas especiales de recuperación mejorada en núcleos es, realizar estudios experimentales sobre procesos de recuperación mejorada mediante el uso de agentes espumantes de interés para el Activo Samaria-Luna, con un alto contenido de tecnología de vanguardia. Estos estudios ayudarán a comprender la dinámica del sistema roca-fluidos del yacimiento y, en consecuencia, servirán como material de apoyo en la toma de decisiones

Monitoreo y optimización del proceso de mantenimiento de presión del yacimiento, mediante la inyección de nitrógeno se lleva un estricto control del proceso de mantenimiento de presión a través de la inyección a través de nitrógeno y gas amargo, la cual consiste en: toma de muestras a boca de pozo y análisis cromatográfico del gas producido, cromatógrafos en línea que señalan la composición del gas en batería y en el punto de entrega, pruebas de interferencia entre los pozos inyectores y productores, análisis de trazador radioactivo, registros de presión de fondo cerrado y fluyentes y medición periódica de los pozos productores, entre otros

Dentro de las medidas principales a realizarse se encuentran las siguientes: o Administración de la energía a través del cierre de pozos con alta RGA. o Inyección del gas contaminado en otras áreas del complejo. o Mezcla con corrientes limpias para cumplir con el requerimiento de la

entrega de gas al complejo procesador de gas Cactus con una fracción molar no mayor al 5% de nitrógeno.

o Implantación de una unidad recuperadora de nitrógeno con capacidad suficiente para manejar los volúmenes de gas contaminado.

Ogarrio-Magallanes En el rubro de actualización de modelos geológicos, el campo Blasillo está

en trámite del convenio para su aprobación y del campo Guaricho se encuentra en ejecución.

Se plantea la implementación de sistemas artificiales de producción en pozos intermedios y de desarrollo de los principales campos del Activo (San Ramón, Rodador, Ogarrio, Cinco Presidentes, Blasillo y Lacamango)


Con respecto a la primera fase de implementación de recuperación mejorada en el campo San Ramón (inyección de aire) se tiene un avance del 50% y Rodador (inyección de CO2) el 26% e implementación de recuperación secundaria en el campo Rodador el 21%.

Proyecto Aceite Terciario del Golfo En relación a la estrategia de explotación de los principales proyectos

sancionados se realizaron las siguientes actividades: – Atributos sísmicos cubo 3D Coyula-Humapa Cacahuatengo para

disminuir el riesgo en la perforación y diseño de pozos en ATG, se analizaron las imágenes sísmicas Coyula-Humapa, Cacahuatengo, se adecuaran las bases técnicas por parte del AIATG.

– Análisis petrofísico de los pozos de proyecto (estratégicos, desarrollo y horizontales).

– Supervisión del contrato de núcleos – Realización de muestreo selectivo y selección de análisis especiales para

los núcleos convencionales cortados en los pozos. Se llevó a cabo la actualización del Plan Maestro Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo En relación al documento con plan de identificación, control y seguimiento

técnico de los procesos de recuperación secundaria y mejorada, se realizaron las siguientes actividades: – Prueba piloto de inyección de CO2 para el incremento de la recuperación

de hidrocarburos. Se llevaron a cabo pruebas de laboratorio y se diseñaron las inyecciones continuas.

– Prueba piloto de inyección de gas natural / nitrógeno como proceso de Recuperación Mejorada; fueron seleccionados los pozos candidatos a inyección de gas natural. Se pretende inyectar 15 MMpcd en 6 puntos del Paleocanal Chicontepec, se elaboró nota informativa, mapas y listado de pozos candidatos.

– Proyecto piloto de inyección de agua campo Agua Fría, formación Chicontepec. Durante el desarrollo del mismo se obtuvo el informe de resultados y planes de recuperación, la prueba ha corroborado los resultados de 1999: que el yacimiento admite agua congénita, tratada o no, y que esta se mantiene estable. Conservados 2/3 del yacimiento, si los 26 pozos productores y observadores reaccionan como los 4 productores de la prueba, es decir, con la misma reacción de agua inyectada-aceite incremental sobre el total producido de 12.6%, el área afectada aportara, en promedio 10 barriles de aceite por día por pozo durante los siguientes 10 años. Cambiar el arreglo de inyección es una alternativa que puede incrementar la producción, la otra es cambiar el fluido de inyección.

Propuesta de nuevos diseños de perforación y terminación de pozos:


– Diseño de perforación y terminación de pozos horizontales multifracturados. Se tiene programa de terminación de los pozos: Soledad 692H, 693H y Presidente Alemán 2484H. El 408H está pendiente de entregar programa de terminación, el 438H se fracturó pero no tiene programa de terminación.

Documento de resultados de las mejoras tecnológicas y pruebas tecnológicas de campo evaluadas: – Diseño de fracturamiento y estimulaciones.- Se llevaron a cabo los

diseños de fracturamiento hidráulico de los siguientes pozos: Agua Fría 392, 728, 771, Coapechaca 289, 553, 505, 22, 26, 31, 42, 64, 93, 95, Coyotes 463, 407, Coyula 273, 1399, 1649, 1708, Escobal 287, 249, 283, 297, 299, Furbero 1531, 1057ª, 1079, Horcones 251, 255, 231, 275, Humapa 4012, 3209, Palo Blanco 36, 286, 6, Presidente Alemán 1579, 149, 223, 271, 1611, 1426, 1446, Remolino 1698, Soledad 108, 120, 614, 153, Tajín 742 y 826.

