SPRN 2010 YEARBOOK

Informe de Resultados 2010

Contenido INTRODUCCIÓN AL DOCUMENTO

1

GRUPO DIRECTIVO

4

MENSAJE DEL SUBDIRECTOR

8

SÍNTESIS Y ASPECTOS RELEVANTES

12

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

18

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

42

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

56

ACTIVIDAD FÍSICA

72

SEGURIDAD, SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

104

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

150

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS Y OBRA PÚBLICA

162

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

170

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

200

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE

240

EJECUCIÓN CON LOS CONTRATOS INTEGRALES DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN RENDICIÓN DE CUENTAS

258

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

272

CRÉDITOS

296

Introducción En este documento escrito y gráfico, la Región Norte de PEMEX Exploración y Producción comparte con sus empleados, clientes, proveedores y público en general, la actividad que se ha desarrollado en cada unidad de negocios así como el desempeño sobresaliente que han registrado. Estos aspectos relevantes y retos, nos impulsan a mantener nuestro propósito simple pero que vive en cada uno de los que laboramos en esta Región Norte: "Descubrir y producir hidrocarburos"

Grupo Directivo

Dr. Juan José Suárez Coppel.

Director General

4

GRUPO DIRECTIVO

,72 Aniversario de la Expropiación Petrolera 18 de Marzo de 2010. Discurso ...Los objetivos de exploración y producción son incrementar la producción y la incorporación de reservas, y reducir los costos asociados. Para ello, continuaremos optimizando la explotación de nuestros yacimientos, en especial los supergigantes de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. También iniciaremos el desarrollo de las reservas en los nuevos campos descubiertos, y persistiremos en la búsqueda de tecnologías y modelos de ejecución para aprovechar el potencial de Chicontepec.

Durante este año, introduciremos nuevos modelos de contratación para reactivar los campos maduros y continuaremos explorando en aguas profundas...

Ing. Carlos Morales Gil Director de PEMEX Exploración y Producción

Grupo Directivo de PEP SUBDIRECTORES

ADMINISTRADORES

Lic. Luis Sergio Guaso Montoya SUBDIRECTOR DE NUEVOS MODELOS DE EJECUCIÓN

Ing. Manuel Terán García.

ADMINISTRADOR ACTIVO DE EXPLORACIÓN GOLFO DE MÉXICO NORTE

Ing. Rogelio Bartolomé Morando Sedas SUBDIRECTOR DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, PROTECCIÓN AMBIENTAL Y CALIDAD

Ing. Miguel Ángel Maciel Torres.

ADMINISTRADOR ACTIVO INTEGRAL BURGOS

Ing. Gustavo Hernández García SUBDIRECTOR DE PLANEACIÓN Y EVALUACIÓN

Ing. Luis Octavio Alcázar Cancino.

ADMINISTRADOR ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA

Ing. José Antonio Escalera Alcocer SUBDIRECTOR TÉCNICO DE EXPLORACIÓN

Ing. Antonio Narváez Ramírez.

ADMINISTRADOR ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

Dr. Pedro Silva López SUBDIRECTOR TÉCNICO DE EXPLOTACIÓN

Ing. Miguel Ángel Hernández García.

ADMINISTRADOR ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ

Ing. Jesús Hernández San Juan SUBDIRECTOR DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN Ing. Sergio Aceves Borbolla SUBDIRECTOR DE INGENIERÍA Y DESARROLLO DE OBRAS ESTRATÉGICAS Ing. Juan Javier Hinojosa Puebla SUBDIRECTOR DE UPMP, SEDE VILLAHERMOSA Lic. Mario Alberto Ávila Lizárraga SUBDIRECTOR DE LA COORDINACIÓN DE SERVICIOS MARINOS Ing. Juan Arturo Hernández Carrera SUBDIRECTOR DE REGIÓN NORTE Dr. Vinicio Suro Pérez SUBDIRECTOR DE REGIÓN SUR Ing. José Refugio Serrano Lozano SUBDIRECTOR DE REGIÓN MARINA NORESTE

GERENTES Ing. Pedro Velázquez Velázquez.

GERENTE DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS, NORTE Ing. Juan Alfredo Ríos Jiménez.

GERENTE DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS D.N. Ing. Salvador Quero García.

GERENTE DE CONSTRUCCIÓN Y MANTENIMIENTO R.N. Ing. Carlos Hernández García.

GERENTE DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL R.N. Ing. Primo Luis Velasco Paz. GERENTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS R.N. Ing. Juan de D. Bujanos Wolf.

GERENTE DE PLANEACIÓN Y EVALUACIÓN R.N.

M.I. José Luis Fong Aguilar SUBDIRECTOR DE REGIÓN MARINA SUROESTE

Funcionarios Sindicales Alberto Alemán Doval SECCIÓN 3 ALTAMIRA

Gabriel Atilano Cabrera Rivera SECCIÓN 40 DELEGACIÓN 50 VERACRUZ

Manuel Flores Hernández SECCIÓN 21 ÁRBOL GRANDE

Jorge Martínez Gonzalez SECCIÓN 25 NARANJOS

Jorge del Ángel Acosta SECCIÓN 30 POZA RICA

Victor Manuel Mar Hernández SECCIÓN 13 CERRO AZUL

Alberto Oropeza López SECCIÓN 51 TUXPAM

Gustavo Yong Medina SECCIÓN 36 REYNOSA

Rodolfo Pizarro Ponce SECCIÓN 33

Carlos Soto Islas SECCIÓN 39 CATALINA

Roger Manuel Pavón Espinoza SECCIÓN 9 VERACRUZ

GRUPO DIRECTIVO

Dr. Ernesto Estrada González SUBDIRECTOR DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

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Mensaje del Subdirector

MENSAJE DEL SUBDIRECTOR

8

Mensaje del Subdirector Desde hace más de 10 años, la Región Norte ha protagonizado cambios y logros significativos para el desarrollo económico de nuestro México.

Durante el 2010, año significativo en el proceso de transformación de esta Región, nuestro país festeja el bicentenario como nación libre y so­ berana y cien años asociados a la actividad petrolera, y es precisamente aquí en la Región donde se da origen a esta importante industria.

Como nuestra misión declara de forma sencilla y firme: "Descubrir y producir hidrocarburos", una misión que hemos adoptado todos y cada uno de los que laboramos en esta Región reflejado en nuestros logros y resultados alcanzados hasta ahora. En este Documento muestra de forma resumida, una semblanza del desempeño de la Región en el 2010.

Gracias al esfuerzo profesional y entusiasta de todos los trabajadores desde el técnico de escritorio hasta el operador de pozos, se alcanzaron cifras récords puntuales de producción de 110 Mbd y 2,689 MMpcd en crudo y gas respectivamente; siendo la producción de crudo

similar a la alcanzada desde mediados de los años ochentas.

El comportamiento de la producción de crudo, en el Activo Integral Aceite Terciario de Golfo, presentó un crecimiento constante al pasar de 32 mil barriles por día producidos en enero a 45 mil barriles por día en el mes de diciembre, inclusive, llegando a alcanzar una producción máxima de 48.7 mil barriles el día 27 de agosto, con lo cual se materializa el crecimiento y la rentabilidad del proyecto.

Importantes esfuerzos se han concretado en la producción de crudo al alcanzar una tasa de crecimiento anual del 19 por ciento. Por otro lado, el descubrimiento más importante en la Región con la incorporación de una reserva por 26 MMbpce con la perforación del pozo Rabel1 en el Activo Integral Veracruz abre opor­ tunidades a nuevos desarrollos.

Con la terminación del pozo Emergente-1, primer pozo de evaluación de potencial petrolero en yacimientos no convencionales lutíticos

La seguridad y compromisos con protección al ambiente en todas las actividades que se llevan a cabo en esta Región son de la más alta prioridad para todos los que laboramos en ella, esfuerzos que se cristalizan al haber alcanzado la meta de Cero Accidentes con los índices de accidentabilidad más bajos en la historia de esta Región.

Se ha reducido en un 40 por ciento las emisiones de Dióxido de Carbono y 35 por ciento de gases contaminantes a la atmósfera, además de registrar ante las Naciones Unidas el primer proyecto en todo Pemex para reducir las emi­ siones de gases de efecto invernadero denomi­ nado "MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio".

En la promoción de una cultura de reciclaje, se recolectaron dos toneladas de Politereftalato de Etileno (PET) y 1.4 toneladas de pilas, y se reforestaron 45.2 hectáreas con 25 mil árboles de diferentes especies.

De frente al 2011, tenemos grandes retos como cristalizar la implantación del SSPA, reducir al máximo las fugas y derrames de hidrocarburos, alcanzar niveles de producción de crudo por arriba de los 155 Mbd; en la actividad exploratoria, consolidar la incursión a la exploración en aguas profundas con la perforación de los pozos Talipau-1, Puskón-1 y Maximino-1; concretar el desarrollo de la explotación de Shale Gas en base a los resultados obtenidos del pozo Emer­ gente-1 así como concretar las pruebas tecnológicas resultado de los laboratorios de campo en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo y la implementación de nuevos esquemas de negocio en el Activo Integral Poza RicaAltamira.

La visión de la Región Norte se concretará en evaluar el potencial e incorporar volúmenes importantes de aceite en aguas profundas y

someras del Golfo de México, reducir el ciclo exploratorio en la parte terrestre que permita incorporar en el corto plazo reservas, la reclasificación de reservas en campos maduros, optimizar el valor de los proyectos Aceite Terciario del Golfo, Burgos y Poza Rica en términos de rentabilidad y eficiencia y de acuerdo al nuevo Marco Legal, generar esquemas de negocio y contratación considerando la reactivación de pozos cerrados, la reducción de la declinación de los yacimientos, la instrumentación de sis­ temas de recuperación secundaria y/o mejorada así como aumentar al 30 por ciento el factor de recuperación en proyectos de aceite y 90 por ciento en proyectos de gas; por otro lado, la migración de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) a nuevos esquemas de contratación, la obtención de la licencia social para operar sin contratiempos, la aplicación de tecnologías ad hoc a los proyectos de la Región y la formalización de una propuesta de mejora al régimen fiscal para proyectos gaseros.

Los resultados obtenidos en 2010, han sido alcanzados gracias al compromiso y esfuerzo de todos y cada uno de los que laboramos en esta Región Norte. La Región Norte manifiesta su compromiso con Pemex Exploración y Producción, de incrementar la incorporación de reservas, desarrollar las tecnologías más ade­ cuadas para la explotación de hidrocarburos, ser más eficientes a lo largo de toda la cadena de valor y su estricto apego a los marcos nor­ mativos y cuidando la seguridad y el medio ambiente en donde realizamos nuestras actividades con un amplio sentido de responsabilidad social.

Atentamente,

Juan Arturo Hernández Carrera Subdirector de la Región Norte

MENSAJE DEL SUBDIRECTOR

denominados Shale Gas, abre una nueva opor­ tunidad de desarrollo y reactivación del Activo Integral Burgos. De este modo, Pemex Exploración y Producción rejuvenece la industria del gas natural, visualizando el gran potencial de Shale Gas existente en las cuencas de la Región Norte de México.

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SĂ­ntesis y Aspectos Relevantes

Síntesis y Aspectos Relevantes

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SÍNTESIS Y ASPECTOS RELEVANTES

LA REGIÓN NORTE, LA REGIÓN CON MÁS EXTENSIÓN GEOGRÁFICA DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Y CON LA MAYOR RESERVA DEL PAÍS, QUE IMPLICA LOS MAYORES RETOS ADMINISTRATIVOS, TECNOLÓGICOS Y OPERATIVOS, HA AVANZADO SUSTANCIALMENTE DURANTE EL 2010 EN LOS DIFERENTES ESFUERZOS Y ASPECTOS QUE SE CARACTERIZARON POR EL CRECIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO, EL INICIO HACIA EL NUEVO ENFOQUE DE EXPLOTACIÓN DEL SHALE GAS AUNADO AL MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE GAS.

MONTERREY

TAMPICO

GOLFO DE MÉXICO

GUADALAJARA CIUDAD DE MÉXICO

VERACRUZ VILLAHERMOSA

ACAPULCO

OAXACA

TUXTLA GUTIÉRREZ

CIUDAD CUENCA PROSPECTIVA OTRAS CUENCAS / LEVANTAMIENTO PLATAFORMA LA PERFORACIÓN DEL POZO EMERGENTE-1 REJUVENECE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL, VISUALIZANDO EL GRAN POTEN­ CIAL DE SHALE GAS EXISTENTE EN LAS CUENCAS DE LA REGIÓN NORTE Y DE MÉXICO.

EL DESCUBRIMIENTO MÁS IMPORTANTE REALIZADO CON LA INCORPORACIÓN DE RESERVA POR 26 MMbpce CON LA PERFORACIÓN DEL POZO RABEL-1.

LA PRODUCCIÓN DE CRUDO DE LA REGIÓN NORTE SE INCREMENTÓ GRADUALMENTE CON UNA TASA DE CRECIMIENTO ANUAL DEL 19 POR CIENTO, SUPERANDO ASÍ, AL RESTO DE LAS REGIONES DURANTE ESTE PERIODO. TCA % 19 5 2 -5

EL COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO EN EL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DE GOLFO PRESENTÓ UN CRECIMIENTO CONSTANTE AL PASAR DE 32 MIL BARRILES POR DÍA PRODUCIDOS EN ENERO, A 45 MIL BARRILES POR DÍA EN EL MES DE DICIEMBRE, INCLUSIVE, LLEGANDO A ALCANZAR UNA PRODUCCIÓN MÁXIMA DE 48.7 MIL BARRILES EL DÍA 27 DE AGOSTO. EN LOS ÚLTIMOS CUATRO MESES DEL AÑO, EN EL ACTIVO INTE­ GRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO, SE PRESENTARON TASAS DE DECREMENTO DE LA PRODUCCIÓN BASE MENORES A LAS OBTENIDAS HISTÓRICAMENTE, INCLUSIVE, SE ELIMINÓ LA DECLINACIÓN EN ALGUNOS PERIODOS, ESFUERZO QUE REPRESENTÓ UN LOGRO PARA EL PROYECTO CONSIDERANDO LA BAJA PRESIÓN DEL YACIMIENTO, LA BAJA PERMEABILIDAD DE LAS FORMACIONES Y EL NÚMERO DE POZOS OPERANDO.

EN TÉRMINOS DE EFICIENCIA, LOS ESFUERZOS Y LÍNEAS DE ACCIÓN EMPRENDIDAS EN ESTA REGIÓN, HAN SIDO APUNTALA­ DAS POR EL PROGRAMA DE MEJORA OPERATIVA COMO RESULTA­ DO DEL TALLER DE PLANEACIÓN ESTRATÉGICA. UN NUEVO ESQUEMA PARA DESARROLLAR LAS RESERVAS DEL PROYECTO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO, ORIGINÓ LA IMPLANTACIÓN DEL CONCEPTO DE LABORATORIOS DE CAMPO, CONSECUENTEMENTE DIVIDIÓ EL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC EN SECTORES QUE PERMITIRÁ EL DESARROLLO DEL POTENCIAL DE LOS YACIMIENTOS, OPERACIÓN DE POZOS E INFRAESTRUCTURA AL MÍNIMO COSTO. DADO LOS NUEVOS ESQUEMAS DE CONTRATACIÓN QUE GENEREN VALOR PARA LA ENTIDAD CON EL OBJETIVO DE INCREMENTAR LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN Y DE FINANCIAMIENTO, SE SELEC­ CIONARON POSIBLES ÁREAS CUYA EXPLOTACIÓN SUPONE RETOS TÉCNICOS, OPERATIVOS Y DE NEGOCIO, ÁREAS QUE POR SUS CARACTERÍSTICAS PUEDEN CONSIDERARSE PARA CELEBRAR CONTRATOS INTEGRALES. DERIVADO DE LAS REFORMAS AL MARCO NORMATIVO QUE GOBIERNA A PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, SE ATENDIERON LAS DISPOSICIONES RELACIONA­ DAS A LAS ASIGNACIONES PETROLERAS EN DONDE ESTA REGIÓN REALIZA SUS ACTIVIDADES. LA SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS ADECUADAS PARA ATENDER LOS RETOS TECNOLÓGICOS Y OPERATIVOS TANTO PARA LOS DESARROLLOS EXPLORATORIOS COMO DE EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS, HAN DADO RESULTADOS Y APRENDIZAJE.

SÍNTESIS Y ASPECTOS RELEVANTES

REGIÓN NORTE SUR MARINA SUROESTE MARINA NORESTE

13

SE DOCUMENTARON LAS ASIGNACIONES PETROLERAS DE 13 PROYECTOS DE INVERSIÓN, OBTENIÉNDOSE LOS PRIMEROS TÍTULOS PARA PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO.

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SÍNTESIS Y ASPECTOS RELEVANTES

SE ESTRUCTURÓ EL PROGRAMA DE MEJORA OPERATIVA PARA LLEVAR A UN ESTADO DE EXCELENCIA EL DESEMPEÑO DE LAS OPERACIONES A LO LARGO DE LA CADENA DE VALOR Y PARA LAS UNIDADES DE NEGOCIO A TRAVÉS DE UN TALLER DE PLANEACIÓN.

APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS ADECUADAS PARA LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN COMO LA SÍSMICA MULTICOMPONENTE Y LA SÍSMICA MARINA DE AZIMUT AMPLIO (WAZ) Y LA APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS DE EXPLOTACIÓN QUE HAN CONTRIBUIDO A MEJORAR LA EXPLOTACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN EL LARGO PLAZO DE LA REGIÓN NORTE.

SE CELEBRARON CINCO CONTRATOS PARA EL DESARROLLO DE LABORATORIOS DE CAMPO ENFOCADOS A LA IMPLANTACIÓN DE PRÁCTICAS OPERATIVAS Y A LOS ESTUDIOS PARA FORTALECER EL CONOCIMIENTO DEL SUBSUELO, PRODUCCIÓN, DISEÑO DE PERFORACIÓN Y MEDICIÓN QUE APUNTALAN UN PLAN DE DE­ SARROLLO DEL PROYECTO. CON CRITERIOS ESPECÍFICOS, SE IDENTIFICARON OCHO SECTORES PARA EL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO, CON LOS CUALES SE CLASIFICARON EN TRES GRUPOS: DE DESARROLLO DE CAMPOS Y OPTIMIZACIÓN, DE CARACTERIZACIÓN Y DESARROLLO TECNOLÓGICO, Y DE CARACTERIZACIÓN INICIAL; CON LO CUAL SE MAXIMIZARÁN LOS BENEFICIOS DE LAS INVERSIONES AL FOCALIZAR LOS ESFUERZOS DE DESARROLLO EN LAS ÁREAS DE MENOR INCERTIDUMBRE. SE IDENTIFICARON 11 POSIBLES ÁREAS O BLOQUES A SER DESARROLLADOS BAJO EL NUEVO ESQUEMA DE CONTRATACIÓN EN EL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO Y SIETE ÁREAS EN EL ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA. SE CONFORMÓ UN CUARTO DE CONTROL DE DATOS PARA LA INTEGRACIÓN Y VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN TÉCNICA DE LOS BLOQUES DEL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO, INCLUYENDO SÍSMICA EXISTENTE BIDIMENSIONAL Y TRIDIMENSIONAL, HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN, DE POZOS E INFRAESTRUCTURA, ENTRE OTROS.

EN EL RUBRO DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, DESTACA EL NO HABER TENIDO ACCIDENTES PERSONALES EN LAS UNIDADES DE NEGOCIO DE ESTA REGIÓN Y JUNTO CON PERFORACIÓN Y MAN­ TENIMIENTO DE POZOS HABER ALCANZADO LOS ÍNDICES DE ACCIDENTABILIDAD MÁS BAJOS DE LA HISTORIA DE ESTA REGIÓN. COMO PARTE DE NUESTRO COMPROMISO CON EL MEDIO AMBIENTE Y RESPONSABILIDAD SOCIAL EN CADA UNA DE LAS ACTIVIDADES QUE REALIZAMOS, SE ALCANZÓ UNA REDUCCIÓN DEL 40 POR CIENTO EN LAS EMISIONES DE DIÓXIDO DE CARBONO (CO²) Y 35 POR CIENTO DE GASES CONTAMINANTES A LA ATMÓSFERA CON LA DISMINUCIÓN DEL GAS QUEMADO. ASÍ MISMO, SE AVANZÓ EN LA ATENCIÓN AL PASIVO AMBIENTAL Y EN LA PROMOCIÓN DE LA CULTURA DEL RECICLAJE Y PROGRAMAS DE REFORESTACIÓN.

SE REMEDIARON 24.9 HECTÁREAS DEL PASIVO AMBIENTAL. SE CARACTERIZARON 327 PRESAS EQUIVALENTES AL 79 POR CIENTO DEL PASIVO AMBIENTAL DE PRESAS. SE SANEARON 159 PRESAS. SE INYECTÓ EL 100 POR CIENTO DEL AGUA CONGÉNITA GENERADA. SE CUMPLIÓ CON EL 100 POR CIENTO DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONANTES ESTABLECIDOS POR LA SEMARNAT PARA LOS PROYECTOS PETROLEROS REGIONALES.

SE ALCANZÓ EL 98 POR CIENTO DE APROVECHAMIENTO DE GAS EVITANDO LA QUEMA DE 2,721 MMpc. EN LA PROMOCIÓN DE UNA CULTURA DE RECICLAJE, SE RECOLECTARON DOS TONELADAS DE POLITEREFTALATO DE ETILENO (PET O EN INGLÉS POLYETHYLENE TEREPHTHALATE) Y 1.4 TONELADAS DE PILAS. SE REFORESTARON 45.2 HECTÁREAS CON 25 MIL ÁRBOLES DE DIFERENTES ESPECIES. ESTOS DOS ÚLTIMOS, CON LA PARTICIPACIÓN DE TODOS LOS TRABAJADORES EN REGIÓN NORTE. ESTAS ACCIONES Y ASPECTOS RELEVANTES, SE TRADUCEN EN UN EJERCICIO DEL ORDEN DE 59,623 MILLONES DE PESOS, CON LO CUAL, SIGNIFICÓ LA MAYOR INVERSIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE SUS CUATRO REGIONES. TODOS LOS LOGROS ALCANZADOS EN ESTA REGIÓN, HAN SIDO GRACIAS AL ESFUERZO CONJUNTO DEL RECURSO MÁS IMPOR­ TANTE DE ESTA REGIÓN: EL CAPITAL HUMANO.

LA PROCURADURÍA FEDERAL DE PROTECCIÓN AL AMBIENTE (PROFEPA) OTORGÓ 17 CERTIFICADOS Y 25 REFRENDOS COMO INDUSTRIA LIMPIA, QUE CONSIDERAN 50 INSTALACIONES, 80 DUCTOS Y 21 EQUIPOS DE PERFORACIÓN. SE APROBÓ PARA PEMEX EL PRIMER PROYECTO DE MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) EN EL CAMPO TRES HERMANOS DEL ÁREA CERRO AZUL POR LA ORGANIZACIÓN DE LAS NACIONES UNIDAS (ONU) PARA LA TRANSACCIÓN EN BONOS DE CARBONO.

SÍNTESIS Y ASPECTOS RELEVANTES

SE CARACTERIZARON DE 183 HECTÁREAS EQUIVALENTES AL 87 POR CIENTO DE LAS ÁREAS DEL PASIVO AMBIENTAL.

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Plan EstratĂŠgico y Cartera de Proyectos

Plan Estratégico y Cartera de Proyectos

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PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

PRINCIPALES INICIATIVAS Y PROGRAMA DE MEJORA OPERATIVA

Ante la evolución de los mercados internacionales, el nuevo marco Legal de Petróleos Mexicanos, en el contexto de la industria petrolera y el estado particular de la Región Norte, se planteó en 2010 estructurar un Programa de Mejora Operativa cuyo objetivo es llevar a un estado de excelencia el desempeño de sus operaciones a lo largo de la cadena de valor y en cada una de sus Unidades de Negocio, por lo que durante el primer semestre del 2010, se llevó a cabo un Taller de Planeación integrado con el Grupo Directivo, en el cual, se mostró el panorama y los retos a ser atendidos en el corto y mediano plazos.

Estuvo dividido en cuatro secciones: Análisis y retrospectiva de los re­ sultados de la Región obtenidos en los últimos cinco años.

Visualización de las perspectivas internacionales de gas y aceite.

Alineación y comunicación de los ob­ jetivos de la Región para los próximos 5 años con base en la documentación de la cartera de proyectos de la Región Norte.

Presentación del diagnóstico orga­ nizacional.

Tomando en cuenta las secciones ante­ riores, se han planteado en la Región Norte, seis objetivos operativos para el periodo 2010-2015: 1.Reducir costos de inversión y operación hasta en 25 por ciento entre 2010 y 2015.

2.Lograr una producción promedio de 193 Mbd de aceite y 2,974 MMpcd de gas en el periodo 20102015.

3.Incorporar un total de 2,824 MMbpce de reservas 3P en el periodo 2010-2015.

4.Reducir a cero los incidentes de seguridad industrial y los pasivos ambientales.

5.Mejorar la relación con las comu­ nidades en donde la Región Norte opera.

6.Maximizar el potencial del capital humano de la Región Norte.

Bajo este contexto y con el objetivo de alinear los esfuerzos de la Región y de sus Unidades de Negocio, se consoli­ daron en la generación de 30 iniciativas agrupadas en seis rubros, alineados

con los objetivos operativos de la Región involucrando 14 Unidades de Negocio.

A continuación se detallan cada una de ellas:

PRINCIPALES INICIATIVAS DE LA REGIÓN NORTE

A

REDUCIR LOS COSTOS

B AUMENTAR LA PRODUCCIÓN DE GAS Y ACEITE

C INCREMENTAR LAS RESERVAS

CÓDIGO DESCRIPCIÓN

RESPONSABLES

A.1 IMPLEMENTAR CANDADOS A GASTOS DE MANO DE OBRA Y REASIGNAR PERSONAL DE LOS CENTROS DE TRABAJO CON BAJA UTILIZACIÓN. A.2 OPTIMIZAR EL DISEÑO DE POZOS, ADECUÁNDOLOS A LAS CARACTERÍSTICAS DE CADA YACIMIENTO Y UTILIZANDO ALTERNATIVAS ECONÓMICAS DE MATERIALES Y EQUIPO. A.3 INCREMENTAR LA EFICIENCIA EN LA EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN, REPARACIÓN Y SERVICIOS A POZOS. A.4 ADECUAR LOS CONTRATOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN A LOS REQUERIMIENTOS ESPECÍFICOS DE LOS PROYECTOS, CON FLEXIBILIDAD A NIVEL REGIONAL. A.5 RENOVAR Y/O SUBSTITUIR EQUIPOS DE PERFORACIÓN, REPARACIÓN Y SERVICIOS A POZOS. A.6 IMPLEMENTAR PRÁCTICAS DE DISEÑO E INGENIERÍA DE INSTALACIONES ESBELTAS. A.7 OPTIMIZAR LA INFRAESTRUCTURA EXISTENTE PARA EL ACONDICIONAMIENTO, TRANSPORTE, BOMBEO Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS. A.8 IMPLEMENTAR UN PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS QUE PERMITA MEJORAR EL CONTROL DE COSTOS OPERATIVOS Y COMPARAR EL DESEMPEÑO DE LOS ACTIVOS.