– Diseño de Terminaciones.- Bases de usuario de los pozos: Agua Fría 76, Cacahuatengo 1014, Coapechaca 156, 158, 316, 336, 376, 94, Corralillo 835, 403, 835, Coyotes 196, 198, 211, 353, 353, 361, 382, 384, 452, Coyula 1146, 1184, 1406, 276, 297, Escobal 218, 593, 903, Furbero 1033, 1053, 1192, 1194, 1235, 2058, 2062, 2083, 2318, Horcones 325, 347, Humapa 4014, 807, Palo Blanco 791, Presidente Alemán 1287, 1349, 1349, 1406, 1414, 1441, 1677, 1687, 1728, 1778, 2093, 1608, Remolino 1678, Soledad 22, 672, 673 y Tajín 689.

Proyecto Veracruz Desarrollo y Explotación del Campo Perdiz a través de la metodología FEL.

El avance obtenido a diciembre de 2009 es del 90% y que corresponde a la conclusión de la fase FEL II, quedando pendiente el dictamen final de esta etapa para dar continuidad a la fase FEL III. Para ello se tiene ya en programa llevar a cabo la acuerdos a finales del mes de febrero de 2010

Uso de empacadores hinchables con camisas en tuberías de revestimiento para zonas múltiples en el campo Perdiz. El avance obtenido a diciembre de 2009 es del 80%.Se tiene como programa continuar con la evaluación de los cinco empacadores hinchables instalados en los pozos del campo Perdiz, productor de aceite, y uno en el campo Matapionche, productor de gas húmedo. Actualmente se está concluyendo la terminación del pozo Perdiz 5, último pozo perforado en el año 2009, con el cual se espera completar el análisis y evaluación de esta tecnología en los pozos del Activo Integral Veracruz.

Uso del mejorador de flujo tipo Venturi. El avance obtenido a diciembre de 2009 es del 100%, ya que se concluyó la prueba tecnológica con la evaluación del comportamiento de producción del pozo Matapionche 1002, en donde se realizó la prueba tecnológica instalando un mejorador de flujo en fondo tipo Venturi, con el cual se planteó el objetivo de mejorar el flujo de gas en el pozo con alto porcentaje de agua. La prueba concluyó el pasado 4


de agosto y tuvo una duración de 30 días, durante la prueba se mantuvo en medición el pozo mostrando una estabilidad en la producción de gas eliminando el flujo en baches de líquido. Posterior a la prueba se ha continuado monitoreando el comportamiento, observándose una estabilidad en la producción y prolongando la vida productiva del pozo. Actualmente se tienen visualizados y analizados pozos con problemas de carga de líquido para la instalación del mejorador de flujo con lo que se pretende aplicar esta tecnología, incrementar la producción y prolongar la etapa productiva de estos pozos. Se anexan resultados de la prueba y simulación de un candidato (Lizamba 12). Aun no se cuenta con contrato en el Activo para la instalación del mejorador de patrón de flujo.

Macuspana La actualización del modelo geológico del campo Shishito se llevó a cabo

100 %, se le dio prioridad por ser el principal campo productor de aceite en el terciario.

La actualización del modelo geológico del campo Cobo-Viche, se llevó a cabo 100 %, se le dio prioridad por estrategia de producción de Gas y para ratificar las localizaciones Viche 3, 4 y 5, próximos a perforarse.

Interpretación sísmica del campo Saramako aplicando atributos sísmicos se llevó a cabo 100 %, se le dio prioridad por estrategia de producción de aceite y Gas, para ratificar la propuesta de las localizaciones Saramako DL-2 y DL-3.

Actualización del modelo estático-dinámico del campo Narváez, se llevó a cabo 100 %, se le dio prioridad por estrategia del Activo y por ser el principal campo productor de gas en el terciario.

Actualización del modelo estático-dinámico del campo Costero – Ribereño, se llevó a cabo 100 % y se le dio prioridad por ser el principal productor de Aceite y Gas del activo Integral Macuspana.

Proyecto FEL Costero – Ribereño: el Proyecto FEL Costero-Ribereño se llevó a cabo al 100 % en su fase de visualización e inicia la fase de conceptualización.

Perforación de dos pozos de desarrollo horizontales y/o alto ángulo, se perforaron los pozos Shishito 6 y 7 con éxito, resultando productores de aceite y Gas.

Bellota-Jujo Con relación a la Adquisición sísmica "Bellota-Mora-Chipilin 3D", inició en

julio del 2009 y se tiene contemplado terminar en febrero de 2010. Se terminó el reproceso del cubo sísmico de los campos Yagual,

Chinchorro, Palangre y Bricol. Se tiene considerado realizar la conversión a profundidad, e interpretación sísmica, con la finalidad de actualizar el modelo estático.


Para el cubo sísmico de Guineo y ampliación Guineo se tiene adquirido 100% y programado reinterpretación para terminar en marzo de 2010.

Se logró un avance de 20% en la actualización de los modelos geológicos de los Campos Santuario, Tupilco y El Golpe

Se dio inicio a la actualización del modelo de simulación del campo Puerto Ceiba, donde se realizó el ajuste histórico para obtener modelos probabilísticos y contar con escenarios de predicción, donde fueron consideradas todas las variables de incertidumbre estáticas y dinámicas a fin de contar con propuestas de perforaciones y reparaciones mas fortalecidas, con el objetivo de incrementar el factor de recuperación del campo.