GAF/AIPRA

B.1 DESARROLLAR E IMPLEMENTAR PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN BASE Y ELIMINACIÓN DE CUELLOS DE BOTELLA EN LOS PROCESOS OPERATIVOS. B.2 DESARROLLAR E IMPLEMENTAR PROGRAMAS DE IDENTIFICACIÓN Y REACTIVACIÓN DE POZOS CERRADOS CON POSIBILIDADES Y PROGRAMAS DE OPERACIÓN DE CAMPOS MARGINALES. B.3 IMPLEMENTAR CRITERIOS DE JERARQUIZACIÓN DE INTERVENCIONES EN BASE A SU POTENCIAL DE PRODUCCIÓN Y RENTABILIDAD. B.4 ACELERAR LA IMPLEMENTACIÓN DEL MAPA TECNOLÓGICO DEL AIATG Y DESARROLLAR E IMPLEMENTAR LOS MAPAS TECNOLÓGICOS DEL AIB, AIV Y AIPRA.

ACTIVOS INTEGRALES

C.1 IMPLEMENTAR MEJORES PRÁCTICAS EN EL PROCESAMIENTO E INTERPRETACIÓN DE SÍSMICA PARA ACORTAR TIEMPOS Y MEJORAR CONFIABILIDAD. C.2 DEFINIR EL MODELO DE GOBERNABILIDAD PARA LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS EXPLORATORIOS DE AGUAS PROFUNDAS. C.3 IDENTIFICAR, EVALUAR E IMPLEMENTAR MÉTODOS Y TECNOLOGÍAS QUE PERMITAN MEJORAR LOS RESULTADOS DE LOS PROYECTOS EXPLORATORIOS. C.4 ACELERAR LA ESTRATEGIA EXPLORATORIA DE LOS ACTIVOS INTEGRALES PARA IMPULSAR LA INCORPORACIÓN DE RESERVAS DE GAS. C.5 INTENSIFICAR Y ENFOCAR LA EVALUACIÓN DEL POTENCIAL REMANENTE E INCORPORAR RESERVAS EN LA PLATAFORMA CONTINENTAL Y EN LAS ÁREAS TERRESTRES DE LA RN.

AEGMN/AIB/AIV

GPMP GPMP GPMP GPMP GCYM GTDH ACTIVOS INTEGRALES

ACTIVOS INTEGRALES GPE GPE

AEGMN AEGMN/AIB/AIV AEGMN/AIB/AIV AEGMN

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

OBJETIVO ESTRATÉGICO

19

INICIATIVAS COMPLEMENTARIAS OBJETIVO ESTRATÉGICO

D

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PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

GARANTIZAR LA SEGURIDAD Y EL CUIDADO DEL MEDIO AMBIENTE

CÓDIGO DESCRIPCIÓN

RESPONSABLES

D.1 DESARROLLAR LA INFRAESTRUCTURA NECESARIA PARA MEJORAR EL APROVE­ CHAMIENTO DE GAS. D.2 ACELERAR PROGRAMAS DE IDENTIFICACIÓN Y REPARACIÓN DE PASIVOS AMBIEN­ TALES. D.3 IMPLEMENTAR EL PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD DE DUCTOS (PAIDS).

D.4 INSTALAR UNIDADES RECUPERADORAS DE VAPORES Y AROMÁTICOS GENERADOS DURANTE EL PROCESO DE ACONDICIONAMIENTO DEL GAS. D.5 IMPLEMENTAR PROGRAMAS PARA FORTALECER LA CULTURA Y CAPACIDADES EN MATERIA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y VIGILANCIA. D.6 DESARROLLAR UN PLAN DE CONTINGENCIAS PARA LA ATENCIÓN OPORTUNA DE EMERGENCIAS.

AIPRA/AIATG GSIPA GTDH/GCYM GTDH GSIPA GSIPA

E MEJORAR LAS

E.1 IMPLEMENTAR UN PROGRAMA DE DESARROLLO SUSTENTABLE DE LA RN Y DIFUNDIR GPE LOS ESFUERZOS DE MODO QUE SE CAPITALICEN INTERNA Y EXTERNAMENTE. E.2 REGULARIZAR Y LEGALIZAR LA SUPERFICIE OCUPADA POR PEP EN LA RN. UAE

F

F.1 MANTENER ACTUALIZADOS LOS PROGRAMAS DE CAPACITACIÓN PARA EL PERSONAL SINDICALIZADO DE LA REGIÓN. F.2 GARANTIZAR EL CUMPLIMIENTO DE LAS 4 FASES DEL SISTEMA DE EVALUACIÓN DEL PERSONAL DE CONFIANZA (SIADI) CON EL FIN DE RECONOCER Y ALINEAR ESFUERZOS. F.3 PONER EN MARCHA CAMPAÑAS DE COMUNICACIÓN QUE PERMITAN FILTRAR EN LA ORGANIZACIÓN LOS OBJETIVOS ESTRATÉGICOS Y MOTIVAR AL PERSONAL, CONCIENTIZÁNDOLO DE SU IMPORTANCIA PARA ALCANZARLOS. F.4 OPTIMIZAR LOS SISTEMAS DE GESTIÓN DE PERSONAL PARA IDENTIFICAR Y DESARROLLAR AL TALENTO DE LA RN. F.5 REALIZAR UN DIAGNÓSTICO DE PRODUCTIVIDAD DEL GRUPO DIRECTIVO PARA IDENTIFICAR OPORTUNIDADES DE MEJORA EN SU DESEMPEÑO.

RELACIONES CON LA COMUNIDAD

MAXIMIZAR EL POTENCIAL DEL CAPITAL HUMANO DE LA REGIÓN NORTE

Tomando en consideración su nivel de impacto en los objetivos de la Región, las iniciativas se clasificaron en dos grupos: Alto impacto (11) y complemen­ tarias (19). En 2010, se iniciaron diagnósticos en los Activos Integrales Poza Rica-Altamira, Burgos y Veracruz, obteniendo los siguientes resultados: ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA

Iniciativa A2/A3-Reducción de costos de perforación. Identificación de 12 iniciativas enfocadas en el diseño de

RRHH RRHH RRHH RRHH GPE

pozos, adecuación de contratos y el incremento en la eficiencia de perforación. Con esto, el impacto poten­ cial de reducción es de 6 por ciento a 8 por ciento en el costo promedio por pozo, lo que equivale aproximadamente a 150 millones de pesos en el 2011.

Iniciativa B1-Mantenimiento de la producción base. Identificación de dos áreas de oportunidad; la primera, reducir tiempos de reacción ante fallas subsuperficiales la cual tiene un impacto

potencial de 2,250 barriles por pozo y reducir incidencias por fallas superfi­ ciales, la cual presenta una oportunidad de 28 mil barriles mensuales en producción diferida por fallas superfi­ ciales.

posibilidades de reactivación por repara­ ciones mayores. Se propone la reactivación de 92 pozos en el primer año considerando la producción esperada entre 40 a 55 MMpcd.

Iniciativa B2-Reactivación de pozos cerrados. Identificación de 1,062 pozos para estudio, generando en la iniciativa, un escenario de máximo potencial que permitirá incorporar aproximadamente 24 Mbd en un periodo de dos a tres años como consecuencia de la reactivación de 530 pozos.

ACTIVO INTEGRAL BURGOS

Iniciativa A2/A3-Reducción de costos de perforación. Se identificaron tres palancas para la reducción de costos: optimizar el diseño de los pozos, adecuación de los contratos de perforación e incrementar la eficiencia de perforación.

Iniciativa B1-Mantenimiento de la producción base. La principal área de oportunidad para disminuir la declinación en el Activo Integral Burgos, radica en atender problemas técnico-operativos, siendo la declinación de pozos y las fallas en compresión como la principal área de oportunidad. Derivado de las acciones propuestas, se pretende reducir la declinación de la base de 3.2 por ciento a 2.3 por ciento mensual.

Iniciativa B2-Reactivación de pozos cerrados. Las acciones consideradas son la identificación de 530 pozos con

Iniciativa C4-Acelerar los esfuerzos de exploración de gas. Las acciones que se consideran son: a) Reforzar el portafolio con nuevas áreas, teniendo las siguientes opciones: 1. Parte sur de Neógeno de Papaloapan B. 2. Paleoceno de Cosamaloapan 3. Zona Marina y, 4. Cretácico de Tinajas. b) Reducir el tiempo del ciclo explorato­ rio con la eliminación y simplificación de etapas, pasando de 3.5 años a aproximadamente 2.8 años promedio exploratorio y, c) Reforzar la coordinación de exploración para abarcar el incremen­ to de actividad.

CONCLUSIONES

La Región de mayor importancia para PEP en el corto y mediano plazos es la Región Norte, ya que concentra el mayor número de reservas del país, por lo que se han establecido acciones interesadas en apuntalar el crecimiento implícito en su potencialidad así como a los compro­ misos que han sido planteados en cada proyecto que la integra, inició en el 2010 con el establecimiento de

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ

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PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

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iniciativas y su difusión, con análisis y diagnósticos que permitan definir programas de acciones concretas en esta primera etapa para el mantenimien­ to de la producción base, la reducción de costos y el incremento de las reser­ vas.

Los beneficios detectados en los Activos Integrales Poza Rica-Altamira, Burgos y Veracruz, se verán reflejados en el 2011 en los programas operativos, con base en los procesos de diagnóstico efectuados en estos Activos, es­ tableciendo un proceso para el seguimien­ to y evaluación de la captura de valor por estas iniciativas.

Aunado a lo anterior, en 2011 y debido a la necesidad inmediata de mejorar la rentabilidad en proyectos críticos para la Región, serán desarrolladas nuevas iniciativas contenidas en el programa de mejora, iniciando con el análisis de la base de costos de operación e inversión y desarrollo de su control y reducción en los Activos Integrales Aceite Terciario del Golfo, Poza RicaAltamira y Burgos; el análisis de opor­ tunidades para mejorar la incorporación de reservas de gas en el Activo Integral Burgos; y por último, la definición y ejecución de un esquema de trabajo que permita ejecutar la estrategia de la Región de manera sostenible desarrollando habilidades internas relativas al incremento de la capacidad analítica para abarcar todos los frentes nece­ sarios para atender el Programa de Mejora Operativa de la Región Norte.

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

23

PROYECTOS DE LA REGIÓN NORTE

La Región Norte cuenta con una amplia diversificación de sus proyectos, tenien­ do dos proyectos integrales, seis proyec­ tos de explotación, 10 proyectos de exploración (ocho de evaluación del po­ tencial y tres de incorporación de reser­ vas) y dos proyectos de soporte para las actividades de la Región.

PROYECTOS INTEGRALES Y DE EXPLOTACIÓN

9. Delta del Bravo (EP) 10. Lamprea (EP) 11. Tampico Misantla Sur de Burgos (EP) 12. Lankahuasa (EP) 13. Área Perdido (EP) 14. Golfo de México Sur (EP) 15. Papaloapan B (EP)** 16. Veracruz Marino (EP)* 17. Sardina 18. Cazones * PROYECTOS DIFERIDOS OFICIO ER/GDTC-120/2005 ** PROCESO DE REACTIVACIÓN DE EP A IR

Proyectos de Explotación 3. Integral Arenque 4. Aceite Terciario del Golfo 5. Desarrollo Lankahuasa 6. Integral Poza Rica (Incluye Tres Hermanos) 7. Tamaulipas-Constituciones 8. Lerma-Malta-Talismán

Cada proyecto de la Región guarda un estado particular dentro del ciclo de exploración y producción, teniendo actualmente la siguiente distribución de acuerdo a las etapas de exploración y explotación:

PROYECTOS DE LA REGIÓN NORTE DE ACUERDO A LAS ETAPAS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN EXPLORACIÓN INCORPORACIÓN DE RESERVAS

EXPLOTACIÓN CARACTERIZACIÓN INICIAL Y DELIMITACIÓN

DESARROLLO

PRODUCCIÓN

DECLINACIÓN

INTEGRAL ARENQUE INTEGRAL VERACRUZ INTEGRAL BURGOS

LANKAHUASA DESARROLLO SARDINA CAZONES

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL

GOLFO DE MÉXICO SUR ÁREA PERDIDO TAMPICO MISANTLA SUR DE BURGOS DELTA DEL BRAVO PAPALOAPAN B LAMPREA LANKAHUASA

24

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

Proyectos Integrales 1. Integral Burgos 2. Integral Veracruz

PROYECTOS DE EXPLORACIÓN

TAMAULIPAS-CONSTITUCIONES TRES HERMANOS POZA RICA

ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO LERMA-MALTA-TALISMÁN

LÍMITE ECONÓMICO LÍMITE TÉCNICO

PROYECTOS DE GAS PROYECTOS ACEITE

INTEGRAL BURGOS

LERMA-MALTA-TALISMÁN LAMPREA

TAMPICO MISANTLA SUR DE BURGOS

GOLFO DE MÉXICO SUR INTEGRAL ARENQUE

TAMAULIPAS-CONSTITUCIONES

SARDINA

INTEGRAL POZA RICA CAZONES ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO LANKAHUASA DESARROLLO LANKAHUASA VERACRUZ MARINO INTEGRAL VERACRUZ

PAPALOAPAN B PROYECTOS INTEGRALES Y DE EXPLOTACIÓN PROYECTOS EXPLORACIÓN

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

ÁREA PERDIDO DELTA DEL BRAVO

25

Al 1 de enero de 2010, bajo el agru­ pamiento de proyectos de acuerdo a su etapa, se tuvo el siguiente volumen de reserva (MMbpce): ESTATUS DESARROLLO PRODUCCIÓN DECLINACIÓN DELIMITACIÓN TOTAL

1P 1,055.9 124.4 171.9 0 1,352.3

2P 9,875.0 152.1 449.6 25.8 10,502.5

3P 18,342.5 186.1 580.3 33.4 19,124.4

% DEL TOTAL 95.8 1.0 3.0 0.2

rriles. Para el horizonte de 15 años, el 43 por ciento del volumen acumulado provendrá del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (997 MMb).

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

CARTERA DE PROYECTOS

26

estimó llegar a 704 Mbd en el año 2025, alcanzando el máximo de 1,349 Mbd en el 2035. El total de producción de crudo en el período 2011-2025 incluyendo la producción de futuro desarrollo, asciende a 2,330 millones de barriles, mientras que para el período 20112059 será de 13,682 millones de ba-

Tomando como base lo anterior, fue documentada una cartera de proyectos en 2010 que planteó en términos generales la extracción a mediano plazo el 21 por ciento de la reserva 2P de aceite certificada, y el 46 por ciento de gas y a 40 años, el porcentaje alcanzado es de 34 por ciento de aceite y 53 por ciento de gas.

ACEITE

El perfil de producción de aceite docu­ mentado en la cartera 2010, Escenario Central, en el horizonte de 15 años

GAS

A mediano plazo (15 años), el perfil de producción de gas documentado en la cartera 2010, Escenario Central 2010, estima llegar a un máximo de 3,026 MMpcd en el año 2024 y declinar a 3,023 MMpcd hacia el año 2025. La componente exploratoria promete una explotación de 160 millones de pies cúbicos diarios a partir de 2012, llegan­ do a 2,483 MMpcd en el año 2025 con un valor máximo de 3,595 MMpcd en el año 2029.

PERFIL DE PRODUCCIÓN DE ACEITE 800

3,100 704

700 600

PERFIL DE PRODUCCIÓN DE GAS

+13%

2,900 2,800

500

2,700

400

2,600

300 200 100 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

3,026

3,000

+20%

2,500 2,400 2,300 2,200 2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

VALOR ECONÓMICO DE LA CARTERA

El valor presente neto total de la cartera 2010, Escenario Central, en el horizonte de 15 años es de 585,934 millones de pesos antes de impuestos, con un índice de utilidad de 0.79. Por proceso, a los proyectos de explotación les corresponde el 82 por ciento del valor total de la cartera y el 18 por ciento restante a los de exploración. Para estos últimos, el índice de utilidad es de 0.31 pesos de ganancia por peso invertido.

ESTATUS DESARROLLO PRODUCCIÓN DECLINACIÓN DELIMITACIÓN TOTAL

1P 1,177.4 124.0 134.4 0 1,435.8

2P 10,000.8 166.3 328.9 0 10,496.0

3P 118,228.4 190.3 429.5 35.5 18,883.6

% DEL TOTAL 96.5 1.0 2.3 0.2

Es de resaltar que a pesar del volumen producido se registró un incremento en la reserva 1P y 2P, específicamente en los proyectos en desarrollo, así como la disminución en las tres categorías de reservas en los proyectos en declinación.

Producto de la actividad realizada en 2010, se tienen los siguientes volúmenes de reservas (MMbpce) al 1 de enero de 2011:

-0.6 % 18,342 8,467

POSIBLE PROBABLE PROBADA

+2% 18,228

186

8,228

34

-26% 190

580

24

131 +9%

101

8,823 8,819

278 +12%

1,056

1,177

2010

2011

DESARROLLO

429

42

28

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

RESULTADOS 2010

195

124

124

-22% 172

2010

2011

EXPLOTACIÓN

134

2010

2011

DECLINACIÓN

27

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

28

Considerando lo anterior y a fin de revertir la tendencia de los proyectos en declinación, así como de incrementar los factores de productividad en los proyectos de desarrollo inicial, se plantearon estrategias y esfuerzos para

acelerar la incorporación de nuevas tecnologías así como mejorar la efectividad de soluciones tecnológicas en los proyectos, dando como resultado en este 2010, la jerarquización de las siguientes propuestas:

MAPA 1.- POZA RICA Y TRES HERMANOS A1

A2

ALTO

D3

A3

A4

A5 E1 B2

C1

E.G. CONCEPTO NO EVALUADO. TECNOLOGÍA NUEVA

E.G. TECNOLOGÍA PROBADA. PILOTO EN PROCESO

E.G. PILOTO EXITOSO. AMPLIO USO EN LA INDUSTRIA

EN DISEÑO DE PILOTOS

EN EJECUCIÓN DE PILOTOS

EN MASIFICACIÓN

MADUREZ

EXPLORACIÓN Y CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA A1 SÍSMICA 3D, REGISTROS (POZA RICA).

A2 SÍSMICA 2D Y 3D (POTRERO HORCONES).

A3 REGISTROS ESPECIALES (TRES HERMANOS).

A4 NÚCLEOS (TRES HERMANOS).

A5 PVT (TRES HERMANOS).

CARACTERIZACIÓN DINÁMICA Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS B1 TRAZADORES Y REGISTROS ESPECIALES (SAN ANDRÉS, POZA RICA).

B2 PRUEBAS DE PRESIÓN E INTERFERENCIA (SAN ANDRÉS, POZA RICA).

PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS C1 PERFORACIÓN BAJO BALANCE (SAN ANDRÉS, POZA RICA).

PRODUCTIVIDAD DE POZOS D1 ESTRANGULADOR DE FONDO (LANKAHUASA).

D2 SAE (TRES HERMANOS, POZA RICA).

D3 REDUCTOR DE VISCOSIDADES, MÉTODOS TÉRMICOS (TRES HERMANOS).

D4 INHIBIDORES DE DEPÓSITOS DE PARAFINAS Y ASFALTENOS (TRES HERMANOS).

INFRAESTRUCTURA Y PROCESO PARA EL MANEJO DE PRODUCCIÓN E1 MONITOREO REMOTO (TRES HERMANOS).

E2 MEDICORES MULTIFÁSICOS (POZA RICA, PRESIDENTE ALEMÁN Y TRES HERMANOS (OCOTEPEC).

E3 EQUIPO DE SEPARACIÓN (TRES HERMANOS).

E4 RECUPERACIÓN SECUNDARIA (POZA RICA, SAN ANDRÉS).

E5 BOMBEO MULTIFÁSICO (FOM).

ALTA PRIORIDAD

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

MEDIO

B1

BAJO

IMPACTO

D4

29

E5

MEDIO

C1 EPC

A2

A3

B5

D2

D3

E1

E2

E3

B6

A1

B2

B3

C1

D1 EPC

D1

30

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

BAJO

IMPACTO

ALTO

MAPA 2.- TAMAULIPAS CONSTITUCIONES

E.G. CONCEPTO NO EVALUADO. TECNOLOGÍA NUEVA

E.G. TECNOLOGÍA PROBADA. PILOTO EN PROCESO

E.G. PILOTO EXITOSO. AMPLIO USO EN LA INDUSTRIA

EN DISEÑO DE PILOTOS

EN EJECUCIÓN DE PILOTOS

EN MASIFICACIÓN

MADUREZ

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA Y DINÁMICA A1 SÍSMICA 3D, (TC).

A2 SÍSMICA GEOCELULAR 3D (PIA,EPC).

A3 ECLIPSE (TC,PIA,EPC).

PRODUCTIVIDAD DE POZOS D1 PROCESO SISTEMAS ARTIFIALES (TC,EPC,PIA).

D2 ESTIMULACIONES Y FRACTURAMIENTOS (TC,EPC,PIA).

D3 REDUCTOR DE VISCOSIDADES QUÍMICOS TÉRMICOS (EPC).

CARACTERIZACIÓN DINÁMICA Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS B1 ECLIPSE (TC,PIA,EPC).

B2 DESHIDRATACIÓN (TC).

B3 PLANTA MODULAR (TC).

B4 PLANTA GENERADORA (EPC).

B5 RECUPERACIÓN SECUNDARIA/MEJORADA (PIA).

INFRAESTRUCTURA Y PROCESO PARA EL MANEJO DE PRODUCCIÓN E1 INFRAESTRUCTURA INYECCIÓN DE AGUA (TC).

E2 INFRAESTRUCTURA AGUA CONGÉNITA (TC).

E3 BOMBAS MULTIFÁSICAS (PIA).

E4 SCADA (TC,EPC).

E5 INFRAESTRUCTURA DE DESHIDRATACIÓN, BOMBEO Y TRANSPORTE (EPC).

E6 INFRAESTRUCTURA PARA EXPORTACIÓN DE CRUDO (EPC).

PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS C1 PERFORACIÓN VCDSE DE POZOS (TC,EPC,PIA).

ALTA PRIORIDAD

MAPA 3.- ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

C1

MEDIO

A2 A4

B1 D4

B3

A3 D9 E2 D10

B4

A1 D2

E1 D5

D11

D7 D1

D6 D8 E3 D12

BAJO

D3

D13

E.G. CONCEPTO NO EVALUADO. TECNOLOGÍA NUEVA

E.G. TECNOLOGÍA PROBADA. PILOTO EN PROCESO

E.G. PILOTO EXITOSO. AMPLIO USO EN LA INDUSTRIA

EN DISEÑO DE PILOTOS

EN EJECUCIÓN DE PILOTOS

EN MASIFICACIÓN

MADUREZ

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA A1 MODELO ESTÁTICO A2 ANÁLISIS XRD CUALITATIVO A3 ANÁLOGOS DE GEOLOGÍA SUPERFICIAL A4 BIOESTRATIGRAFÍA DE ALTA RESOLUCIÓN CARACTERIZACIÓN DINÁMICA Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS B1 MODELO DINÁMICO B2 INYECCIÓN DE AGUA B3 INYECCIÓN DE CO2 B4 TRATAMIENTO CON MICROORGANISMOS PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS C1 PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL

PRODUCTIVIDAD DE POZOS D1 ESTRANGULADORES DE FONDO D2 BOMBEO MECÁNICO D3 BOMBEO NEUMÁTICO D4 BOMBEO HIDRÁULICO D5 CAVIDADES PROGRESIVAS D6 FRACTURAMIENTO CON N2 D7 FRACTURAMIENTO CON CO2 D8 FRACTURAMIENTO ÁCIDO D9 FRACTURAMIENTO CON ACEITE GELIFICADO D10 FRACTURAMIENTO DE INTERVALOS MÚLTIPLES D11 CONTROL DE CALIDAD DE LAS FRACTURAS D12 TERMINACIÓN LATERAL D13 ESTIMULACIÓN ULTRASÓNICA INFRAESTRUCTURA Y PROCESOS PARA EL MANEJO DE LA PRODUCCIÓN E1 MEDICIÓN DE POZOS E2 MONITOREO Y CONTROL (TOMA DE INFORMACIÓN) E3 DISEÑO DE PROCESOS PARA EL MANEJO DE LA PRODUCCIÓN

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

IMPACTO

ALTO

B2

31

MAPA 4.- BURGOS D9

C1

E1

C2

F1

D2

D1

D8

E4

ALTO

E2

D5 D4

MEDIO

IMPACTO

D6

F2

D3

32

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

BAJO

D7

E.G. CONCEPTO NO EVALUADO. TECNOLOGÍA NUEVA

E.G. TECNOLOGÍA PROBADA. PILOTO EN PROCESO

E.G. PILOTO EXITOSO. AMPLIO USO EN LA INDUSTRIA

EN DISEÑO DE PILOTOS

EN EJECUCIÓN DE PILOTOS

EN MASIFICACIÓN

MADUREZ

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA A1 DESARROLLO DE FORMACIONES AUSTIN CHALK Y EAGLE FORD (LUTITAS) A2 ELABORACIÓN DEL MODELO ESTÁTICO PARA YACIMIENTOS SOMEROS. A3 REPROCESAMIENTO SÍSMICO A4 MODELO SEDIMENTARIO PREDICTIVO A5 IDENTIFICACIÓN DE SWEET SPOT EXPLOTACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DINÁMICA B2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA. MANTENIMIENTO DE LA PRESIÓN B3 RECUPERACIÓN MEJORADA PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS C1 PERFORACIÓN POZOS HORIZONTALES C2 VCDSE - POZOS

PRODUCTIVIDAD DE POZOS D1 ESTRANGULADORES DE FONDO (VENTURI) D2 SISTEMAS ARTIFICIALES Y BOMBEO NEUMÁTICO D3 BOMBEO MECÁNICO D4 BOMBEO HIDRÁULICO D5 OPTIMIZACIÓN DE FRACTURAMIENTO, D6 FRACTURAMIENTO CON CO2 D7 FRACTURAS CON FLUIDOS OLEOSOS D8 CONTROL DE CALIDAD DE FRACTURAS D9 FRACTURAMIENTO EN POZOS HORIZONTALES INFRAESTRUCTURA Y PROCESOS PARA EL MANEJO DE LA PRODUCCIÓN E1 RESTRICCIONES AL FLUJO (COMITAS Y RICOS) E2 ELIMINACIÓN DE FUGAS E3 INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL E4 OPTIMIZACIÓN MONITOREO SCADA ALTA PRIORIDAD

MAPA 5.- VERACRUZ E3

C4

D8

ALTO

E1

D3

E4

B2

C1

C3

C5

D6

MEDIO

IMPACTO

E2

A4

B1

D1

D2

D4

A2

E.G. CONCEPTO NO EVALUADO. TECNOLOGÍA NUEVA

E.G. TECNOLOGÍA PROBADA. PILOTO EN PROCESO

E.G. PILOTO EXITOSO. AMPLIO USO EN LA INDUSTRIA

EN DISEÑO DE PILOTOS

EN EJECUCIÓN DE PILOTOS

EN MASIFICACIÓN

MADUREZ

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA A1 MODELO GEOCELULAR (PERDIZ) A2 SOFTWARE PARA YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS (PERDIZ) A3 ESTUDIO DE DIAGÉNESIS (PERDIZ) A4 ESTUDIO SEDIMENTOLÓGICO (PERDIZ) CARACTERIZACIÓN DINÁMICA B1 ESTUDIO MODELO DINÁMICO (MECAYUCAN, COPITE) B2 ESTUDIO DE CARACTERIZACIÓN B3 INYECCIÓN DE GAS (MECAYUCAN, COPITE) B4 INYECCIÓN DE AGUA (PERDIZ)

PRODUCTIVIDAD DE POZOS D1 ESTUDIO FACTIBILIDADES DE SISTEMAS ARTIFICIALES D2 MEJORADOR DE PATRÓN DE FLUJO VENTURI (MECAYUCAN, COPITE) D3 ESTRANGULADOR DE FONDO (PERDIZ) D4 COMPRESIÓN A BOCA DE POZO D5 ESTRANGULADORES AJUSTABLES AUTOMATIZADOS (ANGOSTURA) D6 SISTEMAS ARTIFICIALES NO CONVENCIONALES (MECAYUCAN, COPITE) D7 ESTUDIO DE FACTIBILIDAD (PERDIZ, ANGOSTURA) D8 INYECCIÓN DE MEJORADORES DE FLUJO

PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS C1 PERFORACIÓN BAJO BALANCE, FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD (PERDIZ) C2 EVALUACIÓN DE TECNOLOGÍAS (PERDIZ) C3 DISEÑO DE DISPAROS (PERDIZ) C4 CEMENTACIÓN (PERDIZ) C5 POZOS NO CONVENCIONALES (PERDIZ)

INFRAESTRUCTURA Y PROCESOS PARA EL MANEJO DE PRODUCCIÓN E1 BOMBAS MULTIFÁSICAS (ANGOSTURA) E2 MONITOREO DE DATOS (TELEMETRÍA) (MECAYUCAN, COPITE Y GAS HÚMEDO) E3 TUBERÍA NO-METÁLICA (GAS HÚMEDO) E4 SISTEMAS DE MEDICIÓN (ANGOSTURA) ALTA PRIORIDAD

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

BAJO

B3 B4

A3

33

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

34

Aunado a lo anterior, en 2010 se definieron líneas estratégicas y acciones concretas con la finalidad de maximizar

el valor de los proyectos, siendo planteado en el corto y mediano plazo las siguientes acciones por Activo:

ACTIVO DE EXPLORACIÓN GOLFO MÉXICO NORTE ENFOQUE EXPLORATORIO AGUAS PROFUNDAS

ESTADO

ACCIONES

ADQUISICIÓN DE INFORMACIÓN, ESTUDIOS ESPECIALES Y PERFORACIÓN.

-PERFORAR LAS GRANDES ESTRUCTURAS EN PERDIDO PARA INCORPORAR VOLÚMENES IMPORTANTES DE ACEITE. -LOGRAR IMÁGENES DE CALIDAD EN ÁREAS CON TECTÓNICA SALINA, GENERAR LOCALIZACIONES Y PERFORAR.

-CONFIRMAR LA PRESENCIA DE YACIMIENTOS DE ACEITE LIGERO EN CORDILLERAS MEXICANAS. PLATAFORMA CONTINENTAL (AGUAS SOMERAS)

REVISIÓN DE PORTAFOLIO DE OPOR­ TUNIDADES EXPLORATORIAS.

-DESCUBRIR YACIMIENTOS DE ACEITE LIGERO SATÉLITES DE ARENQUE Y TAMAULIPAS-CONSTITUCIONES. -BUSCAR BANCOS OOLÍTICOS EN BORDES DE BLOQUES. -DEFINIR POTENCIAL DE EL ABRA LAGUNAR MARINO. -ESTABLECER PRODUCCIÓN EN EL PLAY TAMABRA MARINO.

TERRESTRE

COORDINACIÓN DE LA VISIÓN DE EXPLORACIÓN EN LA REGIÓN NORTE

-CONTRATAR Y OPERAR LA ADQUISICIÓN SÍSMICA REGIONAL. -CONTROL GEOLÓGICO PERFORACIÓN. -PROPORCIONAR SERVICIOS DE LABORATORIO PALEONTOLÓGICO Y PETROGRÁFICO. -CONTRATOS REGIONALES DE R HCS, NÚCLEOS. -INTERPRETACIÓN GEOQUÍMICA Y MODELADO DE SISTEMAS PETROLEROS. -APOYAR EL ANÁLISIS QUÍMICO DEL SHALE GAS EN EL AIB. -APOYAR LA REACTIVACIÓN EXPLORATORIA EN EL AIV

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

-EVALUAR EL TREN MESOZOICO PUSLÓN-OREOS BUSCANDO ACEITE LIGERO DEL GOLFO PROFUNDO.

35

ACTIVO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO VÍAS DE DESARROLLO

ESTADO

ACCIONES

TRADICIONAL

OPTIMIZACIÓN DE VALOR DEL PROYECTO

-MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN BASE (1,491 POZOS) Y REACTIVACIÓN DE POZOS (1,165 POZOS).

-RECONFIGURACIÓN DE SECTORES.

36

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

-CAPITALIZACIÓN DE ESFUERZO DE EJECUCIÓN EN TERMINACIÓN DE POZOS. -RENEGOCIACIÓN DE PRECIOS DE LOS POZOS. -CAMPAÑAS INTENSIVAS DE MONITOREO, MEDICIÓN DE POZOS. -DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA ESBELTA. -CAPITALIZAR RESULTADOS DE LAS PRUEBAS PILOTO DE MANTENIMIENTO DE PRESIÓN. -APROVECHAMIENTO DE GAS. TECNOLOGÍA (E.I. LABORATORIOS DE CAMPO, PRUEBAS, MAPA TECNOLÓGICO ETC.)

5 LABORATORIOS DE CAMPO EN EJECUCIÓN (4 EMPRESAS DE SERVICIOS Y UN OPERADOR) POR CONCLUIR FASE INICIAL DE ESTUDIO PARA PRESENTAR PLAN DE EXPLOTACIÓN POSIBILIDAD DE INCLUIR UN LABORATORIO ADICIONAL CON OPERADORES

-IMPLEMENTACIÓN DE PRÁCTICAS OPERATIVAS Y MEDICIÓN DE POZOS. -OPTIMIZACIÓN DE INFRAESTRUCTURA EXISTENTE. -PRIMEROS DISEÑOS NO CONVENCIONALES DE POZOS Y TERMINACIÓN MULTIFRACTURA. -ORGANIZACIÓN BAJO UN MISMO AMBIENTE, ENTRE EL QUE ESTUDIA Y OPERA LOS POZOS. -CONTINUAR ESFUERZOS CON EL DESARROLLO DEL MAPA TECNOLÓGICO Y PRUEBAS.

CONTRATOS DE DESEMPEÑO

DIEZ PROPUESTAS DE ÁREAS PARA SER LICITADAS

-CUARTO DE DATOS LISTO PARA OPERAR, 100 %.

-RESÚMENES EJECUTIVOS CONCLUIDOS CON CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS BLOQUES. -PROYECTO DE MODELO DE CONTRATO, LISTO.

ACTIVO INTEGRAL BURGOS VÍAS DE DESARROLLO

ESTADO

INICIATIVAS

ADMINISTRACIÓN DE YACIMIENTOS

OPTIMIZACIÓN DEL VALOR DEL PROYECTO (RENTABILIDAD Y EFI­ CIENCIA)

-REACTIVACIÓN DE 538 POZOS CERRADOS Y LA INCORPORACIÓN 40 MMPCD POR AÑO. -MANTENIMIENTO DE PRODUCCIÓN BASE DE 3.4% A 2.3% MENSUAL.

-GESTIONAR LOS RECURSOS PARA ASEGURAR LA RESTITUCIÓN DE RESERVAS AL 100% EN 2016.

-DISMINUIR COSTO DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS EN 43 MM$ ANUALES. -MINIMIZAR EL NÚMERO DE FUGAS EN 45% EN 2011.

-REDUCCIÓN DE EMISIONES DE VAPORES EN INSTALACIONES DEL AIB. COPF

TECNOLOGÍA (LABORA­ TORIOS DE CAMPO, PRUEBAS, MAPA TECNOLÓGICO)

OCHO BLOQUES EN EJECUCIÓN POSIBLIDAD DE INCORPORAR NUEVOS BLOQUES (E.I. ÁREA DE PIEDRAS NEGRAS, CORINDÓN)

-MIGRAR CONTRATOS HACIA NUEVO MARCO LEGAL EN EL PRIMER TRIMESTRE DEL 2011.

EN PROCESO

-PRUEBA TECNOLÓGICA PARA EVALUAR EL CONCEPTO DE GAS SHALE, CUYAS PRODUCTIVIDADES SON DEL ORDEN DE 4-6 MMPCD Y 500 BPD DE CONDENSADOS POR POZO.

-LISTOS PARA REACTIVAR CUARTO DE DATOS PARA NUEVOS BLOQUES.

-PROPUESTA DE LABORATORIO COMITAS - CHALUPA (GAS HÚMEDO).

-REDISEÑO DE POZOS, BENCHMARKING CON EL SUR DE TEXAS.

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

-REDUCCIÓN DE COSTOS DE PERFORACIÓN EN 10% PROMEDIO EN OPERACIONES CON EQUIPOS DE PEMEX.

37

ACTIVO INTEGRAL POZA RICA VÍAS DE DESARROLLO

ESTADO

ACCIONES

ADMINISTRACIÓN DEL YACIMIENTO

OPTIMIZACIÓN DE VALOR DEL PROYECTO (RENTABILIDAD Y EFI­ CIENCIA) APROVECHANDO EL POTEN­ CIAL DE RESERVAS EXISTENTES

-MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN BASE (1,421 POZOS) Y REACTIVACIÓN DE POZOS (1,062 POZOS).

-RENEGOCIACIÓN DE PRECIOS DE LOS POZOS (-10%).

-AUTOMATIZACIÓN Y MONITOREO DE POZOS E INSTALACIONES.

38

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

-DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE POZOS ESBELTOS. -MANTENER LA CONTINUIDAD OPERATIVA MEDIANTE ADAPTA­ CIONES ESPECIALES A POZOS (EN ÁREAS INUNDABLES).

-APROVECHAMIENTO DE GAS. -OPTIMIZACIÓN DE INSTALACIONES EN ZONAS URBANAS (BATERÍAS PR III, V, IX Y X).

-CAPITALIZAR RESULTADOS DE LAS PRUEBAS PILOTO DE MAN­ TENIMIENTO DE PRESIÓN (EPC, POZA RICA Y SAN ANDRÉS).

TECNOLOGÍA

EN PROCESO

-IMPLEMENTAR MEJORES PRÁCTICAS OPERATIVAS. -MEDICIÓN DE POZOS. -CONTINUAR ESFUERZOS PARA DESARROLLAR MAPA TECNOLÓGICO Y PRUEBAS.

CONTRATOS DE DESEMPEÑO

OCHO PROPUESTAS DE ÁREAS PARA SER LICITADAS

-CUARTO DE DATOS EN PROCESO DE INTEGRACIÓN DE INFORMACIÓN. -PROYECTO DE MODELO DE CONTRATO DE ACUERDO A LOS OCHO BLOQUES A LICITAR

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ VÍAS DE DESARROLLO

ESTADO

ACCIONES

ESTRATEGIA EXPLORATORIA

ESFUERZOS PARA LA INCORPORACIÓN DE RESERVAS QUE PERMITAN MANTENER UNA PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN

-AUMENTO DE LAS ACTIVIDADES DEL CICLO EXPLORATORIO PARA DUPLICAR EL RITMO ANUAL DE INCORPORACIÓN DE RESERVAS.

-REFORZAR EL PORTAFOLIO CON NUEVAS ÁREAS, HAY 4 OP­ CIONES: 1) NEÓGENO DE PAPALOAPAN B, 2) PALEÓGENO DE COSAMALOAPAN, 3) ZONA MARINA Y 4) CRETÁCICO ÁREA TINAJAS. -REFORZAR LA COORDINACIÓN DE EXPLORACIÓN DEL ACTIVO. PRODUCCIÓN

ENFOQUE EN EL MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN BASE

-APLICACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA REDUCIR UN 20% LA PRODUCCIÓN DE AGUA. -INSTALACIÓN DE TRES EQUIPOS DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACIÓN EN POZOS DE ACEITE. -ACELERAR EL DESARROLLO DEL CAMPO PERDIZ MEDIANTE LA PERFORACIÓN DE DOS POZOS ESTRATÉGICOS. -PERFORACIÓN DE CINCO POZOS ESBELTOS PARA RECUPERAR HIDROCARBUROS REMANENTES.

DESARROLLO

INCORPORACIÓN TEMPRANA DE CAMPOS DESCUBIERTOS Y MIGRACIÓN HACIA OBJETIVOS DE ACEITE.

Para 2011 estarán siendo captados los beneficios de las acciones por Activo, esto también forma parte de los esfuerzos

-DESARROLLO TEMPRANO REDUCCIÓN AL MENOS A 11 MESES, DEL CAMPO DE GAS NO ASOCIADO (RABEL).

-DESARROLLO DE LA INFRAESTRUCTURA EN EL ÁREA DE PAPAL­ OAPAN B.

contenidos en las iniciativas contempladas en el Programa de Mejora Operativa de la Región.

PLAN ESTRATÉGICO Y CARTERA DE PROYECTOS

-DISMINUIR EL CICLO EXPLORATORIO (PASAR DE 3.5 AÑOS A 2.5 AÑOS).

39

Reservas de Hidrocarburos

42

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

Reservas de Hidrocarburos Las reservas son la materia prima con la que una empresa petrolera trabaja.

Se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acu­ mulaciones conocidas a una fecha dada.

Para garantizar certidumbre y transparencia en los valores de reservas re­ portados por PEMEX Exploración y Producción, se aplican definiciones y conceptos que se basan en lineamientos establecidos por organizaciones inter­ nacionales. Es conveniente mencionar, que todas las reservas estimadas in­ volucran un grado de incertidumbre.

La incertidumbre depende princi­ palmente de la cantidad y la calidad de la información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de su disponibilidad al tiempo de la estimación e interpretación de esta información. El nivel de incertidumbre es aplicado para colocar las reservas en alguna de las clasificaciones prin­ cipales como Probadas y No Probadas; a su vez, las reservas Probadas se subdividen en Probadas Desarrolladas (PD) y Probadas no Desarrolladas (PND); y la No Probadas en Probables y Posibles.

La suma de las Reservas Probadas Desarrolladas y las Reservas Probadas no Desarrolladas se integra como Reser­ vas 1P, si a ésta se adiciona la Reserva Probable se le conoce como Reserva 2P, y por último si se adiciona la Reserva Posible se conoce como Reserva 3P.

Durante el 2010, se realizaron muchos ajustes, revisiones e incorporaciones de volúmenes de hidrocarburos en los diferentes pozos exploratorios y campos desarrollados de los Activos de la Región Norte, por lo que podemos considerar satisfecho de haber cumplido con este laborioso y muy importante objetivo: terminar el proceso del reporte oficial de reservas de hidrocarburos al 1° de enero de 2011.

Del mismo modo, el éxito de los pozos exploratorios que resultaron producto­ res, permitió la incorporación de 63.4 MMbpce a nivel de 3P, de los cuales, 26 MMbpce corresponden al Activo Integral Burgos, 26 al Activo Integral Veracruz y 11.4 al Activo de Exploración

Golfo de México Norte, asociados a 11 pozos exploratorios, nueve del Activo Integral Burgos, uno del Activo Integral Veracruz y uno del Activo de Exploración Golfo de México Norte.

Otra actividad sobresaliente fue el de­ sarrollo de los campos en los diferentes Activos de la Región Norte, donde se alcanzó un éxito del 97 por ciento de un total de 1,113 pozos, con lo que se tuvo una reclasificación de reservas Probables y Posibles a Probadas del orden de 88.7 MMbpce, esto debido a los resultados positivos de los pozos terminados en el desarrollo de los dife­ rentes campos.

RESUMEN DE RESERVAS AL 1 DE ENERO DE 2011 POR CATEGORÍA MMbpce BURGOS AIPRA AIATG VERACRUZ REGIÓN NORTE

PDP 163 144 41 127 476

PNP 128 48 170 35 381

PD 291 192 211 162 856

PND 113 77 381 9 580

1P 404 269 592 171 1,436

PRB 201 252 8,572 35 9,060

2P 605 521 9,164 206 10,496

POS 249 160 7,934 45 8,388

3P 854 681 17,098 251 18,884

8% 44%

48%

PROBADA PROBABLE POSIBLE

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

Del trabajo realizado durante el 2010, se observó que las reservas de hidro­ carburos en la Región Norte, tuvieron un decremento que va de 19,142 a 18,884 MMbpce, valor que representa un 1.3 por ciento menor; dentro de la disminución de las reservas se considera la producción del periodo que resultó de 216.3 MMbpce.

43

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

44

REGIÓN NORTE AIATG AIB AIPRA AIV REGIÓN NORTE AIATG AIB AIPRA AIV REGIÓN NORTE AIATG AIB AIPRA AIV REGIÓN NORTE AIATG AIB AIPRA AIV REGIÓN NORTE AIATG AIB AIPRA AIV

RESERVAS DE LA REGIÓN NORTE AL 1 DE ENERO DE 2011 ACEITE MMb GAS NAT. MMMpc PDP 150.346 1,696.650 29.639 57.154 794.148 3.362 205.126 112.677 640.221 4.668 PD 2,765.053 318.131 158.413 251.175 4.968 1,417.662 148.116 282.080 6.633 814.136 3,940.961 1P 658.392 731.943 441.737 5.390 1,966.617 383.042 204.410 859.358 6.854 18,913.099 2P 6,678.563 14,277.963 6,255.614 2,931.656 6.658 679.858 406.246 1,023.620 10.045 34,632.003 11,915.932 3P 28,294.375 11,379.052 4,125.694 7.073 980.756 514.728 1,231.179 15.080

De las reservas remanentes de hidro­ carburos en MMbpce a nivel regional, el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo contribuye con el 91 por ciento, el Activo Integral Burgos con el cinco

PCE MMb 475.864 41.363 163.352 143.870 127.279 856.338 210.635 291.437 191.842 162.425 1,435.789 592.200 403.847 268.587 171.156 10,496.020 9,164.072 605.165 521.070 205.714 18,883.570 17,098.171 853.668 681.027 250.704

por ciento, el Activo Integral Poza RicaAltamira con el cuatro por ciento y el Activo Integral Veracruz con el uno por ciento.

BALANCE DE RESERVAS REMANENTES DE LA REGIÓN NORTE (MMbpce) -1.3% 19,142 58 -216 PRODUCCIÓN

2P

-48

DESARROLLO

REVISIÓN

POSIBLE 8,639

10,503

1P

YAC.NUEVOS

18,884 3P

-52

POSIBLE 8,388 10,496 2P

PROBABLE 9,151

1,352

PROBABLE 9,060 PROBADA

PROBADA ENE/2010 2P 1P

1,436

1P

ENE/2011

10,503 1,352

-216 -216

24 16

253 270

-68 14

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

3P

10,496 1,436

VOLÚMEN ORIGINAL DE ACEITE A CONDICIONES DE SUPERFICIE VOLUMEN RECUPERABLE (3P) 11% 166,663 MMb TOTAL (3P)

ACEITE 5,726

NP

658

6,020

GAS GP

22,285

3,941

14,972

11,916 MMb

15,719

34,632 MMMpc

8,388

18,884 MMbpce

2P: 18,913

CRUDO EQUIVALENTE PCE

5,237 2P: 6,679

9,450

1,436

9,060 2P: 10,496

1P= PROBADA

PROBABLE

POSIBLE

45

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES DE LA REGIÓN NORTE (MMbpce) 21,917

25,000

21,043

20,000

15,576

15,115

15,000

10,944

10,663

20,790

20,885

20,806

20,539

20,397

20,149

19,725

19,142

18,884

11,453

11,219

11,308

11,189

11,068

10,956

10,515

10,503

10,496

1,628

1,769

1,994

1,864

1,846

1,721

1,652

1,352

1,436

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

10,000

0

2001

2002

RECLASIFICACIÓN DE RESERVAS

46

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

ACTIVO INTEGRAL BURGOS

Durante el 2010, se terminaron 252 pozos de desarrollo de 315 programa­ dos en el Programa Operativo Trimestral distribuidos en 43 campos, siendo los de mayor actividad: Arcabuz, Cuatro Milpas, Nejo, Palmito y Sigma.

Asimismo, los campos Comitas, Cuatro Milpas, Nejo y Palmito, fueron los que presentaron mayor actividad bajo la modalidad de Contratos de Obra Pública Financiada (COPF).

8,000

La reserva incorporada durante el año 2010 fue de 121.6 MMMpc de gas a nivel 3P por la terminación de nueve pozos exploratorios.

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES DE GAS NATURAL EN EL ACTIVO INTEGRAL BURGOS (MMbpce) 7,353 6,545

6,000

6,883 5,429

4,000

De los 252 pozos terminados, 61 co­ rrespondieron al Activo Integral Burgos en su componente tradicional alcanzán­ dose un éxito del 95 por ciento, y los 191 pozos restantes correspondientes a los Contratos de Obra Pública Finan­ ciada (COPF), con un éxito comercial del 96 por ciento.

4,505 3,699 2,919

2,627

4,088 2,707

2,000 0 1P

1999

2000 2P

4,528 3,586 2,284

2001

2002 3P

5,097

5,317

4,961

3,316

3,447

3,190

1,845

1,900

2,041

1,928

2003

2004

2005

2006

2,994

5,374 3,520

4,946

4,787

4,261

4,126

3,192

3,066

2,917

2,932

2,120

2,008

1,933

1,914

1,967

2007

2008

2009

2010

2011

ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA

Durante el año 2010 se terminaron 90 pozos de desarrollo, un pozo de alivio y un pozo escuela; de 113 programados en Programa Operativo Trimestral, dis­ tribuidos en 16 campos, siendo los de mayor actividad: Altamira y Ébano, ob­ teniendo un éxito del 90 por ciento. ÁREA POZA RICA

Durante el año 2010, se terminaron ocho pozos de desarrollo obteniéndose un éxito del 100 por ciento, cinco de

los cuales se terminaron en el campo Poza Rica, uno en el campo Riachuelo y dos en el campo Santa Águeda, ade­ más del pozo Escuela. ÁREAS ALTAMIRA Y CERRO AZUL

Durante el año 2010, se terminaron 84 pozos, obteniéndose un éxito del 89 por ciento. De éstos, 75 corresponden al área de Altamira y nueve al Sector Cerro Azul, además, se perforó un pozo de alivio en el campo Cerro Viejo.

1,000

1,560

1,521

1,529

8,000 993

957

965

4,000 593

558

527

1,529

943 499

1,481

953 627

1,368 911 556

1,261 873 496

1,160

1,104

881

868

861

412

675 303

471

2,000 0 1P

681 521 269

2001

2002 2P

2003 3P

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES EN EL ACTIVO INTEGRAL POZA RICA- ALTAMIRA (MMbpce)

47

Trimestral distribuidos en 18 campos, siendo los de mayor actividad: Furbero y Presidente Alemán obteniéndose un éxito del 96 por ciento.

ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

Durante el año 2010, se terminaron 744 pozos de desarrollo de 975 programados en el Programa Operativo

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES EN EL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO (MMbpce) 20,000

18,789

18,238

18,234

18,129

17,987

17,836

17,713

17,715

17,393

17,192

17,098

9,808

9,469

9,454

9,333

9,213

9,189

8,802

9,039

9,164

654

779

776

635

654

626

668

483

592

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

15,000 10,000

13,669

13,346

9,725

9,538

48

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

5,000

0 2001

2002

Trimestral, distribuidos en ocho campos del Activo, siendo el de mayor actividad Cauchy obteniéndose un 96 por ciento de éxito.

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ

Durante el año 2010, se terminaron 25 pozos de desarrollo de 40 programados en el Programa Operativo

1,600 1.200

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES DE GAS NATURAL EN EL ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ (MMbpce)

1,424 1,344 1,332 1,123 902

800 751

716 584

400 0 1P

550

1999

447 2000 2P

542

424

392 2001 3P

1,198

1,026

940

878

1,351

335

280

322

2002

2003

527

1,174 1,112 1,050

846 799

684

1,208

1,231

1,227 1,068

1,081

873

958 901

859

2009

2010

2011

1,024

456

2004

2005

2006

2007

2008

En el Programa Operativo Trimestral para la Región Norte, en el año 2010, se estimó un Recurso Medio a Incorporar de 105.8 MMbpce, mediante la terminación de 35 pozos RESERVAS 1P ACEITE GAS PCE MMb MMMpc MMb TAPADO-1 4.61 1.0 0.0 CUCAÑA-1001 8.3 1.8 0.0 ALAMBRA-1 0.0 0.0 0.0 RUSCO-101 1.6 0.3 0.0 MONCLOVA-1001 0.0 6.6 1.3 BURGOS JARAGUAY-1 2.3 0.5 0.0 ANTILLANO-1 3.0 0.6 0.0 PRERILLAN-1 9.2 2.1 0.0 ARENARIA-1 2.2 0.5 0.0 SUBTOTAL 0.0 37.7 8.1 TILAPIA-1 0.0 0.0 0.0 AEGMN SUBTOTAL 0.0 0.0 0.0 RABEL-1 0.0 54.5 10.2 VERACRUZ SUBTOTAL 0.0 54.5 10.2 0.0 92.2 18.3 TOTAL REGIÓN NORTE

RESERVAS 2P ACEITE GAS PCE MMb MMMpc MMb 4.61 1.0 0.0 17.9 3.8 0.0 9.4 2.0 0.0 1.6 0.3 0.0 10.4 2.0 0.0 3.5 0.7 0.0 3.0 0.6 0.0 0.0 18.2 4.1 2.9 0.6 0.0 71.4 15.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 59.3 11.1 0.0 0.0 59.3 11.1 0.0 130.7 26.4

POZO

RESERVAS 3P ACEITE GAS PCE MMb MMMpc MMb 6.28 1.4 0.0 24.4 5.2 0.0 14.9 3.2 0.0 7.9 1.8 0.0 19.1 3.7 0.0 17.2 3.6 0.0 5.0 1.1 0.0 22.2 5.1 0.0 4.7 1.0 0.0 0.0 121.6 26.0 2.2 11.4 11.0 11.0 2.2 11.4 0.0 139.2 26.0 0.0 139.2 26.0 11.0 262.9 63.4

La tasa de restitución de reservas 3p alcanzó el 29 por ciento por nuevos descubrimientos.