Se trabaja en la realización de un modelo de simulación homogéneo para los campos de Bricol, Cupache y Pache, mismos que se irán actualizando conforme se vaya adquiriendo más información.

Se diseñó la prueba de inyectividad para el campo Yagual tomando el pozo Yagual 12 como inyector, asimismo se tiene programado realizar pruebas de inyectividad para los pozos Edén 43 y Mora 121.

Se han realizado 2 fracturamientos uno en el pozo Cupache con éxito y otro sin éxito en el pozo Tupilco 2001.

Se realizo la etapa de visualización de la metodología FEL, en donde se consideró el mantenimiento de presión para los campos del proyecto Bellota-Chinchorro y el Golpe Puerto Ceiba se pre dictaminó y actualmente se atienden recomendaciones para su dictamen. En el proyecto Bellota–Chinchorro se ha visualizado usar gas natural. En el proyecto Jujo-Tecominoacán (actualmente en proceso), se inyectará Nitrógeno

Se realizó la etapa de visualización de la metodología FEL en donde se consideró el mantenimiento de presión para los campos del Terciario del Proyecto El Golpe-Puerto Ceiba, el cual se pre dictamino y actualmente se atienden recomendaciones para su dictamen.

Se realizó la perforación de forma direccional del pozo Tupilco 79, el cual resultó invadido de agua.

Se elaboraron bases de usuario de las localizaciones propuestas en cartera de proyectos.

Se han solicitado en las bases de usuario de los pozos a perforar, en mesozoico, la instalación de sensores de fondo.

Se tiene un contrato regional de Sistemas Artificiales y se realizan estudios para continuar evaluando e implementando sistemas artificiales alternos.

Se concluyó oleogasoducto de 16" de cabezal Chinchorro a Batería Bellota 114 que restringía el flujo de los pozos de los campos Bricol, Chinchorro, Palangre y Yagual, se trabaja en las macroperas del campo de Santuario.


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

Debido al incremento en la producción de crudo extra pesado y al aumento en el contenido de agua, fue necesario replantear la estrategia de manejo de crudo, así como la viabilidad técnica de deshidratar en su totalidad crudo en plataformas. Este nuevo esquema contempló dos etapas: el deshidratado en plataformas para sostener la exportación de crudo costa fuera dentro de especificación y el envío de crudo pesado hidratado hacia la Terminal Marítima de Dos Bocas (TMDB) con un máximo de 10% en el contenido de agua, la segunda etapa es complementar el deshidratado y desalado de crudo pesado en la TMDB.

Aunado a los escenarios actualizados de manejo de crudo, también se tuvieron avances en la definición de los requerimientos del sistema de transporte TMDB – Palomas, congruentes con situaciones de contingencia que requieren el aprovechamiento de almacenamiento estratégico en Tuzandépetl.

En cuanto a las actividades de mejoramiento de crudo extra pesado, se logró una primera versión del modelo de contrato para la adquisición de un servicio de mejoramiento y una primera estimación del volumen de crudo a mejorarse.

En lo referente a la documentación de la estrategia, se avanzó en la integración de los estudios, análisis y evaluaciones técnicas y económicas desarrolladas por los diferentes grupos interdisciplinarios que trabajan en los proyectos estratégicos. Además, se llevó a cabo el seguimiento y documentación de obras relacionadas con la acción y se elaboraron los reportes mensuales de avance, específicamente en los proyectos de mezclado de crudos y deshidratación de crudo en TMDB y costa fuera.

Se logró una versión del Plan Integral de Transporte y Acondicionamiento de Crudo, soportado en los resultados de los estudios realizados por los diferentes grupos de trabajo, consolidando la visión integral de los proyectos en desarrollo. Proyecto Integral de Deshidratación y Desalado de Crudo Maya Plan Integral de Manejo, Acondicionamiento y Distribución de Crudos

Marinos Mezclado de crudos Mejoramiento de crudo de KMZ Análisis del Sistema Almacenamiento en PEP.


Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento

Con respecto a los trabajos de aseguramiento de la integridad y confiabilidad de los sistemas de transporte por ducto de PEP, el pasado mes de mayo se publicaron las bases de concurso del Sistema 3, orientado al aseguramiento de la integridad en 101 ductos en operación, 43 derechos de vía y 58 puntos de medición, en el mes de junio se llevó a cabo la visita de obra y se dieron 6 juntas de aclaraciones, la última de ellas fue el 3 de septiembre. A solicitud de los licitantes, PEP aprobó diferir la entrega de ofertas para el 22 de octubre de 2009, se concretó su contratación en diciembre de 2009, y se planeta el inicio a mediados de 2010.

Sistema 2.- Considera el aseguramiento y confiabilidad de la integridad del Complejo Procesador de Gas Atasta, Ciudad PEMEX y ductos marinos de gas y condensados. Actualmente se cuenta con un 90% de avance en la elaboración de bases de licitación, se está integrando la información de la infraestructura en el cuarto de datos, sin embargo, debido a que no se tiene la plurianualidad, se reprograma su contratación para el 2010.

Respecto al “Sistema de Confiabilidad Operacional” (SCO), se continúa con el programa de implantación 2009. Se realizaron visitas a las instalaciones para acelerar el proceso de implantación dando asesoría con expertos internos y externos.