RESTITUCIÓN DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE LA REGIÓN NORTE EN MMbpce 264%

PRODUCCIÓN

221% 182%

91

264 207 1

125

6 2000 34 19 56

154

111

131

TOTAL POZOS POZOS EXITOSOS POR CIENTO DE ÉXITO

104%

328

114%

115

INCORPORACIÓN: AIV AIB AEGMN

178%

120

114

86

67% 251

23%

106

217

172 193 165 30 129 194 141 124 76 67 108

2001

25 2002

2003

2004

2005

2006

41 20 49

43 18 42

49 19 37

69 21 30

56 24 43

53 18 34

36 15 42

43

62

66

38

214

30%

29%

213

216

109 49 33 17 2007

96

51%

49

63

63

60

62 1 2009

26 26 2010

42 12 29

21 11 52

2008 41 10 24

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

exploratorios. De éstos, se incorporó un volumen de 63.4 MMbpce a nivel de 3P con la certificación de 11 pozos exploratorios de 22 terminados con un éxito obtenido del 52 por ciento.

INCORPORACIÓN DE RESERVAS

49

TRAYECTORIA HISTÓRICA DE LA TASA DE RESTITUCIÓN DE RESERVAS DE LA REGIÓN NORTE EN MMbpce 350 300

139%

250 200 150 100

PRODUCCIÓN

91%

68%

42%

67%

50

51% 29%

30%

23%

0 -50

-41%

50

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

-100 -150

2006

2007

2008

2009

INCORPORACIÓN 1P(INTEGRADA)

2010

INCORPORACIÓN 3P(SOLO DESCUBRIMIENTOS)

EVOLICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS A 3P POR ACTIVOS DE LA REGIÓN NORTE (MMbpce)

20,836

2000

1.2%

2.1%

2.9%

1.3%

{ { { { { {

21,917 1,382 186

BURGOS

0.7%

1.3%

22,304 1,275 193

21,044 1,094 190

20,789 937 152

20,884 1,084 143

20,807 1,131 207

20,539 1,043 292

20,397 1,115 308

20,149 1,006 268 1,160

19,725 963 265 1,104

19,142 861 228 861

18,884 854 251 681

20,349

19,760

19,700

19,657

19,469

19,204

18,974

17,715

17,393

17,192

17,098

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

VERACRUZ

POZA RICA - ALTAMIRA

ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS POR CATEGORÍA DE LA REGIÓN NORTE 1.3%

21,043

2.1%

2.9%

1.3%

20,806

20,885

20,806

20,539

20,397

20,149

19,725

19,142

18,884

9,336

9,666

9,498

9,350

9,329

9,193

9,210

8,640

8,388

6,341

5,928

4,691

4,633

4,452

11,159

10,943

10,663

9,825

9,450

9,314

9,325

9,222

9,235

8,863

9,150

9,060

1,769

1,994

1,864

1,846

2002

1,645 2003

2004

2005

2006

2007

1,721 2008

1,652 2009

1,352 2010

1,436 2011

2000 POSIBLE

2001

PROBABLE

{

6,453

PROBADA

+84 1P

EN 2002 SE RECLASIFICARON LAS RESERVAS DE CHICONTEPEC DE ACUERDO A LAS NORMAS INTERNACIONALES (SEC): POR CAMBIOS DE ESPACIAMIENTO. POR DISCRETIZACIÓN DE ARENAS PERFORADAS. AL 1 DE ENERO DE 2011, LAS RESERVAS REMANENTES TOTALES SON DE 18,884 MMbpce.

LA ATENUACIÓN EN LA VARIACIÓN DE LAS RESERVAS EN EL ÚLTIMO AÑO SE EXPLICA PRINCIPALMENTE POR LAS INCORPORACONES POR YACIMIENTOS NUEVOS Y POR LA RECLASIFICACIÓN EN EL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO.

En el año 2010, la Región Norte incorporó un volumen de 262.9 MMMpc de los cuales, el 46 por ciento contribuyó el Activo Integral Burgos, el 53 por ciento el Activo Integral Veracruz y el uno por ciento el Activo Exploratorio Golfo de México Norte. Con respecto al aceite, el 100 por ciento fue incorpo­ rado por el al Activo Exploratorio Golfo de México Norte.

La actividad física asociada a la perforación de pozos exploratorios en la Región Norte en el 2010 fue de 21 pozos exploratorios terminados, 18 se

perforaron en el Activo Integral Burgos, de los cuales, nueve resultaron produc­ tores representando un éxito comercial del 50 por ciento, dos se perforaron en el Activo Integral Veracruz, de los cuales, uno resulto productor para un éxito comercial del 50 por ciento y en el Activo de Exploración Golfo de México Norte se terminó un pozo resultando productor con un éxito comercial del 100 por ciento. El descubrimiento más importante realizado durante el año 2010, se efectuó en el Activo Veracruz, con el pozo Rabel-1 con 26 MMbpce de reserva incorporada.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

21,917

1.2%

0.7%

{ { { { { {

22,303

51

RELACIÓN RESERVA PRODUCCIÓN

Del análisis de la relación Reserva Producción para las reservas probadas (1P) actuales, se estima una duración productiva, de acuerdo con la producción del periodo, que va desde los 2.9 años a 30.0 años, lo que nos indica un área de oportunidad en campos con baja productividad para incrementar su ritmo de explotación así como evitar la pérdida de reservas por reclasificación debido a la falta de actividad (de acuerdo con la nueva normatividad de la SEC).

52

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

RELACIÓN RESERVA PRODUCCIÓN ACTIVO ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRA ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO BURGOS VERACRUZ TOTAL REGIÓN NORTE

PRODUCCIÓN MMbpce 27.1 19.7 110.4 59.0 216.3

Referente a la producción anual, se tienen campos que producen desde 169 barriles hasta 15.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, Arroyo Viejo y Papan respectivamente. Para los campos de baja producción, corresponden principalmente a pozos intermitentes que por seguridad son explotados para su depresionamiento mientras son intervenidos.

En general, las reservas totales de la Región Norte se mantuvieron en un nivel similar al 2009, impactado principalmen­ te por la producción y los resultados de algunos pozos de desarrollo; pero este impacto se redujo por las incorpo­ raciones exploratorias, desarrollo de áreas nuevas en campos maduros y por reclasificación de reservas.

RESERVA 1P MMbpce 268.6 592.2 403.8 171.2 1,435.8

AÑOS 9.9 30.0 3.7 2.9 6.6

RESERVAS POR ENTIDAD FEDERATIVA A 3P 1.14% 0.24% 1.40%

13.65% 0.09% 3.30% 80.18 %

1o DE ENERO 2011 EN MMbpce

COAHUILA 1P 20.21 2P 31.83 3P 45.26

TAMAULIPAS 1P 273.46 2P 427.63 3P 622.38

AGUAS TERRITORIALES 1P 134.21 2P 192.17 3P 216.21

SAN LUIS POTOSI 1P 07.72 2P 11.03 3P 16.38

VERACRUZ 1P 743.97 2P 8,166.02 3P 15,140.45 PUEBLA 1P 115.97 2P 1,478.46 3P 2,577.92

MAYORES VOLÚMENES DE RESERVAS SE ENCUENTRAN EN EL ESTADO DE VERACRUZ, SEGUIDO POR PUEBLA Y TAMAULIPAS.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

NUEVO LEÓN 1P 140.24 2P 188.87 3P 264.96

53

Resultados VolumĂŠtricos

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

56

Resultados Volumétricos Al cierre del 2010, se incorporó un volumen de reserva 3P de 63.4 de 105.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente programados en el Programa Operativo Trimestral (POT) I con la terminación de 11 pozos exploratorios, de los cuales 26.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente le corresponden al Activo Integral Bur­ gos, 26.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al Activo Integral Veracruz y 11.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al Activo de Exploración Golfo de México Norte.

y reparaciones mayores, menor número de pozos operando, pozos programados no realizados a intervenir por la estricta aplicación de la "Guía de Seguridad" y mayores tiempos de intervención en el Activo Integral Poza Rica - Altamira La producción de crudo se incrementó gradualmente hasta alcanzar el 4 por ciento del total de la producción nacional, con una tasa de crecimiento anual del 19 por ciento superando así, al resto de las Regiones durante este periodo.

INCORPORACIÓN DE RESERVAS MILLONES DE BARRILES DE PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE

PRODUCCIÓN DE CRUDO

La estrategia de la Región Norte para el 2010, fue alcanzar 119.2 miles de barriles diarios en el Programa Operativo Trimestral (POT) I, con un crecimiento del 39 por ciento soportado en el de­ sarrollo sustentable del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, logrando una producción de 102.4 miles de barriles diarios con un cumplimiento del 86 por ciento.

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se tiene una diferencia de 6.8 miles de barriles diarios, principalmente por la disminución de intervenciones a pozos en el último cuatrimestre en los rubros de perforaciones, terminaciones

105.8 64.6

57.8 26.0

33.3 26.0

AIB

AIV

14.7 11.4 AEGMN

REGIÓN NORTE

PRODUCCIÓN DE CRUDO MILES DE BARRILES POR DÍA 119.2

CUMPLIMIENTO 86%

POT-I REGIÓN TCA% NORTE 19 SUR 5 MARINA SUROESTE 2 MARINA NORESTE -5

102.4

REAL

POT I REAL

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

INCORPORACIÓN DE RESERVAS

57

58

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

La producción obtenida del Activo Inte­ gral Poza Rica-Altamira fue de 56.5 miles de barriles diarios, lo que representó el 55 por ciento del total regional. Las principales aportaciones provienen de los campos Bagre, Tamau­ lipas, Poza Rica, Arenque y Carpa.

Para el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, fue de 41.0 miles de barriles diarios, equivalente al 40 por ciento del total regional. El comportamiento de la producción de crudo presenta un cre­ cimiento constante al pasar de 32 mil barriles por día producidos en enero a 45 mil barriles por día en el mes de diciembre, llegando a alcanzar una producción máxima de 48.7 mil barriles el día 27 de agosto. Este incremento de producción se generó principalmente por la incorporación en promedio de 77 bocas nuevas por mes en los primeros ocho meses y en los últimos meses por el mantenimiento de la producción exis­ tente al pasar de tasas de declinación de hasta 6.8 por ciento mensual a tasas positivas.

51,000

ENE FEB MAR ABR MAY 32,114 35,101 38,476 42,036 46,331 32,234 35,156 37,510 39,297 40,597 POZOS INCORPORADOS A PRODUCCIÓN 57 99 77 56 84

JUN 49,708 40,958

JUL 51,424 41,384

AGO 53,655 44,966

SEP 54,936 45,278

OCT 55,506 43,598

NOV 56,150 45,124

82

75

85

40

26

19

DIC 56,901 POT I 45,281 REAL 36

48,711

46,000

44,803

41,000

2.4

26,000 21,000

2.5

3.3

3.6

5.9

6.8

-2.3

3.9

-0.9

-0.8

-0.9

-0.3

16,000 BASE

MANTENIMIENTO DE PRODUCCIÓN BASE (MENORES Y OPERACIÓN DE POZOS)

Es importante mencionar, que el cre­ cimiento de la producción hubiese sido mayor, sin embargo, en el tercer cua­ trimestre del año, se ajustó la capacidad de ejecución a los techos presu­

REPARACIONES MAYORES

TERMINACIONES

puestales autorizados orientándose hacia los equipos de intervenciones a pozos, con lo que en el periodo mencio­ nado se mantuvo una plataforma de producción de 45 mil barriles por día.

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

31,000

BASE

36,000 29,477

59

ACCIONES PARA EL SOSTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN BASE

60

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

Uno de los aspectos más relevantes relacionados a la producción base, fue que en el año 2010, se presentaron en los últimos cuatro meses del año, tasas de decremento de la producción base menores a las obtenidas históricamente, inclusive, se eliminó la declinación en algunos periodos; esfuerzo que representó un logro para el proyecto considerando la baja presión del yacimien­ to, la baja permeabilidad de las forma­ ciones y el número de pozos operando.

Lo anterior se logró con la orientación de grandes esfuerzos en las prácticas operativas que se tradujeron en actividades relacionadas con la operación de los pozos existentes y trabajo conti­ nuo en la reactivación de los pozos cerrados, procurando que la producción de los pozos se mantenga el mayor tiempo posible, aplicando mejores prác­ ticas de operación, medición de pozos, conversión de pozos a sistemas artifi­ ciales, estimulaciones, optimización de pozos, entre otras acciones.

INTEGRACIÓN DEL GRUPO DE PRODUCTIVIDAD DE POZOS

El objetivo de este grupo es mantener todos los pozos operando con la máxima eficiencia y el mínimo de costos para atender los pozos se subdivide el grupo en: optimización de pozos fluyentes, optimización de pozos de bombeo mecá­ nico, optimización de pozos de bombeo de cavidades progresivas, optimización de pozos de bombeo neumático, pozos intermitentes, pozos cerrados, trata­

mientos químicos y un esquema de entrenamiento. El equipo está integrado por 11 profesionistas de PEMEX Exploración y Producción.

Las recomendaciones del grupo permi­ tieron en los últimos cuatro meses del año 2010, no tener declinación en cier­ tos periodos con la ejecución de las siguientes actividades: 98 conversiones a bombeo mecánico, 86 reacondiciona­ mientos de bombeo mecánico, 40 esti­ mulaciones, 117 limpiezas con tubería flexible, 222 optimizaciones de pozos de bombeo mecánico, 193 optimizacio­ nes de pozos de bombeo neumático, 78 optimizaciones de pozos fluyentes y 383 Inducciones mecánicas.

La actividad de refracturas no se realizaba en el proyecto, a partir del mes de octubre, se creó el Grupo de Refrac­ turas el cual tiene la tarea asignada de estudiar los pozos fluyentes con baja producción e intermitentes que sean candidatos a una refractura para incre­ mentar el gasto de producción del pozo así como la aportación del mismo de manera continua. Al cierre del ejercicio 2010, se realizaron 27 intervenciones con un promedio de 39 barriles de crudo de producción incremental. Los refrac­ turamientos realizados han sido del tipo convencional, energizadas, ácidas y con aceite cíclico ligero.

CAMPAÑA INTENSA DE MEDICIÓN

Para disponer de datos precisos para el estudio del comportamiento de los pozos por parte de los grupos de pro­ ductividad, se impulsó la campaña de medición de pozos con lo que se incrementó el número de mediciones mensuales al pasar de 135 pozos medi­ dos en el mes de enero a un promedio de 1,200 pozos medidos en los meses de noviembre y diciembre del 2010.

Para alcanzar estos niveles, se renego­ ciaron los costos de medición y se ensamblaron medidores portátiles en el Activo. La meta es realizar 4,000 mediciones por mes equivalente a dos mediciones por pozo al mes.

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

INTEGRACIÓN DEL GRUPO DE REFRACTURAS

61

CREACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN

A partir de una reorganización de la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación, se creó el Departamento de Medición para realizar la campaña de medición. El objetivo es atender de manera oportuna y efi­ ciente los aforos de los pozos.

ORGANIZACIÓN POR SECTORES OPERATIVOS

Enfocar en sitio a los Grupos Operativos Multidisciplinarios para la atención dedi­

cada a la operación de baterías de separación, pozos y macroperas. Los Sectores Operativos son Coyotes, Soledad Norte, Soledad, Miquetla, Hu­ mapa, Tajín-Coapechaca, Presidente Alemán- Remolino, Furbero, Agua Fría y Coyula.

Por último, el Activo Integral Veracruz aportó una producción de 4.9 miles de barriles diarios representando un cinco por ciento del total regional.

CUMPLIMIENTO 86% 119.2

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

62

102.4 CUMPLIMIENTO 85% 66.3 56.5

CUMPLIMIENTO 85% 47.8

41.0 CUMPLIMIENTO 96% 5.1

POT I REAL

POZA RICAALTAMIRA

ACEITE TERCIARO DEL GOLFO

4.9

VERACRUZ

REGIÓN NORTE

POZO COAPECHACA 899

BATERÍA COAPECHACA II

PRODUCCIÓN POR TIPO DE CRUDO

Los principales productores de crudo pesado que sobresalen corresponden a los campos Tamaulipas, Ébano, Agua­ cate y Arenque del Activo Integral Poza Rica - Altamira; los campos Coapechaca, Agua Fría, Tajín, Corralillo y Furbero del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo y el campo Perdíz del Activo Inte­ gral Veracruz, en tanto que los campos Bagre, Poza Rica y Carpa del Activo Integral Poza Rica - Altamira y los cam­ pos Presidente Alemán, Furbero y Tajín sobresalen como los principales produc­ tores de crudo ligero.

CUMPLIMIENTO 119.2 102.4 40%

47.9

70%

33.7

33%

60%

71.3

96%

68.7

67%

POT I

REAL

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

La producción de crudo pesado constituyó la mayor parte de la producción total anual al aportar 68.7 miles de barriles diarios equivalente al 67 por ciento del total producido y el crudo ligero con 33.7 miles de barriles diarios lo cual contribuyó con el otro 33 por ciento restante.

63

PRODUCCIÓN DE GAS

64

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

La producción de gas natural en la Región Norte en 2010, alcanzó un volu­ men de 2,500 millones de pies cúbicos diarios, lo que representó un 36 por ciento de la producción nacional tenién­ dose una producción programada en el Programa Operativo Trimestral (POT) I de 2,656 millones de pies cúbicos diarios.

La estrategia para incrementar la producción de gas estuvo enfocada en mantener la producción base.

REGIÓN NORTE SUR NORESTE SUROESTE TOTAL SISTEMA

MMpcd 2,500 1,765 1,583 1,172 7,020

PARTICIPACIÓN (%) 36 25 23 16 100

La producción obtenida del Activo Inte­ gral Burgos fue de 1,478 millones de pies cúbicos diarios de 1,595 progra­ mados en el Programa Operativo Trimes­ tral (POT) I, siendo los campos Nejo, Culebra, Arcabuz, Forastero y Cuitláhuac los más productores, a ini­ cios del 2010 entró en operación la planta Nejo 2, con la cual se pudo incor­ porar mayor volumen de gas (45 MMpcd), lo que representó el 59 por ciento del total regional.

En el Activo Integral Veracruz se logró obtener una producción de 819 millones de pies cúbicos diarios de 840 progra­ mados en el Programa Operativo Trimes­ tral (POT) I, lo que significó un 33 por ciento del total regional.

CUMPLIMIENTO REAL DIFERENCIA (%) 1,478 -117 93 819 -21 98 117 -16 88 85 -3 97 2,500 -157 94

CUMPLIMIENTO 94% 2,656

2,500

POT-I

REAL

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

ACTIVO POT-I BURGOS 1,595 VERACRUZ 840 POZA RICA - ALTAMIRA 134 ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 88 REGIÓN NORTE 2,656

Por último, la producción del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo fue de 85 millones de pies cúbicos diarios de 88 programados en el Programa Operativo Trimestral (POT) I alcanzando el 3 por ciento del total regional.

MMpcd

El Activo Integral Poza Rica-Altamira alcanzó una producción de 117 millones de pies cúbicos diarios de 134 progra­ mados en el Programa Operativo Trimes­ tral (POT) I representando el 5 por ciento del total regional.

65

De gas asociado se obtuvieron 168 millones de pies cúbicos diarios, derivado de la aportación principalmente de los Activos Integrales Poza Rica - Altamira y Aceite Terciario del Golfo. Por otro lado, de gas no asociado se produjeron 2,332 millones de pies cúbicos diarios principalmente por la contribución de los Activos Integrales Burgos y Veracruz.

En el 2010, la producción de gas natural de la Región Norte reorientó la estrate­ gia principalmente, en la explotación de gas húmedo en el Activo Integral Burgos para cumplir con los requerimientos de suministro en la carga comprometida a Pemex Gas Petroquímica Básica teniendo un cumplimiento del gas en­ tregado a plantas del 93 por ciento.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR TIPO MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR TIPO DE HUMEDAD MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS

2,656 2,656

66

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

183

2,500

2,500 1,502

168

1,426 2,473

2,332 1,154

POT-I ASOCIADO NO ASOCIADO

REAL

POT-I HÚMEDO SECO

1,074 REAL

PRODUCCIÓN DE CONDENSADO

Con la estrategia de desarrollo de los campos de gas húmedo en el Activo Integral Burgos, se espera alcanzar una mayor producción de condensado.

CUMPLIMIENTO 123% 16.6

DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS CRUDO A REFINACIÓN Y A EXPORTACIÓN

Respecto al crudo entregado a Refinación, se obtuvo un cumplimiento del 87 por ciento, y el crudo entregado a terminales de exportación un cum­ plimiento de 83 por ciento respecto al Programa Operativo Trimestral (POTI).

Mbd

13.5

POT-I

Recientemente, debido a la ampliación de la planta Nejo 3 que actualmente maneja 180 millones de pies cúbicos diarios, se han incorporado pozos del campo Nejo que se manejaban estran­ gulados manteniendo así la producción de condensado superior a la programada.

REAL

CUMPLIMIENTO 87% 103.9 89.9

CUMPLIMIENTO 83% 15.7 REFINACIÓN

13.1

EXPORTACIÓN

POT I REAL

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

La producción de condensado fue supe­ rior en 23 por ciento respecto a lo programado en el Programa Operativo Trimestral (POT) I, debido principalmente, a la apertura de pozos del campo Nejo, capacidad de proceso y almacenamiento de la Planta Km 19 y a la entrada en operación de la Planta Nejo 2 que incrementó la producción de gas húmedo y condensado.

67

GAS ENVIADO A PLANTAS

GAS QUEMADO Y APROVECHAMIENTO

Durante el 2010, el gas entregado a plantas fue de 1,095 millones de pies cúbicos diarios obteniendo un cumplimien­ to del 98 por ciento con respecto al Programa Operativo Trimestral (POTI).

Durante el 2010, el gas enviado a la atmósfera en la Región Norte, fue de 49 millones de pies cúbicos diarios, equivalente al ocho por ciento a nivel nacional. En este año, la Comisión Nacional de Hidrocarburos implementó la disposición técnica CNH 06.001/09, la cual hace referencia a evitar o reducir la quema y venteo de gas a través de la construcción de obras para poder aprovechar el gas quemado y enviado a la atmósfera. Dado lo anterior, se rea­ lizaron nueve obras del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con un aprove­ chamiento de gas de 22 millones de pies cúbicos diarios y una obra en el Activo Integral Poza Rica- Altamira con un 2.2 millones de pies cúbicos diarios.

68

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

CENTRO PROCESADOR DE GAS BURGOS ARENQUE POZA RICA MATAPIONCHE REGIÓN NORTE

POT-I 930 24 121 48 1,122

REAL DIFERENCIA 913 -17 27 3 106 -15 49 1 1,095 -27

CUMPLIMIENTO (%) 98 112 88 103 98

La mayor entrega del gas enviado a plantas, se realizó al Centro Procesador de Gas Burgos representando el 83 por ciento a nivel regional.

GAS ENVIADO A PLANTAS MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS 1,122

1,095

GAS ENVIADO A LA ATMÓSFERA GAS ASOCIADO MÁXIMO POTENCIAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO POZA RICA - ALTAMIRA TOTAL

POT-I 21 16 37

REAL 29 20 49

49 POT-I

REAL

37 29 21

16

20

POT-I

REAL

AIATG AIPRA

GAS ASOCIADO ENVIADO A LA ATMÓSFERA (Mpcd) 130

125

PROMEDIO 49 47

97.5

65 38

38

38

38

38

38

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

42

42

JUL

AGO

42

42

42

0

ENE

SEP

OCT

NOV

DIC

REAL POT-I APROVECAMIENTO DE GAS ASOCIADO (PORCENTAJE) PROMEDIO 87 88

90

90

90

90

90

90

90

90

89

90

90

90 70

67.5 45 22.5 0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

NOTA.- CALCULADO CON LA FORMULA COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS (CONSIDERA EL GAS MANEJADO)

DIC

RESULTADOS VOLUMÉTRICOS

32.5

69

Actividad Física

Actividad Física ACTIVIDADES EXPLORATORIAS

ACTIVO PROYECTO

SÍSMICA 2D (Km)

En 2010, se adquirieron 2,356 km de sísmica 2D de 2,300 km programados en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), principalmente en seis estudios del Activo Integral Burgos.

72

ACTIVIDAD FÍSICA

2,300

2,326

2,300

AIB AIV TOTAL

En el 2010, se adquirieron 6,720 de 7,258 km2 programados en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), de los cuales 506 km2 corresponden al Activo Integral Burgos, 938 km2 al Activo Integral Veracruz, 108 km2 al Activo Integral Poza Rica-Altamira, 4,215 km2 del Activo de Exploración Golfo de México Norte y 953 km2 para el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.

REGIÓN NORTE

AIV

TOTAL (Km) 261 157 254 938 716 30 2,356

SÍSMICA 3D (Km²)

2,356

30 AIB

ESTUDIO COBRIZO 2D JARDINERO-ZULOAGA MUZQUIZ MÁSTER-COLOSAL MOCA CONEJO PERLA 2D PAPALOAPAN B LOMA BONITA-IXCATLÁN 2D

7,258

6,720

4,215 3,000 1,733

1,700 REAL POT-I

717

953

AIATG

506 AIB

938 108

108

AIPRA

AEGMN

AIV

REGIÓN NORTE

PROYECTO HERRERAS

VERACRUZ

COSAMALOAPAN

EXPLORACIÓN GOLFO MÉXICO NORTE ÁREA PERDIDO POZA RICA-ALTAMIRA TRES HERMANOS ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO TOTAL

ESTUDIOS EXPLORATORIOS INCORPORACIÓN DE RESERVAS En el periodo enero-diciembre del 2010 se realizaron 32 estudios de 45 progra­ mados en el Programa Operativo Trimes­ tral I (POT-I), de los cuales 22 corresponden a Pruebas de Prospectos, cua­ tro de Caracterización, tres de Identificación y Evaluación de Plays, uno de Evaluación y Selección de Prospectos, uno de Evaluación de Sistemas Petrole­ ros y uno de Post Perforación.

3

3

2

1

1

1

TOTAL (Km2) 506 314

ESTUDIO NORTE DE ALONDRA 3D MATA VERDE 3D

2

MÚCHITE CENTAURO 3D TERS HERMANOS 3D SUR FURBERO - P. ALEMÁN- REMOLINO

624 4,215 108 953 6,720

44

35 32

22 ACTIVIDAD FÍSICA

ACTIVO BURGOS

4

IDENT. Y EVAL. IDENT. Y EVAL.DE EVAL. Y SELECC. EST. DE PBA. DE DE PLAYS SIST. PETROLEROS DE PROSPECT. CARACTERIZACIÓN PROSPECTOS

1

1

EST. DE PROSPECTOS

REGIÓN NORTE

REAL POT-I

73

ACTIVIDAD FÍSICA

74

Se realizaron 14 estudios exploratorios de 11 programados, de los cuales, corresponden seis a Identificación y Evaluación de Plays, cinco de Identificación y Evaluación de Sistemas Petroleros, dos de Evaluación y Selección de Prospectos y uno de Estu­ dio de Cuencas; todos pertenecientes al Activo de Exploración Golfo de México Norte.

EVALUACIÓN DE POTENCIAL

Durante el 2010, la actividad explorato­ ria en Aguas Profundas de la Región Norte, estuvo enfocada principalmente a la realización de estudios exploratorios de gabinete, a la generación de localiza­ ciones, a la obtención de información sísmica 3D, así como a la preparación del inicio de la perforación de los pozos Maximino 1, Puskón 1 y Talipau 1 correspondientes a los Proyectos Área Perdido y Golfo de México Sur.

14

11 REAL POT-I 6

5 4 3

3

2 1

IDENT. Y EVAL. DE PLAYS

IDENT. Y EVAL.DE SIST. PETROLEROS

EVAL. Y SELECC. DE PROSPECT.

1

EST. DE CUENCAS

TOTAL RN

En cuanto al Proyecto Área Perdido, se inició la adquisición del estudio sísmico Centauro 3D WAZ en el área de la Provincia Salina del Golfo Norte adquirien­ do 4,215 km2.

Los retos que se esperan con la información del estudio sísmico Centau­ ro 3D WAZ son: Analizar y actualizar los mecanismos de la tectónica salina y su evolución enfocados a la trampa y distribución de la roca almacén.

En la Región Norte, se realizaron 46 estudios exploratorios de 55 programa­ dos en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I). La diferencia se debe principal­ mente, a que en el Activo Integral Veracruz se suspendieron actividades con la finalidad de realizar estudios para definir las mejores áreas para la perforación de pozos exploratorios con menor riesgo geológico y mayores volu­ metrías de Reservas a Incorporar.

ACTIVIDAD FÍSICA

Aplicación de estudios especiales que den mayor certidumbre a la distribución de roca almacén.

Análisis del sello asociado a estruc­ turas salinas.

Identificación de oportunidades ex­ ploratorias en el área subsalina para evaluar su potencial considerando analogías de campos productores en Estados Unidos de Norteamérica.

ESTUDIOS EXPLORATORIOS POR TIPO

55 46

REAL POT-I

35 22

6

9

6

6

4

3

IDENT. IDENT. EVAL. Y Y EVAL.DE Y EVAL.DE SELECC.DE PLAYS SIST. PETROLEROS PROSPECT.

1

1

EST. DE CUENCAS

2

4

1

1

EST. DE EST. DE EST. PBA. DE PROSPECTOS CARACTERIZACIÓN PROSPECTOS

TOTAL RN

75

ESTUDIOS EXPLORATORIOS POR ACTIVO 55 46

REAL POT-I 25

LOCALIZACIONES

24 16

14

16

6

76

ACTIVIDAD FÍSICA

AIB

Se perforaron 19 pozos exploratorios y 22 terminados, de los cuales, 12 resultaron productores y 10 no exitosos.

AIV

AEGMN

REGIÓN NORTE

En 2010, se adquirieron 2,356 km de sísmica 2D en seis estudios del Activo Integral Burgos y 6,720 km2 de sísmica 3D, de los cuales, 4,215 km 2 pertenecen a estudios exploratorios del Activo de Exploración Golfo de México Norte, 506 km2 al Activo Integral Bur­ gos y 938 km 2 del Activo Integral Veracruz y en Desarrollo de Campos 1,061 km2 de los cuales corresponden 108 al Activo Integral Poza Rica Altamira y 953 km2 al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.

Se programaron 63 localizaciones en el Programa Operativo Trimestral I (POTI), aprobándose 48 localizaciones, logrando con ésto un cumplimiento del 76 por ciento, de las cuales 38 corresponden al Activo Integral Burgos, nueve al Activo Integral Veracruz y una al Activo de Exploración Golfo de México Norte.

LOCALIZACIONES EXPLORATORIAS 63 48 38

35

26

km2

9 2 AIB REAL POT-I

AIV

AEGMN

1 REGIÓN NORTE

PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS

En el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), se programó la perforación de 34 pozos exploratorios de los cuales, se obtuvo un cumplimiento del 56 por ciento al perforarse 19 pozos; correspondiendo 17 al Activo Integral Burgos y dos al Activo Integral Veracruz.

PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS NÚMERO 34

19

17 10 2 AIB REAL POT-I

AIV

REGIÓN NORTE

En el Activo Integral Burgos, destaca la perforación del pozo Emergente-1, ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila, al noreste del país, cuyo obje­ tivo principal fue probar un nuevo con­ cepto no convencional de lutitas gasífe­ ras (Gas Shale) del Play Eagle

Ford probado en el Sur de Texas así como evaluar el potencial hacia nuestro país, con el cual se incrementará la oferta de gas del Activo a corto y me­ diano plazo.

Un factor esencial que afectó el cumpli­ miento del Programa Operativo Trimes­ tral I (POT-I), fue la suspensión de acti­ vidades en el Activo Integral Veracruz con la finalidad de realizar estudios para definir las mejores áreas con menor riesgo geológico y mayores volumetrías de Reserva a Incorporar para la perforación de pozos exploratorios.

KRIPTÓN 7

ACTIVIDAD FÍSICA

24

77

TERMINACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS

En 2010, se terminaron 22 pozos ex­ ploratorios de 35 programados en el Programa Operativo Trimestral I (POTI), de los cuales, 12 resultaron produc­ tores y 10 no exitosos, obteniéndose un éxito comercial del 55 por ciento.

TERMINACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS NÚMERO 35

ACTIVIDADES DE DESARROLLO PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

24

22

19 10 2 ACTIVIDAD FÍSICA

AIB

78

En la Cuenca de Veracruz, se suspendió la perforación durante el 2010 por estudios realizados para obtener mejor conocimiento del área, terminándose únicamente los pozos Rabel-1 (produc­ tor de gas seco) con una producción inicial de 7.04 millones de pies cúbicos diarios e Irazu-1 (no exitoso), con un éxito exploratorio del 50 por ciento.

AIV

1

1 AEGMN

REGIÓN NORTE

REAL POT-I

En la Cuenca de Burgos resultaron siete pozos productores de gas y condensado, tres de gas seco, un productor no comercial de gas seco y ocho no exito­ sos, entre los cuales, destaca el pozo Nejo-401 con una producción inicial de gas de 4.4 millones de pies cúbicos diarios y 196 barriles diarios de con­ densado.

En el Activo de Exploración Golfo de México Norte, se terminó el pozo Tilapia1 del proyecto Sardina, resultando productor de aceite y gas con una producción inicial de aceite de 110 bpd y 0.02 millones de pies cúbicos diarios de gas.

La estrategia de la Región Norte para el 2010, se reorientó hacia el crecimien­ to en la explotación de crudo con la actividad de perforación intensiva de pozos de desarrollo. Se programaron en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), perforar 900 y terminar 1,089 pozos. Este crecimiento es inducido por el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con una participación en la programación de estas actividades del 56 por ciento y 63 por ciento respec­ tivamente.

En el 2010, la Región Norte participó con el 84 por ciento en la actividad de perforación de pozos de desarrollo a nivel nacional y con el 88 por ciento de los pozos terminados.

REGIÓN PERFORACIÓN NORTE 798 SUR 117 NORESTE 28 SUROESTE 12 TOTAL SISTEMA 955

CUMPLIMIENTO (%) 84 12 3 1 100

RABEL ACTIVIDAD FÍSICA

79

80

ACTIVIDAD FÍSICA

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, estaban programados 505 pozos a perforar en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), de los cuales, se realizaron 438 para un cum­ plimiento del 87 por ciento. El descenso en el número de pozos perforados, se debe a la reducción de equipos de perforación al pasar de 69 equipos en enero a cero en octubre y cerrar con 16 en diciembre, ésto debido a que se ajustó la capacidad de ejecución a los techos presupuestales autorizados y por las recomendaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y el Comité de Estrategias e Inversiones de Pemex.

Para el Activo Integral Poza Rica - Alta­ mira, se perforaron 93 pozos, siete más de los programados en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I) alcanzando un cumplimiento del 108 por ciento. La diferencia se debe a que en el subpro­ yecto Ébano-Panuco-Cacalilao, los tiem­ pos de la perforación fueron menores a los programados, lográndose con esta actividad una participación a nivel Región Norte del 12 por ciento a nivel Activo.

En lo que concierne al Activo Integral Veracruz, con la perforación de 23 de los 22 pozos programados en el Progra­ ma Operativo Trimestral I (POT-I), logra un cumplimiento del 105 por ciento en este Activo y tres por ciento a nivel Regional. Se intensificaron los trabajos de desarrollo en el campo Cauchy por los resultados favorables obtenidos en el periodo 2009-2010, resultando 32 pozos productores.

En lo correspondiente al Activo Integral Burgos, el cumplimiento fue del 85 por ciento, perforándose 244 de los 287 pozos que se tenían programados en el Programa Operativo Trimestral I (POTI). La desviación para alcanzar las metas, se debió a la inseguridad en diferentes áreas del Activo y a la suspensión de actividades en bloques de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) por ajuste presupuestal. La contribución del Activo en este rubro en la Región Norte fue del 31 por ciento.

PERFORACION DE POZOS DE DESARROLLO ACTIVO AIATG AIB AIPRA AIV RN

POT-I 505 287 86 22 900 900

POT-I

REAL 438 244 93 23 798

DIFERENCIA -67 -43 7 1 -102

CUMPLIMIENTO (%) 87 85 108 105 89 798

REAL

PERFORADOR KRIPTÓN 7

TERMINACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

A pesar de las cifras obtenidas en la perforación, se terminaron 1,113 pozos de los cuales, 1,059 resultaron produc­ tores (805 productores de aceite, 165 de gas y condensados y 89 de gas seco) lo que representó un éxito del 95 por ciento.

REGIÓN NORTE SUR NORESTE SUROESTE TOTAL SISTEMA

TERMINACIÓN 1,113 114 27 11 1,265

CUMPLIMIENTO (%) 88 9 2 1 100

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se terminaron 744 pozos (712 productores de aceite y 32 impro­ ductivos), 56 más de los programados en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I). Este incremento se debió prin­ cipalmente al mayor número de pozos perforados al cierre del 2009; con esto, se obtuvo un cumplimiento del 108 por ciento logrando una participación del 67 por ciento a nivel Región Norte.

AGF834

Para el Activo Integral Burgos, se pro­ gramaron terminar 293 pozos en el Programa Operativo Trimestral I (POTI), de los cuales, se terminaron 252 obteniendo un cumplimiento del 86 por ciento. La causa de la desviación se debió a accesos cerrados por insegu­ ridad y suspensión de actividades

ACTIVIDAD FÍSICA

La Región Norte participó con el 88 por ciento a nivel nacional en la actividad de terminación de pozos de desarrollo.

81

82

ACTIVIDAD FÍSICA

en bloques de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) por ajuste presupuestal. La contribución del Activo en la Región Norte fue del 23 por ciento.

En lo que corresponde al Activo Integral Poza Rica - Altamira, se terminaron 92 pozos, seis más de los 86 pro­ gramados en el Programa Ope­ rativo Trimestral I (POT-I), ob­ teniendo un cumplimiento del 107 por ciento. De los pozos terminados, 82 son productores de aceite, nueve resultaron im­ productivos y se considera el pozo Escuela Ezequiel Ordoñez 2010 que no contabiliza para el porcentaje de éxito, alcanzán­ dose un cumpli­ miento del ocho por ciento a nivel Región Norte.

En el Activo Integral Veracruz, se ter­ minaron 25 pozos, tres más de los programados en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), dando como resulta­ do un cumplimiento del 114 por ciento y representando el dos por ciento de la Región Norte. Cabe mencionar, que seis pozos fueron productores de aceite, 18 de gas seco y resultando solamente un pozo improductivo para lograr el 96 por ciento de éxito.

TERMINACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO ACTIVO AIATG AIB AIPRA AIV RN

POT-I REAL DIFERENCIA 688 744 56 293 252 -41 86 92 6 22 25 3 1,089 1,113 102

1,089

POT-I

CUMPLIMIENTO (%) 108 86 107 114 102 1,113

REAL

POZOS CONECTADOS

En la conexión de pozos de la Región Norte para el año 2010, se programa­ ron 1,025 pozos en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), alcanzándose a conectar 1,089 para tener un cum­ plimiento del 106 por ciento. Este in­ cremento se debió a la conexión de 96 pozos más en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo por la perforación y terminación de pozos remanentes del 2009.

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se conectaron 739 pozos, 96 más de los programados en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I). Este incremento es por el mayor número de pozos terminados, los cuales, se per­ foraron durante 2009 quedando pendientes de terminación por obstrucción de equipo de perforación y por las ac­ ciones realizadas en el Activo para disminuir el tiempo de conexión de los pozos. Con esto se obtuvo un cum­ plimiento del 115 por ciento, logrando una participación del 68 por ciento a nivel Región Norte.

Para el Activo Integral Burgos, se logró la conexión de 237 pozos de 289 pro­ gramados en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), obteniendo un cum­ plimiento del 82 por ciento. La desviación se debió al impacto presupuestal de actividades pendientes de pago en los bloques de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) y en la parte tradicional por ajuste presupuestal; la aportación del Activo en la Región Norte fue del 22 por ciento.

En lo que respecta al Activo Integral Poza Rica - Altamira, se concluyeron 80 conexiones de pozos, una más de las 79 programadas en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), obteniendo un cumplimiento del 101 por ciento y alcanzándose a nivel Región Norte, una aportación del siete por ciento.

En el Activo Integral Veracruz se realizaron 33 conexiones, habiéndose pro­ gramado sólo 14 en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), dando como resultado un cumplimiento del 236 por ciento lo cual representó un tres por ciento de la Región Norte.

ACTIVIDAD FÍSICA

CAMPO ARQUIMIA

83

POZOS CONECTADOS

84

ACTIVIDAD FÍSICA

ACTIVO POT-I REAL DIFERENCIA AIATG 643 739 96 AIB 249 237 -52 AIPRA 79 80 1 AIV 14 33 19 RN 1,025 1,089 64

CUMPLIMIENTO (%) 115 82 101 236 106

1,025

1,089

POT-I

REAL

INTERVENCIONES A POZOS REPARACIONES MAYORES

En el 2010, en la Región Norte se programaron 588 reparaciones mayores en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), realizándose 638, lo que representó un cumplimiento del 109 por ciento. La mayor variación se presentó en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo debida principalmente,

a un mayor tiempo de ejecución en las intervenciones por la estrategia de complementar la reparación mayor con un sistema artificial y para dar énfasis en las reparaciones menores.

En el Activo Integral Poza Rica - Altamira, se realizaron 96 reparaciones mayores de 65 programadas en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I). El incre­ mento se debió a que se intervinieron pozos en el campo Tamaulipas - Consti­ tuciones originalmente programados como reparaciones menores, y que por problemas durante la operación, cambiaron su programa a reparaciones mayores obteniéndose un cumplimiento del 148 por ciento.

Por parte del Activo Integral Burgos, se concluyeron 308 reparaciones mayores, 158 más de las programadas en el Programa Operativo Trimestral I (POTI). El incremento fue debido principal­ mente, a la amplia cartera de pozos a intervenir con la que contaba el Activo y a la finalidad de obtener producción incremental a corto plazo y bajo costo.

En el Activo Integral Veracruz se pro­ gramaron nueve reparaciones mayores en el Programa Operativo Trimestral I (POT-I), realizándose siete para obtener un cumplimiento del 78 por ciento. La variación se debió a que se difirieron las intervenciones de pozos que no requirieron de la intervención por pre­ sentar óptimo nivel de producción.

REPARACIONES MAYORES ACTIVO AIATG AIB AIPRA AIV RN

POT-I 364 150 65 9 588

REAL 227 308 96 7 638

DIFERENCIA -137 158 31 -2 50

CUMPLIMIENTO (%) 62 205 148 78 109

588

POT-I

638

REAL

REPARACIONES MENORES

En el Programa Operativo Trimestral I (POT I), se programaron 1,015 repara­ ciones menores y se realizaron 1,494 obteniéndose 47 por ciento más de lo programado. La mayor variación se

ACTIVIDAD FÍSICA

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se realizaron 227 repara­ ciones mayores programándose 364 en el Programa Operativo Trimestral I (POT) I. La variación se debió principal­ mente, a un mayor tiempo de ejecución en las intervenciones por requerir siste­ ma artificial para vencer la contrapresión del sistema de recolección de hidrocar­ buros.

85

86

ACTIVIDAD FÍSICA

tiene en el Activo Integral Aceite Tercia­ rio del Golfo ya que con el objeto de mantener la plataforma de producción, se orientaron los esfuerzos hacia los pozos en operación y a la reactivación de pozos cerrados a través de la conversión de pozos a sistemas artifi­ ciales.

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se programaron 203 repara­ ciones menores en el Programa Opera­ tivo Trimestral I (POT I), de las cuales, se realizaron 406 obteniendo un cum­ plimiento del 200 por ciento. El cre­ cimiento en esta actividad se debe a la estrategia de mantener la producción base con conversiones y reacondiciona­ miento de sistemas artificiales de producción, a fin de reactivar pozos cerrados e intermitentes.

Para el Activo Integral Poza Rica - Alta­ mira, se realizaron 460 reparaciones menores, 42 más de las programadas en el Programa Operativo Trimestral I (POT I), obteniéndose un cumplimiento del 110 por ciento. La diferencia fue con el objeto de mantener la producción base lográndose una participación a nivel Región Norte del 31 por ciento.

En lo que respecta al Activo Integral Veracruz, se programaron 76 repara­ ciones menores en el Programa Opera­ tivo Trimestral I (POT I), realizándose 152 y obteniendo un cumplimiento del 200 por ciento. La diferencia fue con el objeto de mantener la producción

base, contribuyendo con el 10 por ciento a nivel Región Norte.

El Activo Integral Burgos, programó 318 reparaciones menores en el Pro­ grama Operativo Trimestral I (POT I), realizándose 476 para tener un cum­ plimiento del 150 por ciento. La diferencia fue el resultado de orientar los esfuerzos a mantener la producción base. La contribución del Activo en la Región Norte fue del 32 por ciento.

REPARACIONES MENORES ACTIVO POT-I REAL DIFERENCIA AIATG 203 406 203 AIB 318 476 158 AIPRA 418 460 42 AIV 76 152 76 RN 1,015 1,494 479

CUMPLIMIENTO (%) 200 150 110 200 147

1,494

1,015

POT-I

REAL

En las intervenciones de abandono de campos en la Región Norte para el 2010, se programaron 151 taponamientos en el Programa Operativo Trimestral I (POT I), realizándose 141 para obtener un cumplimiento del 93 por ciento.

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se taponó un pozo de 34 programados en el Programa Operativo Trimestral I (POT I). Esta desviación se debió principalmente a los altos costos de la intervención por parte del área de Perforación. Con esto se obtuvo un cumplimiento del tres por ciento, logran­ do una participación del uno por ciento a nivel Región Norte.

En el Activo Integral Burgos, se taponaron 13 pozos fuera de programa, lo cual representa un cumplimiento del 100 por ciento. La diferencia se debió a anomalías presentadas en estos pozos

que por norma era necesario su taponamiento. La aportación de este Activo en la Región Norte fue del nueve por ciento.

En lo que respecta al Activo Integral Poza Rica - Altamira, se realizaron 119 taponamientos de 117 contemplados en el Programa Operativo Trimestral I (POT I), obteniéndose un cumplimiento del 102 por ciento y un cumplimiento a nivel Región Norte del 84 por ciento.

En el Activo Integral Veracruz se taponaron ocho pozos fuera de programa, obteniéndose un cumplimiento del 100 por ciento, lo cual representa un seis por ciento de la Región Norte.

TAPONAMIENTO DE POZOS ACTIVO AIATG AIB AIPRA AIV RN

POT-I 34 0 117 0 151

151

POT-I

REAL 1 13 119 8 141

DIFERENCIA -33 13 2 8 -10

CUMPLIMIENTO (%) 3 100 102 100 93

141

REAL

ACTIVIDAD FÍSICA

TAPONAMIENTO DE POZOS

87

ACTIVIDAD FÍSICA

88

INFRAESTRUCTURA

Batería Separación Coyula I

OBRAS RELEVANTES

Durante el 2010, se realizaron obras importantes en los Activos Integrales tanto para el aprovechamiento del gas como del aceite crudo. A continuación se describen estas obras clasificadas por tipo y cantidad.

Batería Separación Humapa I Batería Separación Furbero I 23 módulos de separación para recu­ perar la producción de aquellos pozos que no cuentan con una instalación inmediata, almacenando la producción que posteriormente con un camión mo­ tobomba se recupera y se transporta a una instalación definida para su pro­ ceso: Módulo Separación Portátil Agua Fría 76 Módulo Separación Portátil Agua Fría 898

Se construyeron tres Estaciones de Recolección para el aprovechamiento del gas natural:

Módulo Separación Portátil Coapechaca 376 (576)

Estación de Recolección de Gas China1

Módulo Separación Portátil Coapechaca 458

Estación de Recolección Gas Calabaza2

Módulo Separación Portátil Corralillo 874

Estación de Recolección de Gas Culebra11

Módulo Separación Portátil Coyula 1196

De las cinco Baterías de separación para el manejo y la optimización del crudo, destacan tres, con las cuales, se espera manejar un volumen promedio de aceite de 15,000 bd y 38 MMpcd en cada una:

Módulo Separación Portátil Escobal 107 Módulo Separación Portátil Furbero 1245 Módulo Separación Portátil Furbero 1286

ACTIVIDAD FÍSICA

La optimización en el manejo, el trans­ porte y distribución del aceite crudo, gas y productos derivados, constituyen un elemento estratégico de las opera­ ciones de la industria petrolera y de su cadena de valor, ya que permite abaste­ cer de materia prima a los complejos petroquímicos para los procesos de transformación industrial así como para dar salida a productos de exportación.

89

ACTIVIDAD FÍSICA

90

Módulo Separación Portátil Furbero 1481 (1774) Módulo Separación Portátil Furbero 1528 (Fresa 1) Módulo Separación Portátil Furbero 1567 Módulo Separación Portátil Furbero 175

Módulo Separación Portátil Remolino 4077 Tres estaciones de compresión para incorporar y aprovechar la producción de gas de los campos en declinación: Estación de Compresión Apertura Estación de Compresión Arquimia Estación de Compresión Perdiz

Módulo Separación Portátil Humapa 1643 Módulo Separación Portátil Pdte.

Alemán 1365 Módulo Separación Portátil Pdte.

Alemán 1614 Módulo Separación Portátil Pdte.

Alemán 1623 Módulo Separación Portátil Pdte.

Alemán 1708 Módulo Separación Portátil Pdte.

Alemán 1729

Una obra para inyectar y contar con un sistema de seguridad integral de protección de emergencias en el campo Cauchy (quemador de alta eficiencia): Estación de Medición y Control Cauchy para 150 MMpcd Un sistema de inyección que cuenta con las normas de seguridad y capacidad para inyectar el agua liberada de los pozos productores a pozos receptores: Sistema Inyección de Agua Congénita Perdiz 2 Siete Estaciones de Recolección de Gas para aprovechar la producción de gas natural de los pozos productores:

Módulo Separación Portátil Pdte.

Alemán 2094

Estación de Recolección de Gas Murex 1

Módulo Separación Portátil Remolino 4034

Estación de Recolección de Gas Oporto 1

ACTIVIDAD FÍSICA

Módulo Separación Portátil Furbero 2362

91

ACTIVIDAD FÍSICA

92

Estación de Recolección de Gas General 1 Estación de Recolección de Gas Mareógrafo 1 Estación de Recolección de Gas Ar­ cabuz 6 Estación de Recolección de gas Ar­ cabuz 7

28 gasoductos de diferentes diámetros y longuitudes para transportar con seguridad y eficiencia el gas húmedo de los pozos de diferentes campos, descri­ biendo a continuación los más impor­ tantes (por su longuitud): Gasoducto Arcabuz 5 a Planta Cule­ bra Norte de 35 km por 24" Gasoducto Estación Palmito 1 a en­ tronque Benavides 4 de 14.8 km por 12" Gasoducto de la Estación Murex 1 al Gasoducto de 16" Pandura-ent.

Jaujal. (Ex. construcción de gasoduc­ to de 8" x 17.785 Km. de Sistema de Recolección de Gas Murex 1 a estación Rafael 1) de 13 km por 8" Gasoducto de Estación de Recolección de Gas Oporto 1 a Batería Monterrey de 41 km por 12

ACTIVIDAD FÍSICA

Estación de Recolección de gas Calabaza 3

93

Gasoducto de Estación Velero 3 a Estación Jaujal de 10 km por 6"

94

ACTIVIDAD FÍSICA

Gasoducto Estación plataforma China a Estación Mareógrafo 1 de 10 km por 6"

86 oleogasoductos de diferentes diámetros y longuitudes para transpor­ tar con seguridad y eficiencia, el aceite crudo y el gas de los pozos de diferentes campos describiendo a continuación los más importantes (por su longuitud):

Gasoducto de 16" x 22.035 Km. del Entronque Jaujal entronque Arcos (Ex. const. de Gto. de 16" x 16.0 Km. del entronque Velero a entr. Ar­ cos) de 22 km por 16"

Oleoducto Aguacate-Batería Amatlán de 13 Km por 10"

Gasoducto Estación de Recolección Duna 1 a Estación de Recolección Mareógrafo 1 de 12 km por 6"

Oleogasoducto Planta Recolección de Gas Kabuki a Colector Aris de 10 km por 10"

Oleogasoducto Maderaceo 51 a Inj. Piedras Negras de 8 km por 6"

Dos oleoductos para transportar con seguridad y eficiencia el aceite crudo de los pozos de diferentes campos: Oleoducto Cenit I Entronque HumapaCentral Almacenamiento y Bombeo Poza Rica de 6 km por 8" Oleoducto Corralillo 607 Entronque Batería Separación Antares - Central Almacenamiento y Bombeo Tajín de 0.7 km por 4" Un gasolinoducto de la Estación Cuitláhuac 2 a Estación 19 de PGPB En la construcción de macroperas, destacan 79 de las 91 realizadas con sus respectivos contrapozos para la perforación, terminación y operación de los pozos, principalmente para el proyec­ to Aceite Terciario del Golfo.

Al realizar un balance de los resultados en la construcción de ductos en la Región Norte durante el 2010, se construyeron 58 ductos de 114 programados con un alcance de 330 kilómetros de 634 programados en el Programa Operativo Trimestral (POT) I respectivamente. La desviación se debe principalmente: Ductos suspendidos por inseguridad en el Activo Integral Burgos.

Ductos suspendidos por la falta de embarcaciones de apoyo y condi­ ciones climatológicas adversas en el Activo Integral Poza Rica - Altamira.

Ductos suspendidos por falta de construcción de las baterías de

separación, problemas con el Institu­ to Nacional de Antropología e Historia (INAH), problemas de gestoría y cancelados por ubicaciones indefini­ das en el Activo Integral Aceite Ter­ ciario del Golfo.

Ductos cancelados por resultados de pozos no exitosos en el Activo Integral Veracruz.