La difusión del SCO en 2009 se efectuó a través de 9 talleres de capacitación, 2 talleres de análisis de criticidad, 2 talleres de análisis causa raíz, 2 talleres de inspección basada en riesgo y 2 de mantenimiento centrado en confiabilidad, actualmente se cuenta con mil 121 profesionistas con conocimientos del SCO. Se programaron visitas a los 25 centros de proceso para seguimiento y control de la implantación en 42 instalaciones estratégicas "AAA", realizándose 45 visitas técnicas trimestrales y 58 mensuales.

En cuanto a la sanción de los programas de mantenimiento estático y dinámico, durante el segundo trimestre de 2009, se integró el plan quinquenal, basado en la cartera de proyectos, identificando hallazgos, rehabilitaciones y libranzas. El 30 de junio el Organismo emitió su Plan Quinquenal Operativo 2010-2014. Derivado de la sanción sistemática que se ha llevado a cabo a los planes y programas de mantenimiento, se han reducido fallas en equipos que impactan a la producción, y costos debido a una mejor planeación y programación de los mantenimientos realizados.

Por lo que concierne a la implantación del Proceso de Administración de Integridad de Ductos (PAID), en el 2009 se aplicó el plan base a 417 ductos de 688 programados, lo que representa un avance del 61 por ciento.


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

Durante el año se planteó una iniciativa de comparación de temas operativos en activos productores de crudo y gas asociado, así como de gas no asociado. Esto permitirá conocer el desempeño actual y su comparación de manera interna y contra terceros y diferencias con las mejores prácticas internacionales, identificando oportunidades de mejora.

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

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

Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos

En esta acción, la iniciativa de “Desarrollo de las competencias del recurso humano” incluyó los siguientes puntos:

El avance de éstos describe a continuación: Sistema automatizado para reclutamiento y selección del personal no sindicalizado:

• Se realizaron talleres en nueve centros de trabajo identificando los factores críticos de éxito y determinando las acciones correspondientes.

Modelo de desarrollo de carrera de PEP:

• Se llevaron a cabo los paneles para estimar el potencial del personal de niveles analistas técnicos y superiores inmediatos de la Subdirección Técnica de Explotación, la Región Marina Noreste, la Región Marina Suroeste y la Región Norte. Asimismo, se elaboraron los planes de carrera del personal con potencial estimado y validado por el panel.

Identificación del talento externo:

• El beneficio de esta acción es que permitirá identificar y contar con personal de nuevo ingreso en las especialidades de geología, geofísica e ingeniería petrolera, para conformar plantillas de reemplazo y tripulaciones de equipos de trabajos especializados, evitando que las actividades críticas del negocio se detengan.


• Se consolida información de personal para incorporarse a la entidad como parte del proyecto “Incorporación, desarrollo y retiro del personal de geociencias e ingeniería petrolera”.

• A la fecha se está integrando la base de datos con la información que se obtiene del personal propuesto para incorporarse a la empresa del proyecto Incorporación, desarrollo y retiro del personal de geociencias e ingeniería petrolera, como principales productos derivados de esta acción se espera obtener lo siguiente: – Desarrollo del programa de identificación del talento externo – Apoyo a las instituciones de educación superior a través de prácticas

estudiantiles y estancias profesionales. – Elaboración de base de datos que permita identificar el talento en las

instituciones de educación superior y compañías – Actualización de base de datos de candidatos potenciales

Instrumentar el mecanismo para la administración del conocimiento y su desarrollo en PEP:

• Se incorporó al portal del conocimiento de la Universidad Virtual el directorio de especialistas, derivado de la declaración del Capital Intelectual Individual.

• Se construyó un blog, orientado a compartir el conocimiento entre el personal de PEP y a integrar la biblioteca virtual del conocimiento.

Desarrollo de personal con base en competencias:

• Se realizaron las modificaciones a la declaración de Capital Individual (DCI), con apoyo de la Subdirección de la Coordinación de Tecnología de Información y se liberó el sistema para que los profesionistas actualicen su desarrollo profesional hasta en el año 2010.

• En lo relacionado al proyecto Clasificación de Especialistas, se realizaron visitas a empresas petroleras y de servicios para evaluar prácticas, asimismo se revisaron las iniciativas que tienen las Subdirecciones Técnicas de Exploración y Explotación, con el objeto de hacer una propuesta integral que sea la más conveniente para PEP. En la nueva estrategia de recursos humanos críticos se establecen las acciones básicas para realizar el nuevo modelo para clasificar a los especialistas.

Debido a la transferencia de la función de recursos humanos y de su personal a la Dirección Corporativa de Administración de PEMEX, los detalles en esta acción están siendo redimensionados y evaluados para su correcta aplicación, por lo que la calendarización de su ejecución y término se replantearán una vez definido lo anterior por la DCA, PEP propondrá dar por concluido el seguimiento de esta acción y transferir el reporte de la misma a dicha Dirección.


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

Con referencia a los proyectos de explotación se tienen las siguientes actividades:

Inicio de la fase FEL-V del proyecto Aceite Terciario del Golfo. El Proyecto Antonio J. Bermúdez, atendió las recomendaciones del pre-

dictamen realizado a la fase FEL-C y continúa el análisis y actualización del documento rector de proyectos de explotación y del documento Lineamiento y Responsabilidades de los Pares

Actualización de la base de datos de las recomendaciones y áreas de oportunidad al portal FEL 2; definición de propuesta de mejora del "Sistema Portal FEL 2" a nivel ejecutivo

Carga de Información de documentos de los informes mensuales de los Activos y de los pre dictámenes y dictámenes

Se realizaron los siguientes pre-FEL’s: Poza Rica y Faja de Oro Marino, Tamaulipas-Constituciones, Ebano-Pánuco-Cacalilao y Amoca - Coatzacoalcos Marino

Actualización del material de propuesta de escuela FEL para los Pares Oficios de invitación a Pares a los pre dictámenes y dictámenes de los

proyectos FEL de inversión Asimismo, las etapas de proyectos con dictamen FEL es el siguiente:

Dictamen FEL-V Lankahuasa y Crudo Ligero Marino Pre dictamen FEL-V Cárdenas, Alondra-Duna-Mareógrafo, Integral Burgos,

San Manuel, Ogarrio-Magallanes Pre dictamen FEL-C Ixtal-Manik, Cactus Sitio Grande, Jujo-Tecominoacán

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

A la fecha se tienen documentados 27 proyectos bajo la metodología VCDPY

Región Norte Región Sur Región Marina Camargo Cuichapa Campeche Oriente Cazones Comalcalco Campeche Poniente Cosamaloapan Julivá Coatzacoalcos Golfo de México Sur Litoral de Tabasco Golfo de México B Herreras Macuspana Litoral de Tabasco

Marino Lamprea Malpaso


Región Norte Región Sur Región Marina Lankahuasa Reforma Muzquiz Simojovel Papaloapan B Perdido Presa Falcón Reynosa Sardina Tinajas

El programa 2009 considera la realización de tres VCDPY adicionales, de los cuales ya se terminaron dos. En lo que se refiere a los dictámenes técnicos se programó la realización de dos. El programa de VCD de pozos se enfoca a aguas profundas y Cuencas del Sureste, mientras que en la Región Norte, en los Activos Burgos y Veracruz (gas no asociado) los pozos se diseñan a partir de pozos tipo y bases de usuario preestablecidos, en función del grado de conocimiento del subsuelo, derivado del gran número de pozos perforados en estos Activos. Adicionalmente, el costo de los mismos es sustancialmente menor a los de otras áreas.

A la fecha se han realizado 5 estudios de VCD de pozos en aguas profundas y están en proceso 9, seis en la fase de visualización y tres en la de conceptualización. En las Cuencas del Sureste se han concluido los VCD de 17 pozos y están en proceso 6, cuatro en visualización, uno en conceptualización y uno en definición.

Situación actual

Los logros más importantes como resultado de implementar la metodología de diseño de proyectos FEL a nivel PEP, han sido incorporar el mayor número de proyectos a la metodología, por ejemplo: En la Región Sur, se pasó de 2 a 10 proyectos a fase FEL-V, llegando a 14

proyectos activos de un total de15 donde se aplica la metodología. En la Región Norte, se logró realizar la fase Pre-FEL a 4 proyectos. Inicio de la fase FEL-C en el Activo Ku Maloob Zaap Se actualizaron los siguientes procedimientos y lineamientos para la

documentación y dictamen técnico de los proyectos de explotación. Se generó el “Documento Rector para el Diseño, Documentación y Dictamen

de Proyectos de Explotación” el cual sustituye a los Procedimientos y Lineamientos de Documentación y Dictamen Técnico de Proyectos de Explotación, FEL 2.


Se generó una actualización a los lineamientos y responsabilidades de los Pares en el Dictamen de los Proyectos de Explotación, el cual se integró al “Documento Rector para el Diseño, Documentación y Dictamen de Proyectos de Explotación“

La mayor problemática que se presenta para el desarrollo de esta iniciativa se debe a la falta de personal técnico especializado en la empresa, para cubrir el equipo con las diferentes disciplinas que se requieren para los proyectos, lo cual se solventa con la contratación de personal externo.

Productos y/o entregables críticos

1. Proyectos con Pre-FEL realizados durante 2009: – Región Norte. Faja de Oro Marino, Ebano-Pánuco/Tamaulipas-

Constituciones, Poza Rica, Veracruz. – Región Sur. Macuspana, Jacinto –Paredón, Samaria Terciario. – Región Marina Suroeste. Amoca-Coatzacoalcos.

2. Proyectos que iniciaron Fase V durante 2009: – Región Norte. Burgos, ATG y Arenque-Lobina. – Región Sur. Costero, Macuspana, Samaria Somero, Bellota Chinchorro,

Campos del Terciario El Golpe-Puerto Ceiba, Cárdenas, Jacinto Paredón, San Manuel.

– Región Marina Suroeste. Crudo Ligero Marino otros campos, Chuc integral.

3. Proyectos que iniciaron la Fase C durante 2009: – Región Sur. Antonio J. Bermúdez y Delta del Grijalva. – Región Norte. Lankahuasa – Región Marina Suroeste. Ayin-Alux, Yaxché, Ixtal-Manik.

4. El Proyecto Alondra-Duna-Mareógrafo inició la fase FEL-D.

5. Realización de talleres teórico prácticos en las Regiones Sur, Marina Noreste y Sede, sobre Análisis Probabilístico de Riesgo e Incertidumbre.

6. “Documento Rector para el Diseño, Documentación y Dictamen de Proyectos de Explotación”

7. Diseño y desarrolló del módulo ejecutivo de Sistema Integral para la Documentación y Dictamen de Proyectos de Explotación.

8. Actualización a los lineamientos y responsabilidades de los Pares en el Dictamen de los Proyectos de Explotación.

9. Se aplicaron dictámenes y pre dictámenes en los proyectos de explotación.


10. Se realizaron recomendaciones, se detectaron áreas de oportunidad, y se documentaron las lecciones aprendidas en los Proyectos de Explotación.