El Activo Integral Burgos construyó 10 ductos programados, ocho gasoductos y dos gasolinoductos con 172 kilómetros construidos, de éstos, 148 kilómetros corresponden a gasoductos y 24 corresponden a gasolinoductos, lo que representó un 52 por ciento del total regional. Adicionalmente se construyeron tres gasoductos fuera de progra­ ma.

GASODUCTO DE 24 x 39 Km ENTRONQUE ARCOS A ENTRONQUE ARCABUZ 5

ACTIVIDAD FÍSICA

DUCTOS

95

El Activo Integral Poza Rica-Altamira construyó un oleoducto programado con 13 kilómetros construidos, lo que representó un cuatro por ciento del total regional.

96

ACTIVIDAD FÍSICA

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo se construyeron 38 ductos programados, un gasoducto y 37 oleogasoductos, con un total de 86 kilómetros construidos lo que representó un 26 por ciento del total regional. Adicionalmente se construyeron 51 ductos fuera de programa.

Y por último, el Activo Integral Veracruz construyó nueve ductos programados, un gasoducto y ocho oleogasoductos, con un total de 59 kilómetros representando un 18 por ciento del total regional. Adicionalmente, se construyeron cinco ductos fuera de programa. Sin embargo, a pesar de los esfuerzos y estrategias regionales, no se logró alcanzar la meta del Programa NÚMERO CUMPLIMIENTO FUERA DE ACTIVO POT I REAL DIFERENCIA (%) PROGRAMA AIATG 85 38 -47 45 51 AIB 16 10 -6 63 3 AIPRA 3 1 -2 33 AIV 10 9 -1 90 5 R N 114 58 -56 51 59 114 58

POT - I

REAL PROGRAMADOS

Operativo Trimestral (POT) I, la cual consistió en 114 ductos con un total de 634 kilómetros, logrando un cumplimiento del 51 por ciento y 52 por ciento respectivamente.

ACTIVO AIATG AIB AIPRA AIV RN

POT I 254 259 29 92 634

REAL 86 172 13 59 330

NÚMERO CUMPLIMIENTO DIFERENCIA (%) -168 34 -87 66 -16 45 -33 64 -304 52

634 330

POT - I

REAL PROGRAMADOS

BATERÍAS DE SEPARACIÓN

En la Región Norte se construyeron cinco baterías de separación de tres programadas en el Programa Operativo Trimestral (POT) I para un cumplimiento del 167 por ciento, con la finalidad de garantizar la capacidad de acondiciona­ miento y bombeo del crudo en base a los parámetros actuales de comercialización.

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se realizó la construcción de cinco baterías de separación de tres programadas en Programa Operativo Trimestral (POT) I para un cumplimiento del 167 por ciento. Esta diferencia se debe a baterías de separación que se venían construyendo de años anteriores, como es el caso de la Batería de

NÚMERO CUMPLIMIENTO ACTIVO POT I REAL DIFERENCIA (%) AIATG 3 5 2 167 REGIÓN NORTE 3 5 2 167 5 3

En el Activo Integral Burgos, se programó la construcción de 311 localizaciones realizándose 307 para un cumplimiento con respecto al Pro­ grama Operativo Trimestral (POT) I de 99 por ciento. La causa de la desviación se debió principalmente, a la inseguridad en el área y a los fenómenos meteorológicos.

En lo que corresponde al Activo Integral Poza Rica - Altamira, se construyeron y/o rehabilitaron 84 localizaciones de un programa en el Programa Operativo Trimestral (POT) I de 80, para un cumplimiento del 105 por ciento.

En lo que concierne al Activo Integral

POT - I

REAL

LOCALIZACIONES

En la Región Norte, se programaron construir 423 localizaciones en el Programa Operativo Trimestral (POT) I y se construyeron y/o rehabilitaron 420 para un cumplimiento del 99 por ciento.

Veracruz, se programó en el Programa Operativo Trimestral (POT) I, la construcción de 29 localizaciones de 32 programadas para un cumplimiento del 91 por ciento. El desempeño de estas acciones se vio afectado por los fenómenos meteorológicos de los huracánes (Karl y Mathew), los cuáles dañaron gran parte de la infraestructura.

NÚMERO CUMPLIMIENTO ACTIVO POT I REAL DIFERENCIA (%) AIPRA 80 84 4 105 AIB 311 307 -4 99 AIV 32 29 -3 91 REGIÓN NORTE 423 420 -3 99 423

420

POT - I

REAL

ACTIVIDAD FÍSICA

Separación Tajín V; la cual en el año 2009, entró a operar la etapa de separación de aceite y para 2010 entró a operar la etapa de compresión.

Así como la Batería de Separación Agua Fría III que tiene un 99% de avance en su construcción pero que opera normal­ mente.

97

98

ACTIVIDAD FÍSICA

MACROPERAS Derivado de la intensa actividad de perforación de pozos en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, se programaron construir 131 macroperas en Programa Operativo Trimestral I (POT I), considerando un promedio de 12 pozos por macropera; ésto con la finalidad de cumplir con los compromisos de las metas comprometidas ante las autoridades. De este programa, se alcanzó un cumplimiento del 104 por ciento con la realización de 136 macroperas. La diferencia se debió a macroperas remanentes construidas en años anteriores.

NÚMERO CUMPLIMIENTO ACTIVO POT I REAL DIFERENCIA (%) AIATG 131 136 5 104 REGIÓN NORTE 131 136 5 104 131

POT - I

136

REAL

LECCIONES APRENDIDAS La experiencia nos indica, que constantemente debemos actualizar las técnicas de construcción, innovar procedimientos constructivos y estar a la vanguardia en el mercado así como continuar con algunas técnicas las cuales destacan: Construcción de macroperas para perforación, reduciendo el impacto ambiental utilizando la infraestructura existente de caminos y plataformas disminuyendo los costos de construcción.

Implementar nuevas tecnologías en el área de perforación.

Adoptar e implementar tecnologías y procesos constructivos innovadores, con el objeto de mejorar la estructura y durabilidad de las plataformas y caminos.

Optimizar los tiempos de ejecución de las obras tipo, con una selección minuciosa de compañías contratistas y con estándares de calidad altos.

Al realizar un balance de los resultados de la construcción de caminos de acceso en el 2010, el Activo Integral Burgos construye y moderniza la red de caminos rurales y alimentadores con objeto de facilitar el acceso a los servicios básicos a toda la población rural, en especial a la de escasos recursos, y promueve un desarrollo social equilibrado. En el 2010, contribuyó con la construcción de caminos tipo rural de seis metros de corona y un derecho de vía de 10 metros con una estructura de revestimiento de espesor requerido por el terreno natural, así como la modernización del camino de acceso denominada brecha "El Becerro" a un camino tipo A-2, el cual presenta una superficie de rodamien­ to de pavimento asfaltico desarrollada sobre una estructura de capas estabi­ lizadas con polímero; dicha estructura cuenta con una corona de 12 metros, la cual contará con carriles sencillos en ambos sentidos de 3.5 metros y dos acotamientos de 2.5 metros.

La construcción de caminos de acceso tipo rural a base de una estructura de revestimiento en el Activo Integral Burgos, fue de 133.8 kilómetros lo que representó el 39 por ciento del total proyectado. Los principales campos de desarrollo que se beneficiaron en esta construcción en el estado de Coahuila son: Forastero, Pirineo y Olmos; en el estado de Nuevo León, Cucaña, Comitas, Cuatro Milpas, Alondra, Arenaria,

ACTIVIDAD FÍSICA

CAMINOS ACTIVO INTEGRAL BURGOS

99

Calibrador, Mareógrafo, Cuervito y Palmi­ to, en el estado de Tamaulipas, Cuitláhuac, Arcabuz, Rusco, Ecatl, Fundador, Sigma, Caudaloso, Murex, Vigilante, Ricos, Nejo y Misión; así como la modernización de 3.8 kilómetros hasta nivel de carpeta y 14 kilómetros estabilizados con polímero que repre­ senta un 70 por ciento de lo proyectado.

100

ACTIVIDAD FÍSICA

LECCIONES APRENDIDAS

Dadas las variaciones descritas ante riormente y las circunstancias propias del lugar, se han corregido y ampliado los procesos constructivos e innovado la realización de algunos de ellos. Un claro ejemplo es la modernización de la brecha "El Becerro" la cual cambia los esquemas constructivos al utilizar estructuras con material producto del lugar estabilizado con polímeros, disminuyendo el acarreo de material de bancos clasificado así como el requerimiento de estructura de p a v i m e n t o d e m e n o r e s p e s o r.

ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRA

Se rehabilitaron 562 kilómetros de caminos generales y de acceso de un programa de 528 kilómetros para un cumplimiento de 106 por ciento.

ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

El cumplimiento de las metas de producción para el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, abarcó actividades de perforación, terminación y reparación de pozos en los diferentes campos que lo integran como son: Tenexcuila, T l a c o l u l a , A r a g ó n , Pa s t o r í a , Cacahuatengo, Coyotes, Horcones, Soledad, Gallo, Palo Blanco, Agua Nacida, Humapa, Coyol, Miquetla, Miahuapan, Coyula, Escobal, Agua Fría, Coapechaca, Tajín, Corralillo, Remolino, Furbero y Presidente Alemán, los cuales corresponden a los Estados de Veracruz y Puebla.

En el 2010, se realizaron 23 obras relacionadas con caminos, 13 en el estado de Veracruz y 10 en el estado de Puebla, con un total de 77 kilómetros entre caminos revestidos y pavimentados. Además, se construyeron como parte de los mismos, obras com­ plementarias como vados, puentes, cunetas, alcantarillas, entre otros. Con estas acciones de construcción y mantenimiento de caminos, se

beneficiaron comunidades, se redujeron las reclamaciones por parte de los pobladores evitando de esta forma cierres y bloqueos que afectan a la operación y la producción, contribuyendo de esta manera, a una mejor relación de la empresa con el entorno social.

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ Se rehabilitaron 971 kilómetros de caminos generales y de acceso de un total programado de 880 kilómetros que debido a los fenómenos meteorológicos "Karl" y "Mathew" que ocasionaron intensas lluvias, presentando inundaciones en la cuenca del río Papaloapan afectando caminos y plataformas. Derivado de lo anterior, se incrementó la rehabilitación en los caminos generales y de acceso a nuestras instalaciones.

LECCIONES APRENDIDAS El mejoramiento de los procesos constructivos, así como la actualización e innovación de tecnología que nos lleve a la eficiencia en nuestros procedimien­ tos de construcción para cumplir con la calidad y proporcionar la seguridad al personal e instalaciones sin dañar al medio ambiente.

ACTIVIDAD FÍSICA

Para lograr lo anterior, fue necesario llevar a cabo la logística de personal, maquinaria y equipo, siendo necesario la construcción y/o reacondicionamiento de caminos generales, secundarios y de acceso, dejando un área de rodamiento de pavimento flexible, rígido y/o de terracería; caminos que comunican a las diferentes áreas e instalaciones donde se está llevando a cabo el desarrollo del Proyecto Aceite Terciario del Golfo, y de esa forma, contar con vías terrestres que permitan el acceso en forma segura y optimizando tiempos de traslado. De la misma forma fue necesario mejorar algunos caminos por la importancia de los mismos para la comunicación con instalaciones es­ tratégicas.

101

Seguridad, Salud y Protecciรณn Ambiental

104

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Seguridad, Salud y Protección Ambiental El Sistema Pemex-SSPA (Seguridad, Salud y Protección Ambiental) se define como el conjunto de elementos interre­ lacionados e interdependientes entre sí, que toma las 12 mejores prácticas internacionales como base del sistema y organiza los elementos restantes en tres subsistemas que atienden la seguridad de los procesos, la salud en el trabajo y la protección ambiental, el cual incluye y define, las actividades de planificación, las responsabilidades, las prácticas, los procedimientos y los recursos necesarios para dar cum­ plimiento a la política, los principios y los objetivos de Petróleos Mexicanos en la materia.

El Sistema PEMEX-SSPA tiene como finalidad, guiar a la empresa hacia una me­ jora continua en su desempeño en materia de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental, mediante la administración de los riesgos de sus operaciones y/o procesos productivos, a través de la implantación

de los elementos que lo componen y la interrelación entre ellos, actuando como herramienta de apoyo al proceso ho­ mologado y mejorado de Seguridad, Sa­ lud en el Trabajo y Protección Ambiental, consolidando así, una cultura en la materia con énfasis en la prevención.

El Sistema PEMEX-SSPA es de aplicación obligatoria, tanto para el ciclo de vida laboral de sus trabajadores como para el ciclo de vida de las insta­ laciones, procesos/productos y servicios, de los Organismos Subsidiarios y áreas corporativas de Petróleos Mexicanos considerando sus actividades actuales y/o futuras.

Un desempeño eficiente en materia de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental, requiere del com­ promiso de la Organización con un en­ foque sistémico y sistemático y con la mejora continua de un sistema de gestión en la materia. El Sistema PEMEX-SSPA, está integrado por las 12 Mejores Prácticas Internacionales de SSPA (12 MPI) como base de tres subsistemas: Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos (SASP) Subsistema de Administración Ambiental (SAA)

El Sistema Pemex-SSPA fue conceptualizado y alineado, tomando como base al actual macro proceso de SSPA definido para Petróleos Mexicanos por Equipo de Proceso SSPA de conformidad a lo establecido en los Lineamientos del Sistema de Gestión por Procesos (SGP) y el modelo administrativo para la mejora continua, que consiste en las etapas de Planear-Hacer-Verificar-Actuar.

El Sistema Pemex-SSPA, organiza los elementos de las 12 MPI, de acuerdo con las etapas del macro proceso de SSPA antes mencionado, y las considera como la base en que se sustentan los subsistemas de SASP, SAST y SAA. La razón de este esquema de organización, es dar un orden lógico y secuenciado a los elementos de cada subsistema, de manera que permita lograr los resulta­ dos esperados del sistema de una forma más eficiente.

MACROPROCESO SSPA

PLANEACIÓN SSPA

COMPROMISO VISIBLE Y DEMOSTRADO POLÍTICA DE SSPA RESPONSABILIDAD DE LA LÍNEA DE MANDO ORGANIZACIÓN ESTRUCTURADA METAS Y OBJETIVOS AGRESIVOS ALTOS ESTÁNDARES DE DESEMPEÑO PAPEL DE LA FUNCIÓN DE SSPA AUDITORÍAS EFECTIVAS INVESTIGACIÓN Y ANÁLISIS DE INCIDENTES CAPACITACIÓN Y ENTRENAMIENTO COMUNICACIONES EFECTIVAS MOTIVACIÓN PROGRESIVA

El liderazgo en todos los niveles de la Organización en la Región Norte, impulsa permanentemente el cumplimiento de la política de SSPA y sus principios, iniciando con su ejemplo, fijando objetivos y metas que integran el desempeño en SSPA, estableciendo el proceso de me­ joramiento continuo, lo cual se debe reflejar en indicadores proactivos pro­ piciando la formación de Equipos y Sub­ equipos de Liderazgo SSPA y su proceso de rendición de cuentas correspondiente.

El proceso de implantación establece cinco niveles de desarrollo: NIVEL 1.- "Evaluando el Sistema y

Creando Conciencia" NIVEL 2.- "Desarrollando el Sistema" NIVEL 3.- "Estableciendo el Sistema" NIVEL 4.- "Sistema Establecido" NIVEL 5.- "Mejoramiento Continuo".

PREVENCIÓN Y CONTROL DE RIESGOS SSPA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

MEDICIÓN Y EVALUACIÓN

12 MPI MEJORES PRÁCTICAS INTERNACIONALES DE SSPA

ANÁLISIS, CUMPLIMIENTO Y MEJORA

SASP SAST SAA

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST).

105

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

106

SUBSISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE LA SEGURIDAD DE LOS PROCESOS (SASP)

SUBSISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE LA SALUD EN EL TRABAJO (SAST)

Este Subsistema consta de 14 elemen­ tos que, aplicados sistemáticamente a través de controles administrativos (programas, procedimientos, evaluacio­ nes, auditorías) a las operaciones que involucran materiales peligrosos, permi­ ten que los riesgos del proceso sean identificados, entendidos y controlados y las lesiones e incidentes relacionados con el proceso, puedan ser eliminados.

La Salud en el Trabajo, es la actividad multidisciplinaria dirigida a proteger y promover la salud de los trabajadores mediante la prevención de accidentes y enfermedades de trabajo, así como la eliminación de los factores o condi­ ciones de riesgo que ponen en peligro su salud y seguridad (Cap. Art.1 XXVII Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos).

SUBSISTEMA DE ADMINISTRACIÓN AMBIENTAL (SAA)

Este Subsistema consta de 14 elemen­ tos, cuyo fin es el promover, mantener y vigilar un ambiente de trabajo seguro y saludable, así como trabajadores sanos con capacidad de desempeño adecuado; que mediante la administración de riesgos para la salud y el desarrollo de un marco regulatorio en Petróleos Mexicanos y sus Organis­ mos Subsidiarios, contribuya a la pro­ ductividad y competitividad de la empre­ sa.

El Subsistema contiene 15 elementos, cuya aplicación permite la prevención y control de la contaminación, adminis­ trando aspectos e impactos ambienta­ les de nuestras operaciones y procesos productivos, asegurando el cumplimiento del marco legal.

La Región Norte proyecta su liderazgo visible y demostrado, e impulsa perma­ nentemente la aplicación de las 12 Mejores Prácticas Internacionales (MPI) y para tal efecto, llevó a cabo ocho reuniones del Equipo de Liderazgo del Sistema Pemex SSPA (ELSSPA), bajo el enfoque de rendición de cuentas también desarrolla el Programa de Mar­ tes de Seguridad que consiste en realizar recorridos de trabajo a las instala­ ciones operativas, talleres, almacenes, inclu yendo revisiones a unidades vehiculares y para tal fin se desarrolló la

"Guía de referencia para el personal que participa en los recorridos de Martes de Seguridad".

Para verificar el avance en el proceso de implantación de Sistema PEMEXSSPA, de acuerdo a la estrategia de implantación del manual del Sistema, se llevaron a cabo cuatro autoevalua­ ciones con la asesoría del personal de la Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental aplicadas a cada uno de los Activos Integrales de la Región Norte obteniéndose los siguientes resultados:

NIVEL DE IMPLANTACIÓN (RESULTADOS DE AUTOEVALUACIÓN CON EL MANUAL PEMEX - SSPA REV.1 2010) META 2010

N1

N2

N3

100%

100%

80%

100%

100%

98%

100%

100%

43%

100%

89%

N4

N5

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

12 MEJORES PRÁCTICAS INTERNACIONALES DE SSPA (12 MPI)

107

ÁREAS DE OPORTUNIDAD MOTIVAR A LOS DUEÑOS DE LOS PROCESOS (LÍNEA DE MANDO OPERATIVA), ACEPTAR LAS MEJORES PRÁCTICAS COMO PARTE DE SUS FUNCIONES NATURALES EN LA ORGANIZACIÓN, PARA MEJORAR EL DESEMPEÑO EN SEGURIDAD, SALUD EN EL TRABAJO Y PROTECCIÓN AMBIENTAL EN LA REGIÓN NORTE. REFORZAR EL PROCESO DE IMPLEMENTACIÓN OPERATIVA DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE LA SEGURIDAD DE LOS PROCESOS CON LOS DUEÑOS DE LOS PROCESOS Y ÁREAS DE SOPORTE, PARA SUSTENTAR DEL DESEMPEÑO SEGURO Y CONTINUO DE LAS INSTALACIONES. REFORZAR LA RENDICIÓN DE CUENTAS POR LOS DUEÑOS DE LOS PROCESOS.

108

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

ALINEAR LOS ESFUERZOS ACTUALMENTE DESARROLLADOS EN MATERIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL (CUMPLIMIENTO NORMATIVO, RESTAURACIÓN DE SUELOS, CONTROL DE EMISIONES Y DESCARGAS, MEJORA DE PROCESOS, REFORESTACIÓN Y MANEJO DE RESIDUOS) CON EL ENFOQUE DE SUBSISTEMA DE ADMINISTRACIÓN AMBIENTAL. PROMOVER LA CONFORMACIÓN DE LOS GRUPOS MULTIDISCIPLINARIOS (SIPA, OPERACIÓN, RECURSOS HUMANOS Y SERVICIOS MÉDICOS) PARA CONCRETAR LOS DIFERENTES REQUISITOS QUE ESTABLECE EL SUBSISTEMA DE SALUD EN EL TRABAJO, DE ACUERDO A LA RESPON­ SABILIDAD QUE A CADA UNO LE CORRESPONDE.

En el 2010, se estableció un programa de comunicación del manual del Sistema Pemex SSPA 1a. revisión, dando difusión a 477 trabajadores de la organización estructurada en los Activos Integrales y Gerencias Regionales.

CENTRO DE TRABAJO ASISTENTES ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ (9 SEP.) 76 ACTIVO INTEGRAL BURGOS (19 AGO.) 162 ALTAMIRA (8 DIC.) 47 CERRO AZUL (30 NOV.) 20 ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRA (18 NOV.) 63 ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO (6 NOV.) 36 TOTAL 404

PROGRAMA DE INDUCCIÓN SSPA A PERSONAL DE LA GSIPA CENTRO DE TRABAJO ASISTENTES GERENCIA 14 ACTIVO INTEGRAL BURGOS 30 ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRA - ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 29 TOTAL 73

ACCIDENTABILIDAD

LOGROS 2010

La seguridad se concibe, como un con­ junto de técnicas y actividades que sirven para procurar la salud de los trabajadores, eliminar las pérdidas en el proceso y los posibles daños a la propiedad y al entorno, reduciendo el riesgo que implica la actividad industrial mediante sistemas propios y abarcando todas las áreas de la empresa.

Durante el 2010 se tuvieron los índices de accidentabilidad más bajos en la historia de Región Norte.

En relación a los Activos Integrales, no se presentaron accidentes, sin embargo, las Unidades Operativas presentaron nueve accidentes: uno en Veracruz, dos en Aceite Terciario del Golfo, tres en Reynosa y tres en Poza Rica - Altamira.

7

16 11

2008

9

2009

2010

VARIACIÓN

CERO ACCIDENTES PERSONALES EN ACTIVOS INTEGRALES INDICE DE FRECUENCIA EN ACTIVOS INTEGRALES 0 INDICE DE GRAVEDAD EN ACTIVOS INTEGRALES 0 INDICE DE FRECUENCIA EN UPMP DIV. NORTE 0.63 INDICE DE GRAVEDAD EN UPMP DIV. NORTE 37 INDICE DE FRECUENCIA EN ACTIVOS INTEGRALES+UPMP 0.27 INDICE DE GRAVEDAD EN ACTIVOS INTEGRALES+UPMP 15.46

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

ACCIDENTES PERSONALES EN ACTIVOS INTEGRALES + UPMP

109

110

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Derivado de lo anterior, el 31 de enero del 2011, en una ceremonia especial celebrada en la ciudad de México, la Dirección General de Petroleos Mexi­ canos otorgó un recono­ cimiento a la Región Norte por haber al­ canzado la me­ ta de cero ac­ cidentes en el año 2010.

Por otra parte, cabe resaltar que al Activo Integral Burgos, se le otorgó el reconocimiento por el excelente desempeño en Seguridad de las Líneas de Negocio por ser uno de los Activos con mayor registro histórico de días sin incidentes.

A la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Región Norte, se le otorga el re­ conocimiento por abatir me­ tas de acci­ dentabilidad de los Índices de Frecuencia, Gravedad y Fatalidad.

El comportamiento de accidentabilidad

SSPA establecida

refleja una reducción del 76 por ciento

Desarrollar campañas de "Manos

entre el 2009-2010.

Seguras y Caminando Seguro"

ACCIDENTABILIDAD PERSONAL DE PEP

ACCIDENTABILIDAD PERSONAL DE CONTRATISTAS

INDICADOR 2009* 2010* INCIDENTES (NUM) 48 40 ACCIDENTES (NUM) 9 29 INDICE DE FRECUENCIA 0.70 0.27 INDICE DE GRAVEDAD 45 15.46 INCIDENTES (NUM) ACCIDENTES (NUM) INDICE DE FRECUENCIA INDICE DE GRAVEDAD

ACCIDENTES A.I. ACCIDENTABILIDAD VEHICULAR INDICE VEHICULAR (RESPONSABLIDAD DE PEP) ACCIDENTES UPMP INDICE VEHICULAR

70 44 0.37 19

30 19 0.19 10

22 0.10 33 0.46

14 0.06 5 0.07

Dar continuidad al programa de

automatización

y

adquisición de herramientas y equipos en la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) Realizar estudios para de­ tectar Factores Psicoso­ ciales y Efectos Negativos en trabajadores

ACCIDENTES PERSONALES

Dar cumplimiento a la instrucción de

CAUSAS

la Dirección General de PEP, oficio

66 por ciento ocurrieron en las

PEP-35-2011, de restringir la

categorías de Ayudante de Piso (47

contratación de personal que no

por ciento) y Chango (19 por ciento)

cumpla con el perfil de salud adecuado

57 por ciento de las lesiones fue en

Cumplir con los programas de Salud

manos

Ocupacional (Contrato lndividual, cláusula 103 del Contrato Colectivo

69 por ciento fuero n usando he-

Trabajo Vigente)

rramienta (40 por ciento) y caminan­ do (29 por ciento)

Cumplir con el programa de Audi­ torías Efectivas

Factor preponderante: acto inseguro Continuar con la aplicación del Plan El mes de mayo fue el mes que se

de Contención para abatir accidentes

presentaron más accidentes.

Incrementar la actividad de la brigada IMPLEMENTANDO LAS SIGUIENTES ACCIONES PARA

SSPA, aplicando con mayor vigor, los

REDUCIR LOS ACCIDENTES PERSONALES:

criterios técnicos para aplicar la

Asegurar que los trabajadores, con

motivación progresiva a través del

categorías de Ayudante de Piso y

reforzamiento de actitudes preven­

Chango, cuenten con capacitación

tivas.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

CONCEPTO

111

ACCIDENTES VEHICULARES LOGROS

En Pemex Exploración y Producción: Disminución significativa del 62 por ciento de eventos con respecto al año 2009 Compañías: Disminución del 27 por ciento de eventos con respecto al año 2009.

112

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

IMPACTO

20 accidentes: Activos Integrales: 15 (Indice de Frecuencia 0.06) Unidades Operativas: 5 (Indice de Frecuencia 0.07) El Activo Integral Veracruz y la Unidad Operativa Veracruz registraron la mayor ocurrencia de eventos: Indice de Fre­ cuencia =0.19 y 0.09 respectivamente.

ACCIONES IMPLEMENTADAS PARA REDUCIR LOS ACCIDENTES VEHICULARES

Asegurar que personal con unidad asignada, haya acreditado curso de manejo defensivo Reforzar la campaña permanente de Manejo Seguro (Monitoreo por GPS y radar, inspecciones de vehículos y pláticas) Capacitar y aplicar el Gerenciamiento de viajes Aplicar a conductores de acuerdo al desempeño los "Criterios técnicos para aplicar la motivación progresiva a través del reforzamiento de acti­ tudes preventivas" Aplicar el Anexo S y exhortar la aplicación de prácticas seguras de manejo a las compañías con mayores incidentes.

Y SOBREVIVENCIA (CASES)

Considera los cursos de capacitación y adiestramiento enfocados a los traba­ jadores de las diferentes áreas operati­ vas con temas inherentes a 28 cursos homologados tales como: Básico de Seguridad y Protección Ambiental, Inducción a las 12 Mejores Prácticas y Análisis de Seguridad en los Procesos, Brigadas de Primeros Auxilios, Brigadas Contraincendio, Sistema de Permisos para Trabajos con Riesgo (SPPTR), Mane­ jo a la Defensiva, Brigadas de Búsqueda y Rescate, entre otros; con la finalidad de proporcionar a los trabajadores, los conocimientos y técnicas que contribuyan a realizar sus actividades de una forma segura, eficiente y con respeto al medio ambiente, a través de un Plan Modular Integral de Capacitación en materia de Seguridad, Salud en el Tra­ bajo y Protección Ambiental, diferente a la enseñanza tradicional que redunde en beneficios tangibles, particularmente en la reducción de los índices de acci­ dentabilidad, para el logro de la Meta de Cero Accidentes. Orientados a este esfuerzo, se impartieron 905 cursos incrementándose en 43% los 631 pro­ gramados, con una participación de 14,990 trabajadores.

CAPACITACIÓN DE ENERO - DICIEMBRE 2010 DESCRIPCION CURSOS PARTICIPANTES BÁSICO DE SEGURIDAD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL 102 1,689 RIG PASS PARA UPMP 56 1,019 SEGURIDAD EN CENTROS ADMINISTRATIVOS 6 111 SOBREVIVENCIA EN EL MAR 12 244 INDUCCIÓN A LAS 12 MEJORES PRÁCTICAS Y ASP 59 930 H2S 12 287 PROTECCIÓN AMBIENTAL 91 1,463 SALUD EN EL TRABAJO 6 97 PREVENCIÓN DE RIESGOS LABORALES 1 21 BRIGADAS DE PRIMIEROS AUXILIOS 44 781 BRIGADAS CONTRAINCENDIO 34 553 BRIGADAS DE BÚSQYEDA Y RESCATE EN CENTROS ADMINISTRATIVOS 4 50 BRIGADAS DE BÚSQUEDA Y RESCATE EN ÁREAS INDUSTRIALES 13 296 ADMINISTRACIÓN DE EMERGENCIAS MAYORES 11 207 COMISION LOCAL MIXTA DE SEGURIDAD E HIGIENE 7 109 (CLMSH) INVESTIGACIÓN DE INCIDENTES Y ACCIDENTES 3 50 IMAC 14 215 MANEJO DE MATERIALES PELIGROSOS 3 54 SPPTR 119 1,839 VERIFICADOR DE GAS 24 356 MANEJO A LA DEFENSIVA 100 1,574 PROCEDIMIENTOS CRÍTICOS 45 803 MANEJO DE CILINDROS DE GAS 3 45 ASP 10 149 OTROS 126 2,049 TOTAL 905 14,990

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

CAPACITACIÓN CENTRO DE ADIESTRAMIENTO DE SEGURIDAD, ECOLOGÍA

113

AUDITORÍAS INTERNAS DE SIPA

Se realizan de manera preferente en todas las instalaciones de producción tales como Baterías de Separación, Estaciones de Compresión de Gas y Estaciones de Recolección, Equipos de Perforación, entre otras; con la finalidad de evaluar el Nivel Integral de Seguridad

y Ambiental de la Instalación (NISAINivel Integral de Seguridad Ambiental en Instalaciones-, auditorias específicas y auditorias al sistema SSPA), emitir las recomendaciones para su corrección e incrementar su nivel de seguridad. Se programaron 140 realizándose 138 para un cumplimiento del 99 por ciento.

114

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

ACTIVIDADES REALIZADAS TOTAL AUDITORIAS 18

NISAI 17

AIPRA-ALTAMIRA

37

12

AIPRA-CAN

20

1

AIPRA-POZA RICA ATG VERACRUZ

31 2 20

8 2 4

GSIPA

10

3

TOTAL

138

47

ACTIVO BURGOS

ANOMALÍAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL

Como resultado de las auditorías inter­ nas de SIPA a las instalaciones y equipos, se detectaron 155 anomalías en insta­ laciones y 469 en equipos de perforación en el periodo enero-diciembre 2010, que adicionadas a otras 3,022 del reza­ go del 2009 (349 en instalaciones y 2,673 en equipos), acumulan un total de 3,646. Durante 2010, se corrigieron 3,141 en equipos de perforación y 281 en instalaciones quedando pendientes 224 anomalías.

ESPECIAL 1 (SPPTR) 8 (SBCP) 12 (SPPTR) 4 (SISTEMAS SEG) 13 (SPPTR) 6 (SBCP) 10 (SBCP) 13 (SPPTR) 13 (SPPTR) 3 (SPPTR) 1 (SBCP) 84

SISTEMA SSPA 1 (ASP-D.O)

2 (ASP) 1 (IMPLATACIÓN SSPA) 3 (ASP) 7

CORRECCIÓN DE ANOMALÍAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL (NÚM) 624 3022

3422 556 2866

REZAGO 2009

DETECTADAS

CORREGIDAS

224 68 156 PENDIENTES

ENERO-DICIEMBRE 2010 REZAGO DETECCIONES 2010

BURGOS POZA RICA-ALTAMIRA ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO VERACRUZ UPMP,D.N REGIÓN NORTE

1 0 0 0

REZAGO 2009 2 3,4 TOTAL 7 50 57 68 163 231 4 57 61

0 0 0 0 892 1781 0 971 2051

0 2673 3022

1 0 0 0

ENERO - DICIEMBRE DE 2010 DETECTADAS CORREGIDAS 2 3,4 TOTAL 1 2 3,4 TOTAL 41 0 0 0 0 3 38 0 21 21 0 27 111 138 42 2 72 74 0 1 41

0 0 60 0 43 426 0 45 579

COMISIÓN LOCAL MIXTA DE SEGURIDAD E HIGIENE (C.L.M.S.H.)

En cumplimiento a la Norma Oficial Mexicana de la Secretaria de Trabajo y Previsión Social, NOM O19 STPS 2002, Petróleos Mexicanos considera actividades mensuales de planeación, organización y coordinación del desa­ rrollo de las inspecciones de la C.L.M.S.H. en las instalaciones de producción, equipos de perforación, talleres industriales, edificios administra­ tivos, entre otras, para verificar las condiciones de higiene y seguridad y emitir recomendaciones en caso nece­ sario para su corrección. Para el período enero-diciembre 2010, se programaron 192 recorridos realizándose 196, dos

60 469 624

60 0 0 60 0 934 2207 3141 0 965 2457 3422

1 0 0 0

PENDIENTES AL 31/DIC/2010 2 3,4 TOTAL 4 12 16 41 73 114 5 88 93

0 0 0 0 1 0 0 51 173

0 1 224

por ciento superior al programa. Adicio­ nal a lo programado, SIDOE participó en el Área Altamira en seis recorridos de verificación.

CORRECIÓN DE ANOMALÍAS DE LA C.L.M.S.H 2,268

2,984 1,781

1,527

REZAGO 2009

1,203

DETECTADAS

CORREGIDAS

ENERO-DICIEMBRE 2010 REZAGO DETECCIONES 2010

807 487 324 PENDIENTES

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

ACTIVO INTEGRAL

115

ACTIVO INTEGRAL BURGOS POZA RICA-ALTAMIRA VERACRUZ AEGMN ÁRBOL GRANDE TALLERES CATALINA EDIFICIO ADMTVO. RN UPMP,D.N REGIÓN NORTE

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

REZAGO 2009 2 3,4 TOTAL 14 149 163 12 401 413 34 79 113 2 19 21 1 8 9 0 3 3 0 3 3 284 518 802 347 1180 1527

1 0 0 0 1 0 0 0 10 11

ENERO - DICIEMBRE DE 2010 DETECTADAS CORREGIDAS 2 3,4 TOTAL 1 2 3,4 TOTAL 30 730 760 0 24 800 824 34 595 629 0 33 491 524 1 14 15 0 33 87 120 51 12 41 54 1 6 44 13 0 7 7 0 0 13 4 0 0 1 1 0 0 32 1 37 38 0 1 31 235 519 764 9 457 954 1420 313 1944 2268 10 554 242 2984

116

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

ATENCIÓN A EMERGENCIAS

Pemex Exploración y Producción tiene como objetivo, la exploración y explotación del petróleo y gas natural, su transporte, almacenamiento y comercialización, actividades que desa­ rrollan dentro de diversos campos pe­ troleros e instalaciones que conforman los diferentes activos de producción, así mismo, está comprometido a incre­ mentar los niveles de confiabilidad en

INSTALACIÓN

1 0 0 0 0 0 0 0 1 1

PENDIENTES AL 31/DIC/2010 2 3,4 TOTAL 20 79 99 13 505 518 2 6 8 8 16 24 1 2 3 0 0 0 0 9 9 62 83 146 106 700 807

las operaciones y actividades que realiza en sus instalaciones, para dar con­ tinuidad a la seguridad industrial y me­ joramiento del medio ambiente.

El éxito en la respuesta a una situación de emergencia, está basado en un con­ junto de actividades llevadas a cabo en tiempo y forma estructurada en el caso de ocurrir alguna emergencia. Por lo anterior y con la finalidad de contar con una organización capaz de gestionar,

ADMINISTRACIÓN DEL ACTIVO

SUBDIRECCIÓN REGIÓN NORTE

COE ESTRATÉGICO

CRAE

COE TÁCTICO CASETA DEL OPERADOR - OPERADOR - AYUDANTE - SUPERVISOR - ING. JEFE DEL ÁREA - * JEFE C.I. COE TÁCTICO ALTERNO CASETA DEL OPERADOR - OPERADOR - AYUDANTE - SUPERVISOR - ING. JEFE DEL ÁREA - * JEFE C.I.

SALA DE JUNTAS DE LA ADMINISTRACIÓN DEL ACTIVO - ADMINISTRADOR - COORDINADORES - * UNIDADES DE APOYO

SALA DE JUNTAS DE LA SUBDIRECCIÓN - SUBDIRECTOR GERENTES COORDINADORES - * UNIDADES DE APOYO

acciones de combate a las emergencias mencionadas en el Plan de Emergencias lnterno (PLANEI). Las instalaciones o Centros de Trabajo deben contar con un Centro de Operaciones de Emergen­ cias (COE), ubicado fuera de los perímetros de riesgo donde se reunirá la URE para manejar la respuesta a la emergencia y debe contar como mínimo con lo establecido en los lineamientos para la formulación de los Planes de Respuesta a Emergencias. Los Centros de Trabajo deben designar un COE alter­ no, en casos de que un evento afecte al COE o no sea posible su acceso, y debe contar con la infraestructura y equipos requeridos para funcionar como tal.

INSTALACIÓN

ACTIVO

URE TÁCTICO

URE ESTRATÉGICO

INTEGRANTES

LUGAR DE SESIÓN

UBICACIÓN

INTEGRANTES

LUGAR DE SESIÓN

UBICACIÓN

- OPERADOR - AYUDANTE - SUPERVISOR - JEFE DEL ÁREA - PERSONAL C.I.

COE TÁCTICO

CASETA DEL OPERADOR

COE ESTRATÉGICO

COE TÁCTICO ALTERNO

LÍMITE DE LA INSTALACIÓN

- ADMINISTRADOR - COORDINADORES - UNIDADES DE APOYO

SALA DE JUNTAS ADMINISTRACIÓN ACTIVO

(SE ACTIVA CUANDO NO ES POSIBLE SESIONAR EN EL COE TÁCTICO)

SUBDIRECCIÓN REGIÓN NORTE

SUBDIRECCIÓN REGIÓN NORTE

GRAME SUBSIDIARIAS

GRAME PEP

INTEGRANTES - PRESIDENTE: SUBDIRECTOR PEP, RN - GERENTES - REPRESENTANTES SUBSIDIARIAS - AUTORIDADES

LUGAR DE SESIÓN

CRAE

UBICACIÓN

INTEGRANTES

SALA DE JUNTAS SUBDIRECCIÓN RN

- SUBDIRECTOR - GERENTES - COORDINADORES - UNIDADES DE APOYO

(EL CRAE SE DEFINE DE ACUERDO A LA FILIAL QUE PRESIDE EL GRAME)

CENTRO REGIONAL DE ATENCIÓN Y MANEJO DE EMERGENCIAS (CRAE REGIÓN NORTE)

LUGAR DE SESIÓN

CRAE REGIÓN

UBICACIÓN SALA DE JUNTAS SUBDIRECCIÓN RN

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

disponer, autorizar y proporcionar los recursos necesarios para responder de manera oportuna y eficiente ante emergencias así como el establecer los mecanismos para vincular las acciones de respuesta en los diferentes Planes de Respuesta a Emergencias Internos (PLANEI) y Externos (PLANEX) de PEMEX Exploración y Producción y con­ siderando la ayuda mutua con los Or­ ganismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos y las Dependencias de Go­ bierno, la atención a emergencias se organiza con base en el siguiente esque­ ma: todas las instalaciones o Centros de Trabajo tienen designados a los inte­ grantes de la Unidad de Respuesta a Emergencias (URE) para realizar las

117

118

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

CENTRO REGIONAL DE ATENCIÓN Y MANEJO DE EMERGENCIAS (CRAE REGIÓN NORTE)

La Guía para estructurar Planes de Respuesta a Emergencias en PEMEX Exploración y Producción, Clave 20211000-GSI-116-0001 Edición Marzo del 2007, estipula en sus disposiciones específicas, que las Subdirecciones Regionales y Operativas de PEMEX Exploración y Producción que adminis­ tren Centros de Trabajo, deben estable­ cer uno o más Centros Regionales para la Atención de Emergencias (CRAE) donde sesionará el Grupo Regional de Atención y Manejo de Emergencias (GRAME).

La misma Guía, define a los Centros Regionales para la Atención de Emer­ gencias (CRAE), como la ubicación física fuera de las instalaciones o Centros de Trabajo dotada de la infraestructura necesaria para llevar a cabo la ubicación, visualización y seguimiento de las acciones del Plan de Respuesta a Emer­ gencias designada en ese último, desde la cual se desarrollará la logística de atención y combate de emergencias a nivel regional.

Actualmente, en la Región Norte se sesiona en la sala de juntas de la Subdirección de la Región Norte y se tiene programado contar con dos Cen­ tros Regionales para la Atención de Emergencias (CRAE) a nivel Regional, uno en las instalaciones del Activo Inte­ gral Burgos y uno en la Planta Baja del Edificio Administrativo Región Norte, los cuales, deberán de disponer del espacio e infraestructura necesaria que permitan dar un eficiente seguimien­ to para el apoyo en la atención de emer­ gencias.

Mejorar la coordinación en situa­ ciones de emergencia, operativas, incendios, fugas, entre otros, así como en los casos de fenómenos naturales.

Cumplir con lo establecido en la Guía para Estructurar los Planes de Respuesta a Emergencia en PEMEX Exploración y Producción.

CENTRO DE OPERACIÓN DE EMERGENCIAS (COE)

En forma paralela a la construcción y acondicionamiento de los Centros Re­ gionales de Atención a Emergencias (CRAE Región Norte y CRAE Burgos), y en base a lo establecido en la Guía para estructurar los Planes de Respuesta a Emergencias en PEMEX Exploración y Producción, cada Centro de Trabajo debe disponer de un Centro de Operación de Emergencias (COE).

Actualmente se habilita en las salas de juntas de las administraciones de cada activo, sin embargo, los Activos de la Región Norte están desarrollando proyectos en forma paralela y han designando espacios para la ubicación de los Centros de Operaciones de Emer­ gencias (COE) con la finalidad de disponer de la infraestructura necesaria que permitan dar un eficiente seguimiento para el apoyo en la atención de emer­ gencias que se presenten en las diferentes áreas de PEMEX Exploración y Producción, lo cual permitará capitalizar las experiencias obtenidas durante la atención y apoyo a emergencias por eventos de distinta índole.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

BENEFICIOS

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SIMULACROS

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SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Toda instalación de PEMEX Exploración y Producción está expuesta a situa­ ciones no deseadas que pueden poner en peligro la integridad de los trabaja­ dores y las instalaciones. Las estrate­ gias de seguridad minimizan los riesgos, pero siempre existirá la posibilidad de que pueda ocurrir una emergencia debi­ do a las operaciones incorrectas, fenómenos naturales o conflictos socio organizativos.

Lo importante en la prevención para la seguridad, es formar una actitud que nos permita responder adecuadamente y en el momento oportuno.

Por lo anterior y con la finalidad de concientizar y poner en práctica las acciones contenidas en el Plan de Respuesta a Emergencias para el control de una situación a fin de mitigar los efectos y consecuencias de un evento no deseado hacia el personal, las comu­ nidades, el medio ambiente y las insta­ laciones, se programan y desarrollan ejercicios de simulacros en instalaciones de los distintos Activos de la Región Norte.

Esta actividad considera la planeación, coordinación y ejecución de simulacros de emergencias en instalaciones de producción y edificios administrativos, así como su evaluación para la implementación de acciones de mejora.

Durante el 2010, se realizaron 162 simulacros de 148 programados para un cumplimiento del 109 por ciento.

De los 162 simulacros desarrollados, se realizaron nueve de nivel III, tres de nivel IV y uno de nivel V. SIMULACROS 2010 ACTIVO BURGOS AIPRA

ALTAMIRA CERRO AZUL POZA RICA

AIATG VERACRUZ SEDE REGIONAL TALLERES CATALINA TOTAL

P 24

R 34

34 12 42 6 26 2 2 148

33 12 46 6 26 3 2 162

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

121

FECHA

NIVEL EMERGENCIA

20/09/10

5

27/05/10

4

14/12/2010

4

19/11/2010

4

6/07/2010 COMPRESIÓN DE GAS MATAPIONCHE TERMINAL MARÍTIMA ÁRBOL 26/10/2010 ALTAMIRA GRANDE 14/12/2010 ESTACIÓN DE ALTAMIRA CALENTAMIENTO CHILA 20 26/02/2010 CERRO AZUL POZO CERRO AZUL 4 CERRO AZUL POZO NARANJOS ÁGUILA 39 8/10/2010

3

EXPLOSIÓN E INCENDIO CON DESPRENDIMIENTO PARCIAL DE LA CÚPULA EN EL TANQUE DE ALMACENAMIENTO TV7 Y MANEJO DE 5 LESIONADOS EN ÁREA DE URGENCIAS FUGA DE GAS

3

INCENDIO

3

INCENDIO EN TANQUE DE ALMACENAMIENTO TV-03

3 3

27/04/2010

3

FUGA DE GAS FUGA DE GAS EN BRIDA DE LA VÁLVULA LATERAL SUPERIOR FUGA DE ACEITE

27/05/2010 27/07/2010 27/10/2010

3 3 3

ACTIVO ÁREA AIB AIB

NOMBRE DE LA INSTALACIÓN ZONA INDUSTRIAL CONJUNTO CON SUBSIDIARIAS CENTRAL DE MEDICIÓN KM 19

CERRO AZUL PLANTA DESHIDRATADORA NARANJOS POZA RICA CAB POZA RICA

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SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

AIV

POZA RICA POZA RICA POZA RICA POZA RICA

BAT. DE SEP. PUNTA DE PIEDRA BAT. DE SEP. POZA RICA V EDIFICIOS AIPRA ESTACION DE PROCESAMIENTO Y MANEJO DE GAS EL RAUDAL

ESCENARIO DESCARGAS ELÉCTRICAS ATMOSFÉRICA EN EL TANQUE TVT-575 DE PEMEX MAGNA EXPLOSIÓN E INCENDIO GASODUCTO GRULLO - KM 19 DE 24" INCENDIO EN TANQUE DE ALMACENAMIENTO TV-03

INCENDIO Y/O EXPLOSIÓN POR FUGA DE GAS AMENZA DE BOMBA FUGA DE GAS NATURAL POR ORIFICIO DE 1/2" EN LÍNEA DE 24" DE LA LLEGADA DE LA PLATAFORMA LANKAHUASA A LA ESTACIÓN DE PROCESAMIENTO Y MANEJO DE GAS EL RAUDAL

PROTECCIÓN AMBIENTAL LOGRO

Reducción de 40 por ciento de las emisiones de Dióxido de Carbono (CO2) y 35 por ciento de gases con­ taminantes a la atmósfera con la disminución del gas quemado.

Algunas de las principales líneas de trabajo que la Región Norte ha desarrollado en materia ambiental, han evolu­ cionado para pasar del cumplimiento de normas, a un enfoque más amplio en el que los instrumentos preventivos ocu­ pan un lugar de importancia creciente de acuerdo con los cambios de la cadena de valor de PEMEX Exploración y Producción.

EMISIONES DE AIRE

En la Región Norte no se tienen regis­ tros de emisiones de sustancias destructoras de la capa de ozono tales como: clorofluorocarbonos, hidroclorofluorocarbonos, halones, hidrobromofluorocarbonos, bromoclorometano, me­ tilcloroformo, tetracloruro de carbono y bromuro de metilo.

NOX, SOX Y OTRAS EMISIONES SIGNIFICATIVAS AL AIRE POR TIPO Y PESO

Las emisiones a la atmósfera de Óxidos de Nitrógeno (NOx), Óxidos de Azufre (SOx), Compuestos Orgánicos Volátiles (COV); Partículas Sólidas Totales (PST) generadas por las actividades durante el año 2010 mostraron una reducción del 34 por ciento con respecto a 2009 debido a la disminución en la quema de gas.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

IMPACTO AL AMBIENTE Y ACCIONES DE REMEDIACIÓN

123

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

124

EMISIONES TOTALES (MM TONELADAS) 0.0322 0.0278 0.0213

2008

2009

2008 EMISIÓN (TON/AÑO) SOX 14,309.67 NOX 5,507.77 PST 85.68 COV 5,856.85

Durante el 2010 se emitieron 19.3 miles de toneladas de contaminantes al aire en el proceso de explotación y 2.7 de procesos de perforación dando un total de 22 miles de toneladas en comparación con las 37.7 miles de toneladas del mismo periodo en 2009.

La diferencia se debió a que en el primer semestre de 2009, en el Subsistema San Andrés del Área Poza Rica del Activo Integral Poza Rica-Altamira, llevó a cabo actividades de libranzas operati­ vas lo que ocasionó una mayor quema de gas.

Asimismo, en el 2010 se llevaron a cabo diversas obras en los Activos Integrales de Poza Rica-Altamira y de Aceite Terciario del Golfo en el marco del pro­ yecto de aprovechamiento de gas que influyeron en una menor quema.

2010

2009 2010 (TON/AÑO) (TON/AÑO) 17,926.97 11,198.98 6,707.24 4,787.53 171.57 115.73 5,418.41 3,186.09

EMISIONES TOTALES AL AIRE (MTON/MES) (NOx, SOx, PST, COVT Y OTROS) 2.08

2.02

1.94

1.94

1.99

1.95

1.90

1.48

1.40

E

F

2.35

M

A

M

J

J

A

S

O

1.48

1.49

N

D

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

Estas emisiones son estimadas con base en los factores de la Environmental Protection Agency (EPA) de Estados Unidos de América.

125

PROGRAMA DE ABATIMIENTO DEL PASIVO AMBIENTAL RESTAURACIÓN DE SUELOS LOGROS

Se caracterizaron de 183 hectáreas lo que equivale al 87 por ciento de las áreas del pasivo ambiental.

SANEAMIENTO DE PRESAS LOGROS

Se caracterizaron 327 presas lo que equivale al 79 por ciento del pasivo ambiental de presas.

Se sanearon 159 presas.

126

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Se remediaron 24.89 hectáreas del pasivo ambiental.

El pasivo ambiental a diciembre de 2009 ascendió a 209.1 hectáreas todas ubica­ das en el Activo Integral Poza RicaAltamira: 171.9 en el Área Altamira, 37.1 en el Área Cerro Azul y 0.1 en el Área Poza Rica. En el 2010, se restau­ raron 24.9 hectáreas de las 24.6 pro­ gramadas, todas correspondientes al Área Altamira alcanzando un cumplimien­ to del 101 por ciento.

Adicionalmente, se atendieron por emer­ gencias ambientales 7.7 hectáreas por fugas en los Activos Integrales Burgos, 0.9; Aceite Terciario del Golfo, 0.1; Cerro Azul, 6.5; y Poza Rica, 0.2; que de no atenderse generarían reclamos, una imagen negativa para PEMEX, san­ ciones administrativas por la Autoridad Ambiental y generación de nuevos pasi­ vos.

El pasivo ambiental a diciembre de 2009 ascendió a 315 presas documentadas en el Sistema Integral de Información de Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SISIPA II), ubicadas en los Activos Integrales Poza Rica-Altamira y Aceite Terciario del Golfo: 216 en el Área Altamira, 17 en el Área Cerro Azul, 72 en el Área Poza Rica y 10 en el ATG. En 2010 se sanearon 159 presas de las 159 programadas: 125 del Área Altamira, 30 del Área Poza Rica y cuatro del Activo Integral Burgos logrando un cumplimiento del 100 por ciento. De las 159 presas, 62 fueron desincorpo­ radas por presentar resultados de caracterización con valores dentro de límites establecidos de los cuales 43 corresponden a Altamira y 19 a Poza Rica.

FUGAS Y DERRAMES

Se inyectó a yacimientos agotados el 100 por ciento del agua congénita generada lo que equivale a 16.1 Miles de m3/día.

INYECCIÓN DE AGUA CONGÉNITA (M3/DÍA) 16,123.93

16,123.93

META CERO

PRODUCIDA

INYECTADA

VERTIDA

ENERO-DICIEMBRE 2010

Los sistemas de inyección adicionales, permitirán el manejo futuro del agua congénita por la explotación de nuevos campos o apoyo a los sistemas actuales en caso de paro por mantenimiento al sistema o falta de admisión de pozos inyectores.

En el 2010, se registraron 66 fugas, un 23 por ciento menos respecto al 2009 en el cual se registraron 86. De las 66 fugas, 23 corresponden al Activo Integral Burgos, 24 al Activo Integral Poza Rica-Altamira (16 en el Área Poza Rica, tres en el Área Altamira y cinco en el Área Cerro Azul), 14 en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo y cinco en el Activo Integral Veracruz. De este total de fugas se derramaron 3,622 barriles, recuperándose el 96 por ciento de ellos, lo que equivale a 3,463 barriles.

ACCIONES PARA REDUCIR FUGAS

Para abatir la corrosión interior se ejecutan programas que consideran: Inyección de inhibidores.

Deshidratación de hidrocarburos en situ (para eliminar agua).

Intervenciones con equipo desarena­ dor automatizado.

En el caso de corrosión exterior, se cuenta con: Reforzamiento de la protección catódica.

Recubrimiento

anticorrosivo.