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

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

1. Asegurar la capacidad de ejecución con equipos de perforación y reparación de pozos, para cumplir con los programas operativos Se concluyeron las bases técnicas para la adquisición de 5 equipos de

perforación para operar en la región Norte de PEP, y se adecuaron las bases por cambio en la capacidad de los equipos a 1200 hp.

Se formalizó un convenio para realizar estudio de confiabilidad operacional en los equipos de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP).

Actualmente se ejerce un contrato de servicio y se han realizado 5 estudios de ingeniería de confiabilidad de un total de 28 programados.

Se han generado tres planes de acción para eliminar las causas que originan los tiempos improductivos.

Se adquirieron para su sustitución 65 componentes críticos de los equipos de perforación, con lo que se abatirán tiempos improductivos.

Con respecto a la modernización de equipos de la UPMP, se adquirieron 24 llaves automáticas hidráulicas y un tren central.

Asegurar los insumos estratégicos (tuberías, árboles de válvulas y preventores) En la contratación de insumos estratégicos, tales como tuberías, se tiene

firmado un contrato de suministro con vigencia hasta el año 2011, para el caso de preventores se tiene cubierto el suministro para el año 2010 y para arboles de válvulas se contó con los contratos de suministro para el 2009, y la División Sur inició su trámite de requerimiento para el 2010-2011, la División Norte realizará el proceso localmente para el mismo periodo y la División Marina tiene cubierto el suministro hasta octubre de 2010, por lo que iniciará un proceso de licitación en febrero de ese año.

Fortalecer la planeación y diseño integral de pozos estratégicos, mediante la aplicación de la metodología FEL. En esta iniciativa se tiene un avance general real del 99%. Esto es, se han

diseñado con FEL 2 mil 287 pozos de 2 mil 289 programados para 2009.


Se plantea que mediante esta metodología se diseñen todos los pozos exploratorios y los estratégicos de desarrollo.

Aplicar el sistema de costos programados para elaborar las cédulas de autorización de costos de las actividades de perforación y terminación de pozos (CACP) y su seguimiento en términos económicos. Mediante el Módulo de Información de Costos Planeados (MICOP),

actualmente los ingenieros de las divisiones de perforación, Marina, Norte y Sur, costean los pozos a intervenir de acuerdo a programas. El sistema permite emitir las cédulas de autorización de costos programados de pozos y dar el seguimiento durante la ejecución.

Mejorar la eficiencia operativa adecuando las tripulaciones para la supervisión directa en campo, reduciendo la rotación de personal Se aplicó un convenio mediante el cual se autorizan plazas para

complementar los módulos de las tripulaciones de operación y mantenimiento de los equipos de perforación y reparación de pozos.

Se aprobó un convenio administrativo-sindical mediante el cual se pretende ser eficiente en la operación adecuando las tripulaciones para la supervisión directa en campo, evitando la rotación y ausentismo del personal, el cual está en proceso de implantación.

Identificar proveedores de nuevas tecnologías que mejoren los procesos de perforación y mantenimiento de pozos Se identificaron 58 tecnologías útiles para aplicar en los pozos las cuales se

probaron satisfactoriamente. De igual manera, se documentaron 268 tecnologías para mejorar el proceso de perforación, terminación y mantenimiento a pozos. Otro avance más en este rubro es que todas estas tecnologías están debidamente documentadas y disponibles a todo el personal interesado para consultarlas en el portal de la UPMP

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

Proyecto de Aguas Profundas

Actualmente existen nueve sectores en Aguas Profundas con carteras documentadas de oportunidades exploratorias por aceite: Cinturón Plegado Perdido, Cinturón Subsalino, Oreos, Quizini, Nancan, Jaca-Patiní, Quimera, Linterna y Sable. Estos tienen un recurso potencial medio, bajo riesgo de 3 mil 137 MMBPCE, asociado a cien oportunidades exploratorias. Las áreas de los proyectos Perdido y Golfo de México Sur, han sido divididos en doce áreas o sectores de Aguas Profundas, los cuales fueron jerarquizados considerando: recursos potenciales, probabilidad de éxito, riesgo compuesto, tipo de hidrocarburo, tirante de agua, información sísmica disponible (2D ó 3D) y distancia a instalaciones. Los


sectores estratégicos en Aguas Profundas son: 1) Sector Cinturón Plegado-Perdido, 2) Cinturón Subsalino-Oreos, 3) Jaca Patiní, 4) Lipax, 5) Nancan.

En septiembre de 2009, se revisó la ubicación, migración y el pronóstico de corrientes oceánicas en el Golfo de México. Asimismo, se revisaron las recomendaciones y estimaciones para adquisición de información adicional en el área y corredor de Lakach, también se emitieron recomendaciones para el proyecto Lakach respecto de la inspección marina con Autonomus Underwater Vehicle (AUV) y pruebas adicionales propuestas por las asesorías. Al mismo tiempo, se elabora una guía para estudios geofísicos y geotécnicos costa fuera.

Proyecto Aceite Terciario del Golfo

A la fecha se han delimitado áreas con el fin de minimizar riesgos durante el desarrollo de los campos y bloques donde se aplicarán los nuevos modelos de contratación. Hasta ahora se ha elaborado un documento con los términos de referencia para el nuevo modelo de ejecución bajo la nueva ley de Petróleos Mexicanos y una propuesta inicial de contrato para el incremento de la capacidad de ejecución. También se ha propuesto la selección de diversas áreas donde pudiera ser factible la aplicación del nuevo modelo de ejecución y se ha desarrollado un modelo económico que permite el avance de diferentes tipos de proyecto aplicando las condiciones del modelo del contrato propuesto y del régimen fiscal

Asimismo, se están realizando estudios para seleccionar los pozos candidatos para inyección de gas natural por 15 mmpcd. Se realizó la definición de áreas que delimitan la explotación de campos en el proyecto.

Se definieron los bloques que componen el Paleocanal de Chicontepec, para el diseño de nuevos esquemas de contratación para exploración.

Por otro lado se elaboró el “Dictamen de Proyectos Relacionados con Campos en el Proyecto Aceite terciario del Golfo”, con los siguientes resultados: Fortalecer la estrategia de delimitación del campo con la finalidad de mejorar

el plan de desarrollo del campo. Dedicar esfuerzos dirigidos a la caracterización de los diferentes sectores

con el objetivo de evaluar y revisar los volúmenes en sitio originales y reservas remanentes, así como, la continuidad de los cuerpos arenosos y calidad de roca.

Enfocar recursos en el análisis integral de los requerimientos para el diseño de infraestructura de producción, tomando en consideración la variabilidad de la producción del campo y la incertidumbre de reservas.

Tomar información que permita mejorar el conocimiento del área en explotación en aquellos sectores donde existan prospectos exploratorios.


Incorporar estudios de caracterización dinámica y basar los pronósticos de producción en la información de los gastos iniciales de los pozos perforados, así como estimar las características de otras áreas análogas.

Para incrementar la productividad de los pozos será necesario explotar simultáneamente las arenas productoras, utilizando pozos multilaterales o de alto ángulo y con fractura, en función de los resultados técnico-económicos.

Seleccionar y proponer el sistema de producción artificial adecuado a cada área, considerando el proceso de recuperación secundaria o mejorada seleccionado.

Dentro del alcance del proyecto, incluir los beneficios a la comunidad que se generarán durante la ejecución del proyecto, particularmente la cantidad de obra relacionada con la infraestructura de transporte (caminos), redes eléctricas, acueductos, telecomunicaciones, obra civil, urbanización, etc.

Considerar desde el inicio, en el diseño de la terminación de los pozos, sistema artificial más conveniente de acuerdo a las características propias de cada área en particular (tipos de fluidos, profundidad, presiones, procesos de recuperación secundaria y mejorada, etc.)

Fortalecer la relación con proveedores clave

Se continúa la aplicación de estrategias para la contratación de adquisiciones y servicios y se reportan avances en las siguientes acciones: La contratación de válvulas, tiene un avance del 85% de las actividades

establecidas en el programa de trabajo. Se tienen las bases técnicas de la licitación que fueron consensuadas con los distintos participantes y discutida la normatividad aplicable con la CANACINTRA y la AMEXVAL, se está elaborando la convocatoria, una vez concluido el documento se publicará con las bases del proceso licitatorio

Durante el 2009 se publicaron las convocatorias de las licitaciones consolidadas para la Región Sur y de la Subdirección de Perforación de los siguientes bienes: consumibles informáticos, material eléctrico, pintura; quedando pendientes las siguientes convocatorias que se han programado para el 2010: artículos de aseo y textiles, metales, soldadura y electrodos, productos químicos de protección y limpieza, equipos y refacciones de aire acondicionado

En lo correspondiente a la optimización de licencias de software, se concluyó la revisión del 2008 al 100% y se realizó el programa de trabajo del 2009 para la revisión de las licencias solicitadas para su renovación, la cual se concluyó dictaminándose la contratación de las necesarias


Continúa la actualización de la base de datos de la información del Directorio Institucional. Se elaboró diagnóstico de la oferta de proveedores tomando una muestra representativa de los proveedores que se tienen en la base de datos del DIPC (500) y de otros que no son proveedores para determinar sus características de tamaño, especialidad, así como necesidades de crédito y aspectos de agrupamiento o gremios a los que pertenecen con el fin de generar acciones para promocionar su crecimiento y desarrollo. Todos los contratistas y proveedores que han formalizado contratos cuentan con certificado actualizado, como evidencia de la aplicación de elementos de actualización de información, evaluación y conocimiento de la información capturada

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

A continuación se describe el avance al periodo de las actividades relevantes de esta acción. De las 426 auditorías internas a los procesos y SSPA para el año 2009, se

tiene un avance del 87 por ciento en la realización de auditorías y 77 por ciento en el seguimiento a cumplimientos de auditorías ya realizadas.

En cuanto a la certificación de instalaciones de industria limpia a diciembre de 2009, el número de instalaciones auditadas es de 271 y el número de certificados obtenidos es de 140. Se recibieron 4 nuevos certificados, con lo que, si consideramos las nuevas auditorías realizadas en la Región Marina Noreste y los certificados obtenidos, el total de subsistemas auditados al mes de diciembre de 2009 es de 185 y el de certificados obtenidos de 53, encontrándose en proceso de cumplimiento del plan de acción 132 subsistemas.

En lo que se refiere a asesorar y participar en el desarrollo de entregables del Sistema Pemex-SSPA se hizo un censo de los entregables necesarios quedando como resultado la necesidad de 90 entregables. De 90 entregables se han elaborado y difundido 82, lo que representa un porcentaje de 91 por ciento, con 8 entregables pendientes los cuales continúan en proceso (elaboración, revisión, validación, autorización y difusión) con diferentes grados de avance.

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

Como parte de la administración del personal se tiene la capacitación integral dirigida en el área de seguridad, en donde el avance se obtiene de la capacitación impartida en los Centro de Adiestramiento en Seguridad,


Ecología y Sobrevivencia (CASES), en los cuales se han programado mil 640 cursos en 2009. Al término del año se impartieron mil 635 cursos.

Para reforzar la administración de la seguridad física, se tienen realizados estudios de vulnerabilidad para instalaciones estratégicas. De 192 estudios de análisis de vulnerabilidad programados para este año, a la fecha se tiene un avance de 184 estudios que representan 96 por ciento.

En lo referente al reforzamiento de los planes de respuesta a emergencias, se programó implantar, mantener y actualizar 695 Planes de Respuesta a Emergencias (PRE), a la fecha se han realizado 456 representando un avance de 66 por ciento al término del año.

Dentro de la adopción de nuevas tecnologías, la evaluación de la tecnología del retardante de fuego se encuentra en la última etapa con un avance de 60 por ciento.

Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera

Se reporta al periodo el avance de esta acción, detallándose en esta ocasión el alcance de sus 5 iniciativas y actividades realizadas: 1. Incorporar en los proyectos de inversión, como parte del proceso de planeación,

la caracterización del entorno en sus componentes social, político, ambiental y de seguridad. Los proyectos de explotación de PEP están siendo documentados mediante

el proceso metodológico conocido como FEL (front end loading) o VCD (visualizar, conceptualizar y definir los proyectos) en donde de manera multidisciplinaria se define y diseña el proceso de explotación. Durante 2009, los responsables de la acción realizaron gestiones para definir los criterios y tareas que permitan incluir la variable social en ese proceso, de manera similar a lo que ya se realiza con la variable ambiental.

En cuanto a la variable social, se incluyó en el ciclo de planeación 2009 de PEP, dentro de sus premisas la documentación de las obras de beneficio mutuo en los proyectos correspondientes. No obstante, se requiere elaborar lineamientos específicos y más robustos en la documentación de los temas social y político a través de unidades de inversión con mecanismo y métodos formalizados, que permitan el seguimiento y control de estos rubros en el desarrollo de los proyectos y las operaciones de la organización.

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

Región Actividades Norte • Se han realizado 3 estudios de diagnóstico del

entorno social, en los estados de Nuevo León, Coahuila y Tamaulipas, entidades donde desarrolla actividad el Activo integral Burgos, diagnósticos que


Región Actividades plantearon acciones para prevenir o mitigar las presiones sociales y ambientales, mantener la armonía con las comunidades del entorno y garantizar la continuidad operativa.

Sur • Se han realizado 37 diagnósticos del entorno social y el resultado de estas acciones se ve reflejado en implementación de la planeación operativa integral para 75 obras críticas de esta Región, así como la mitigación en el índice de bloqueos a instalaciones. Destacan los diagnósticos para los proyectos estratégicos, como son: desarrollo campo Bajlum (Pijije); desarrollo campo Bricol; localización Huaycura 1; y localización Beth 1.

Marina Noreste • Se han realizado estudios de factibilidad técnica para el programa de obras de beneficio mutuo en Ciudad del Carmen.

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

• Se cuenta con el anexo en el que se establecen las obligaciones de los contratistas, aunque está pendiente su aprobación, éste ya se aplica en los contratos de obra en las regiones de PEP. Durante 2009 se ha incluido en 382 contratos.

• La correcta aplicación de este anexo incluye también la sensibilización de los supervisores de obra, razón por la cual se han impartido 60 talleres de capacitación a supervisores.

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

• El Acuerdo Marco contemplado en esta acción está compuesto por 5 ejes estratégicos, de los cuales la incidencia de PEP se aplica al denominado “Obras de Beneficio Mutuo”, ya que los demás son del ámbito y competencia exclusiva del Corporativo. Esta acción se modificó en el replanteamiento de la iniciativa, acotándose únicamente a Obras de Beneficio Mutuo. Durante 2009 se ejecutaron obras de beneficio mutuo en ocho entidades del país.

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

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

• Región Norte.


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

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

• Región Sur – Se llevó a cabo la planeación, diseño y elaboración del material de

difusión, para la participación de PEP Región Sur en la Feria Tabasco, durante agosto del 2009 en el “Parque Tabasco” de Villahermosa, Tabasco, destacando los siguientes módulos: remodelación del Museo Interactivo del Petróleo, exposición de acciones de responsabilidad social 2008, exposición de acciones de apoyo social a Tabasco 2008 y un taller interactivo llamado “Petro-rally”, relativo a los cuatro procesos del petróleo.

• Región Marina Noreste – Se realizaron cuatro visitas al Centro de Adiestramiento en Seguridad,

Ecología y Sobrevivencia (CASES), con la participación de 127 visitantes.

– Se efectuaron cuatro visitas guiadas a la Sala Interactiva Petrolera (SIP) con la participación de 85 personas.

– Se participó en la Expo-Conagua con motivo de la celebración del Día Mundial del Agua, organizado por la Comisión Nacional del Agua, Delegación Campeche, con la asistencia de aproximadamente 2 mil 500 visitantes, en su mayoría estudiantes.

– En el marco de la Fer

informe de avance del programa para incrementar la ......teotleco 1001 3,007 6.6 productor de aceite...

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