Para el caso del vandalismo que se suscita en líneas de transporte y distribución de hidrocarburos: Recorridos de celaje a derechos de vía.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

INYECCIÓN DE AGUA CONGÉNITA LOGRO

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CUMPLIMIENTO DE CONDICIONANTES DE RIESGO E IMPACTO AMBIENTAL LOGRO

Se cumplió con el 100 por ciento de los Términos y Condicionantes es­ tablecidos por la SEMARNAT para los Proyectos Petroleros Regionales.

128

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Durante el 2010, se obtuvo un cum­ plimiento del 100 por ciento en Términos y Condicionantes de los resolutivos de autorización emitidos por la SEMARNAT para los siguientes proyectos integrales y particulares, marinos y terrestres: Proyecto Integral Cuenca de Burgos 2004-2022.

Proyecto Regional Cuenca de SabinasPiedras Negras 2007-2027.

Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2025 (Programa Estratégico de Gas).

Proyecto Integral del Activo Poza Rica 2001-2016.

Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional en la Zona Norte del Proyecto Chicontepec.

Proyecto Regional San José de las Rusias 2008-2020.

Dieciséis resoluciones en materia de impacto correspondientes a proyec­ tos particulares (11 del Activo Inte­ gral Veracruz y cinco del Activo Inte­ gral Poza Rica Altamira).

Proyecto Regional Zona Oeste del Paleocanal Chicontepec 2008-2020.

Treinta y siete resolutivos en materia de riesgo correspondientes al Activo Integral Veracruz.

Seis autorizaciones de Cambio de Uso de Suelo en Terrenos Forestales para proyectos ubicados en los Esta­ dos de Tamaulipas (tres), Nuevo León (dos) y Coahuila (uno) del Activo Inte­ gral Burgos.

Se verificaron las evidencias de cum­ plimiento de los Términos y Condicio­ nantes en materia de impacto y ries­ go ambiental, así mismo, se integraron las evidencias documen­ tales de cumplimiento y se realizó el ingreso de la información a las Autori­ dades Ambientales correspondientes, lo cual permitió coordinar acciones de atención y cumplimiento, en tiem­ po y forma, a estas obligaciones ambientales.

Estas actividades han permitido man­ tener un control para la actualización y seguimiento del cumplimiento a los Términos y Condicionantes de las resoluciones vigentes, garantizando el cumplimiento de manera sustentable de las obligaciones ambientales aplica­ bles durante el desarrollo de las obras y actividades petroleras, garantizando con esto, ante las Autoridades Ambien­ tales, un buen desempeño en ambiental.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

129

130

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

DIAGNÓSTICOS Y ESTUDIOS AMBIENTALES

Se realizó la definición de alcances, la coordinación y supervisión de las actividades sismológicas del proyecto denominado "Estudio Sismológico FurberoPresidente Miguel Alemán-Remolino 3D" junto con el Activo de Exploración Golfo de México Norte y el Activo Integral Poza Rica-Altamira cuyas actividades cubren el Área Natural Protegida de carácter Estatal denominada "Ciénaga del Fuerte" ubicada en el Estado de Veracruz. La evolución de este estudio se realiza a través de una evaluación ambiental de campo, que consiste en recorridos a la zona del Área Natural Protegida para valorar y caracterizar las condiciones ambientales actuales de los humedales y potreros que preva­ lecen en la zona, realizando un diagnóstico de las posibles áreas donde se puedan utilizar los "vibro sismos", como forma de energía, para ejecutar la exploración sin ocasionar daños al medio ambiente. Se analiza la normati­ vidad ambiental aplicable como son: Plan de Manejo del Área Nacional Protegida, Ley 62 del Estado de Veracruz, Orde­ namiento Ecológico del Río Bobos, oficio resolutivo S.G.P.A.-DGIRA.-DIA.0659/02 del Proyecto Integral del Activo Poza Rica 2001-2016 así como la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA), para documentar la solicitud de permiso de llevar a cabo el proyecto.

La Subsecretaría del Medio Ambiente y Cambio Climático del Estado de Ve­

racruz, emitió opinión técnica en materia de impacto ambiental y notifica que no tiene inconveniente en autorizar la realización de actividades de exploración sísmica en la periferia del Área Natural Protegida denominada "Ciénaga del Fuerte" y que corresponden al "Estudio Sismológico Furbero-Presidente Miguel Alemán- Remolino 3D".

La Licencia Ambiental Única integra los permisos y autorizaciones emitidos por SEMARNAT. La información vertida en este instrumento, mantiene actualizado el inventario de emisiones, descargas, materiales y residuos peligrosos ge­ nerados en instalaciones.

Durante 2010, se realizaron tres trá­ mites de Licencias Ambientales Únicas de tres programadas; las actividades realizadas incluyen, la revisión y asesoría técnica de dos actualizaciones de Licen­ cias Ambientales Únicas (Sistema Rey­ nosa y Sistema Nejo) y una solicitud de cancelación de Licencia Ambiental Única debido a tener fuera de operación defi­ nitiva las instalaciones del Sistema Francisco Cano; los tres sistemas per­ tenecen al Activo Integral Burgos. El Activo Integral Poza Rica-Altamira programó una Licencia Ambiental Única y no la realizó debido al retraso por parte del área operativa en la actualización de planos de instalaciones que integran el Sistema San Andrés.

En el 2010, se obtuvieron tres resolu­ tivos por parte de la Dirección General de Gestión de la Calidad del Aire y Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes siendo los siguientes: a) Actualización de la Licencia Ambiental Única del Sistema PánucoCacalilao-Corcovado por inclusión de dos instalaciones. b) Licencia Ambiental Única del Siste­ ma Perdiz con cuatro instalaciones. c) Licencia Ambiental Única para el Sistema Papán con cinco instala­ ciones.

En el primer semestre del 2010, se gestionó la baja de instalaciones de los Sistemas Reynosa y Francisco Cano; posteriormente, en el mes de diciembre 2010, se procedió a actualizar la Licen­ cia Ambiental Única del Sistema Rey­ nosa y a solicitar la cancelación de la Licencia Ambiental Única del Sistema Francisco Cano.

La licencia es un instrumento de regulación directa de la industria de competencia federal. Es única por es­ tablecimiento industrial e integra los trámites de impacto ambiental y riesgo, de emisiones a la atmósfera, generación de residuos peligrosos y de servicios hidráulicos. Es obligatoria para establecimientos de jurisdicción federal en materia de atmósfera de nueva creación o que requieren regularización.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

OBTENCIÓN DE LICENCIA AMBIENTAL ÚNICA (LAU) Y CÉDULA DE OPERACIÓN ANUAL (COA)

131

CÉDULA DE OPERACIÓN ANUAL (COA)

En esta actividad se realizaron 47 que incluyeron la revisión y asesoría técnica en: 41 Cédulas de Operación Anual (COA) que integran un total de 420 insta­ laciones.

132

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Seis Cédulas de Operación Anual (COA) de las Unidades Operativas de Perforación y Mantenimiento de Po­ zos División Norte.

Asistencia a videoconferencia nacional convocada por la Gerencia de Segu­ ridad Industrial y Protección Ambien­ tal llevada a cabo el 8 de abril del 2010 con la participación de los Activos Integrales y de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Po­ zos División Norte.

Revisión y aclaración de antecedentes de números de registro ambiental otorgados por SEMARNAT para per­ sonal de Activos Integrales durante el ingreso de las Cédulas de Operación Anual (COA).

Intervención ante personal de SEMAR­ NAT para resolver problemática pre­ sentada durante el ingreso de las Cédulas de Operación Anual (COA) 2009 del Sistema Antares.

Conocimiento a la Gerencia de Segu­ ridad Industrial y Protección Ambien­ tal de la problemática presentada

durante el ingreso de las Cédulas de Operación Anual (COA) 2009 ante SEMARNAT. Atención a requerimientos de la Subdirección de Disciplina Operativa de Seguridad Industrial y Protección Ambiental de la Dirección Corporativa de Operaciones para el Sistema Ins­ titucional de Seguridad y Protección Ambiental (SISPA) Net. Difusión de requerimientos publicados por SEMARNAT. La Cédula de Operación Anual, es el instrumento que recopila información del sector industrial de competencia federal para la integración de la base de datos del Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes (RETC).

Esta base nacional contiene información de sustancias contaminantes emitidas al aire, agua, suelo y subsuelo o que son transferidas en el agua residual y/o residuos peligrosos.

Con las gestiones de la Licencia Ambiental Única (LAU) y Cédula de Operación Anual (COA), se mantienen las instalaciones bajo un esquema legal de cumplimiento aunado a un control y seguimiento de las obligaciones ambien­ tales referentes a generación de residuos, emisiones a la atmósfera, impacto ambiental y riesgo, para tener un entor­ no seguro para nuestro personal y el de las personas aledañas a las instala­ ciones.

CERTIFICACIÓN Y REFRENDO DE INDUSTRIA LIMPIA

BENEFICIOS

Evaluar y certificar el desempeño ambiental.

Contar con instalaciones limpias y seguras.

Mejorar en las buenas prácticas de operación, riesgo y seguridad.

LOGRO

El Certificado como Industria Limpia, es el reconocimiento que en términos de lo dispuesto por el artículo 38 Bis, fracción IV, de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, otorga la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA) para identificar a las industrias que cumplan de manera integral, los com­ promisos que deriven de la realización de las auditorías ambientales, recono­ ciendo que las instalaciones operan en pleno cumplimiento de la normatividad ambien tal vigente, buenas prácticas de operación e ingeniería aplicables.

Durante el 2010, la PROFEPA certificó 89 instalaciones de producción y seis talleres de perforación, con los cuales se obtuvieron 17 Certificados de Indus­ tria Limpia y la renovación de 23 Certi­ ficados (34 ductos y 19 equipos de perforación).

Fomentar y arraigar una cultura am­ biental de prevención, cuidado y res­ peto por la naturaleza.

Mejorar la imagen de la empresa ante la sociedad.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

L a P r o c u r a d u r í a Fe d e r a l d e Protección al Ambiente (PROFEPA) otorgó 17 certificados y 25 refren­ dos como Industria Limpia, que con­ sideran 50 instalaciones, 80 ductos y 21 equipos de perforación.

133

134

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

PROGRAMA DE RESCATE DE FLORA Y FAUNA

En la Región Norte se cuenta con pro­ gramas de rescate de flora y fauna para dar cumplimiento a los Términos y Condi­ cionantes emitidos por la SEMARNAT en materia de impacto y riesgo ambien­ tal para los proyectos petroleros. Para la aplicación de este programa, se cuen­ ta con especialistas de Universidades Estatales dentro de la influencia de los proyectos petroleros, realizándose es­ tas actividades con técnicas y herramien­ tas especializadas conforme a un pro­ cedimiento validado por la autoridad ambiental.

Como resultado de la aplicación de esta medida, en el Activo Integral Burgos se rescataron 608,457 individuos de flora con un 95 por ciento de sobrevivencia distribuidos en los siguientes estatus de conservación: a) En peligro de extinción: 2,468. b) De lento crecimiento o de interés local o regional: 480,909. c) Amenazada: 28,193. d) Bajo protección especial: 96,887.

Es importante mencionar, que en todos los Activos Integrales previo el desarrollo o construcción de una obra, se realiza una evaluación ambiental inicial del sitio para identificar la presencia de especies de flora y fauna catalogadas en la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT2005, y en su caso, que se detecte la

Cabe señalar, que para el resto de los Activos en la Región Norte, no fue necesaria la aplicación de este programa de rescate de flora y fauna debido a que las obras se realizaron en ecosiste­ mas y/o zonas impactadas por el uso agropecuario y de ganadería.

ACTIVO INTEGRAL BURGOS NO. INDIVIDUOS RESCATADOS POR AÑO 2010

608,457

2009

2008

492,948

192,250 AMOREUXIA WRIGHTII -BOTON DE ORO(PELIGRO DE EXTINCIÓN)

La siguiente gráfica señala el estatus de conservación de los organismos rescatados en el año 2010.

DISTRIBUCIÓN DEL ESTATUS DE CONSERVACIÓN DE LAS ESPECIES DE FLORA

ECHINOCEREUS POSELGERI -COLA DE RATA(PROTECCIÓN ESPECIAL)

BAJO PROTECCIÓN ESPECIAL 96,887 PELIGRO DE EXTINCIÓN 2,468 0% 16% ECHINOCEREUS REICHENBACHII -VIEJITO(AMENAZADA)

5% 79% AMENAZADA, 28,193

LENTO CRECIMIENTO O INTERÉS LOCAL O REGIONAL 480,909

PEYOTL ZACATECASENSIS -PEYOTE(PROTECCIÓN ESPECIAL)

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

presencia de comunidades vegetales importantes. Se promueve la reubicación de las obras a terrenos con condiciones favorables para minimizar los impactos a la biodiversidad y de ser posible, la reubicación de la obra.

135

PROGRAMA DE RECICLAJE LOGRO

136

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

En la promoción de una cultura de reciclaje, se recolectaron dos tone­ ladas de Politereftalato de Etileno (PET o en inglés polyethylene terephthalate) y 1.4 toneladas de pilas con la participación de todos los trabajadores en Región Norte.

En la Región Norte, se continuó con el desarrollo de proyectos para fortalecer la Cultura Ambiental en los trabajadores de PEMEX y compañías, a través de acciones orientadas a la prevención y conservación del medio ambiente.

Dentro de estos proyectos, destaca la aplicación de la filosofía de las 3R (tres erres) (Reducir, Rehusar y Reciclar), que se ha convertido en un instrumento de sensibilización sobre la importancia de adoptar esta cultura ambiental en los procesos productivos y en nuestra vida cotidiana.

El producto de Politereftalato de Etileno (PET) recolectado, es enviado a una empresa para su reciclamiento con el fin de que sea incorporado como materia prima para la producción de envases para el empaque de alimentos.

En relación a las pilas, se tiene un Acuerdo de su disposición final en cen­ tros de confinamiento a través de los Municipios y SEMARNAT. Asimismo, el Activo Integral Burgos ha beneficiado a un kinder en Reynosa, Tamaulipas con la donación de 3,250

kg de PET para su canje por artículos escolares dentro del Programa Federal denominado ECO-RETO. También, interactúa con Escuelas y Universidades Regionales para la recepción y reuso de pilas (Programa ECO-RETO e iniciati­ vas municipales).

RECOLECCIÓN Y RECICLAJE DE PET, PILAS Y ALUMINIO POR ACTIVO EN EL AÑO 2010

1449

691

REGIÓN NORTE

315

334 106

AIPRA

AIV

AIB

AIATG

PILAS (kg) PET (kg) ALUMINIO (kg)

En todos estos proyectos, se ha logrado una participación proactiva de trabaja­ dores, sus familias y comunidades así como se ha observado un sentido de compromiso y sensibilización hacia la conservación y medio ambiente así como al consumo y manejo sustentable de Politereftalato de Etileno (PET) y pilas.

En el 2010 se obtuvieron los siguientes resultados: Recolección de 1.8 toneladas de Politereftalato de Etileno (PET) y 1.4 toneladas de pilas.

Se realizaron siete caminatas ecológicas con la participación de 600 personas de la Región Norte, compañías y comunidad.

Se realizaron dos visitas guiadas a sitios de interés ecológico.

Se realizaron 87 pláticas de concientización ambiental a comu­ nidades con 1,578 participantes.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

155

231

137

PROGRAMA DE EDUCACIÓN AMBIENTAL

138

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

PEMEX Exploración y Producción Región Norte tiene el compromiso de fortalecer la relación con la comunidad e imagen como empresa socialmente responsable, ante las comunidades donde operamos y las autoridades ambientales a nivel estatal y municipal.

CAMPAÑAS Y EVENTOS DE CONCIENTIZACIÓN Y DIFUSIÓN

Comprende los eventos que se realizan enfocados a coadyuvar y mejorar los indicadores de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, en los cuales se definen objetivos y alcances, con base a los indicadores de desempeño de los Activos Integrales, además de coordinar y dar seguimiento a su desarrollo. En

el 2010 se llevaron a cabo 67 campañas y eventos, donde se abordaron temas en materia de seguridad y medio ambiente, tales como: Manejo seguro Seguridad vial Seguridad en el trabajo Campaña de 3R´s, Reducir, Reutilizar, Reciclar Golpe de calor Semana Santa Segura Día mundial del Medio Ambiente Siembra un árbol, cosecha un amigo Campaña de Recepción, Transporte y Reciclaje de Pilas y Baterías Usadas Campaña permanente de equipo de protección personal en las instala­ ciones del área Poza Rica Talleres de Biosensibilidad Camina Seguro 2010, Edificio Región Norte Como complemento, se impartieron 265 pláticas para la difusión de buenas prácticas ambientales y de seguridad en los municipios donde se desarrollan las actividades y proyectos petroleros de la Región Norte. Con el desarrollo de estas actividades, se logró la participación de 3,851 personas entre estudiantes, líderes municipales y co­ munidad en general.

COMUNIDAD REFORMA ESCOLÍN, PAPANTLA, VER.

COMUNIDAD LA CONCEPCIÓN, TIHUATLÁN, VER.

En el Día Mundial del Medio Ambiente, se logró la participación de 4,886 trabajadores, niños, estudiantes y comunidad en los diferentes eventos (talleres, concursos, conferencias, exposiciones, pláticas y actividades de reforestación).

Producción y proyección del documen­ tal "Cine-Transformer" orientado a la campaña de cuidado y preservación del medio ambiente con la participación de 6,987 trabajadores.

Durante la celebración del Día Mundial del Medio Ambiente, se llevaron a cabo acti­ vidades en comuni­ dades aledañas a instalaciones en cada uno de los Activos Inte­ grales de la Región Norte fomentando, la cultura de conservación a la biodiversidad y la protección del ambiente. Las actividades realizadas fueron conferencias, talleres, pláticas, reforestación, separación de residuos, caminatas ecológicas y donación de plantas.

En resumen, del 17 de mayo al 4 de junio del 2010, se realizaron actividades en cinco Oficinas Administrativas (Región Norte y Activos) y en 19 comu­ nidades, con la participación de aproxi­ madamente 5,435 personas.

RESUMEN DE EVENTOS DEL DÍA MUNDIAL DEL MEDIO AMBIENTE EN PEP REGIÓN NORTE CAMINATAS ECOLÓGICAS Y RECOLECCIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS SIEMBRA DE ÁRBOLES FORESTALES Y PLANTAS DE ORNATO CONCURSO DE PINTURA PLÁTICAS SOBRE BIODIVERSIDAD Y MANEJO DE RESIDUOS, EN ESCUELAS Y COMUNIDADES TALLLERES PROYECCIÓN DE VIDEOS EXPO-AMBIENTE EVENTOS MUSICALES

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

DÍA MUNDIAL DEL MEDIO AMBIENTE CELEBRADO EL 5 DE JUNIO DE 2010 LOGROS

139

VISITA GUIADA AL CAMPAMENTO "TORTUGUERO MAR­ CELINO YEPEZ"

Con el objeto de fortalecer la cultura de conservación y protección al ambiente de los trabajadores y sus familias, se realizaron cuatro visitas al Campa­ mento Tortuguero Marcelino Yepez con la participación de 176 personas (80 trabajadores y 96 familias) y en las que se liberaron 1,089 tortugas.

Esta área de refugio, conservación y protección de tortugas marinas, se localiza en El Raudal, Municipio de Nautla, Veracruz. En 1973, el "Hombre Tortuga", Don Marcelino Yepez inició con el cuidado de tortugas en este campamento, ac­ tualmente opera como Centro de Investigación y Conservación de la Tor­ tuga Marina. Durante estas visitas, los trabajadores y familias participaron en las siguientes actividades:

140

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Pláticas sobre conservación de tor­ tugas marinas.

Conocer los procesos que se realizan en el campamento.

Observar las áreas de resguardo de los huevos.

Liberación de crías.

Actividades de vigilancia y rescate de nidos.

PROGRAMA DE REFORESTACIÓN LOGRO

Se reforestaron 45.2 hectáreas con 25 mil árboles de diferentes especies.

REFORESTACIÓN EN PEP REGIÓN NORTE 2008 A 2010 32,382 24,708 18,167

128.35 2008 ÁRBOLES HECTÁREAS

37.23 2009

45.2 2010

PROGRAMA DE REFORESTACIÓN 2010 ACTIVO INTEGRAL HECTÁREAS ÁRBOLES BURGOS 22.36 3,220 POZA RICA-ALTAMIRA 11.43 15,078 ATG 10.92 5,582 VERACRUZ 0.27 640 SUBDIRECCIÓN, R.N 0.19 188 TOTAL 45.2 24,708

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

Durante el 2010, la Región Norte contribuyó en la conservación de la cobertura vegetal y los servicios am­ bientales en la zona de influencia petro­ lera, a través de la reforestación de 45.2 hectáreas con 25 mil árboles de diferentes especies nativas gracias a la participación de trabajadores, familias y comunidad.

141

RESERVA CAMPESINA TALHPAN, EJIDO EL REMOLINO, PAPANTLA, VER. CONGREGACIÓN GARZA, REYNOSA, TAMPS. ANP CIÉNEGA DEL FUERTE, TECOLUTLA, VER. ESCUELA ALONSO DE VERACRUZ, VENUSTIANO CARRANZA, PUEBLA ESCUELA "GABRIELA MISTRAL" SAN FERNANDO, TAMAULIP PREDIO EL BANCO, MUNICIPIO ALTAMIRA, TAMPS BATERÍA DE SEPARACIÓN PERDIZ, TIERRA BLANCA, VERACRUZ RESERVA CAMPESINA TALHPAN EJIDO EL REMOLINO, PAPANTLA, VER. CONGREGACIÓN GARZA, REYNOSA, TAMPS. ANP CIÉNEGA DEL FUERTE, TECOLUTLA, VER. ESCUELA ALONS DE VERACRUZ, VENUSTIANO CARRANZA, PUEBLA ESCUELA "GABRIELA MISTRAL" SAN FERNANDO, TAMAULIPAS PREDIO EL BANCO, MUNICIPIO ALTAM TAMPS BATERÍA DE SEPARACIÓN PERDIZ, TIERRA BLANCA, VERACRUZ RESERVA CAMPESINA TALHPAN, EJIDO EL REMOLINO, PAPANTLA, VER. CONGREGACIÓN GARZA, REYNOSA, TAMPS. ANP CIÉNEGA DEL FUERTE, TECOLUTLA, VER. ESCUELA ALONSO DE VERACRUZ, VENUSTIANO CARRAN PUEBLA ESCUELA "GABRIELA MISTRAL" SAN FERNANDO, TAMAULIPAS PREDIO EL BANCO, MUNICIPIO ALTAMIRA, TAMPS BATERÍA DE SEPARACIÓ PERDIZ, TIERRA BLANCA, VERACRUZ RESERVA CAMPESINA TALHPAN, EJIDO EL REMOLINO, PAPANTLA, VER. CONGREGACIÓN GARZA, REYNOSA, TAM

REFORESTACIÓN DEL ÁREA NATURAL PROTEGIDA "CIENEGA DEL FUERTE"

142

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Como parte del compromiso de la Región Norte, en 2010 desarrolló un proyecto de compensación en el Activo Integral Poza Rica - Altamira conjuntamente con el H. Ayuntamiento del Municipio de Tecolutla, Veracruz y especialistas de la Universidad Veracruzana, para apoyar en la conservación de los recur­ sos naturales del Área Natural Protegi­ da conocida como la "Ciénaga del Fuerte" participando con las siguientes actividades:

Reforestación de cinco hectáreas de terrenos degradados dentro del Área Natural Protegida, sembrándose un total de 6,000 árboles de Apompo (una especie nativa conocida como Zapote de Agua).

Pláticas de educación ambiental en las escuelas primarias aledañas a la "Ciénega del Fuerte".

Donación de posters y elaboración de letreros para difundir la importan­ cia y beneficios del Área Natural protegida, su conservación e incenti­ vo para el turismo.

Establecer redes de manejo sustentable de los ecosistemas.

Conforme a la Estrategia de Protección Ambiental 2007-2012 de PEMEX, ali­ neada al Plan Nacional de Desarrollo En 2010, la Región Norte participó 2007-2012, la Región Norte tiene el activamente en las reuniones de los compromiso de participar con el Comité "Comités" y "Consejos Técnicos" del "Or­ de Ordenamiento Ecológico, SEMARNAT denamiento Ecológico Marino y Regional y los Gobiernos Estatales entre otros del Golfo de México y Mar Caribe", "Or­ sectores en los proyectos de Orde­ denamiento Ecológico Territorial de la namiento Ecológico Territorial (OET), Cuenca del Río Tuxpan" y "Ordenamiento propiciando el desarrollo ordenado, pro­ Ecológico del Territorio del Estado de ductivo y corresponsable, así como la Puebla". recuperación de los suelos nacionales ORDENAMIENTO ECOLÓGICO REGIONAL con criterios de sustentabilidad. Asimis­ DE LA CUENCA DEL RÍO TUXPAN mo, se espera que la aplicación del ordenamiento en las comunidades en donde se realizan operaciones petroleras, tenga entre otros beneficios, los siguientes: Identificación de los usos compatibles para el desarrollo.

Reducir los conflictos entre usos y usuarios.

Mayor certidumbre en las inversiones de los proyectos.

Promover el uso eficiente de los re­ cursos y el espacio, así como reducir los impactos hacia el medio ambiente.

Establecer áreas de importancia o sensibilidad ambiental.

Asegurar espacio para la conservación de la biodiversidad y naturaleza.

ORDENAMIENTO ECOLÓGICO MARINO Y REGIONAL DEL GOLFO DE MÉXICO Y MAR CARIBE

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

ORDENAMIENTO ECOLÓGICO TERRITORIAL (OET)

143

Durante el proceso de planeación re­ gional para la formulación, aprobación, expedición, evaluación e integración de la información correspondiente, tiene entre otras, las siguientes funciones:

144

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Aportar elementos y datos técnicos que estén a nuestro alcance y sean materia de competencia de Pemex Exploración y Producción que permi­ tan a los "Comités" la realización de sus funciones.

Aportar la información necesaria de obras de infraestructura presentes y futuras para que sean consideradas en el desarrollo de las unidades de gestión de dicho Ordenamiento Ecológico Territorial (OET).

Adoptar medidas convenientes para que en la realización de las acciones de competencia de Pemex Exploración y Producción en la zona del Orde­ namiento, se observen los criterios ecológicos que se determinen como resultado del proceso de Ordenamien­ to Ecológico Territorial (OET).

CAMBIO CLIMÁTICO LOGROS:

El 1er. proyecto de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) aprobado para PEMEX en el campo Tres Her­ manos en el Área Cerro Azul por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) para la transacción en bonos de carbono.

Se alcanzó el 98 por ciento de aprovechamiento de gas evitando la quema de 2,721 MMpc. La Región Norte esta alineada a los compromisos de Petróleos Mexicanos frente al cambio climático, reconociendo que a nivel mundial, es una amenaza para el proceso de desarrollo y el bienestar humano, por lo que se están implementando acciones y estrategias para contribuir en lo siguiente: Eficiencia energética.

Control del venteo de gas.

Reducción en emisiones de gases de efecto invernadero. En el año 2010, se reportó una reducción de CO2 del orden de 47 por ciento y CH4 de un 56 por ciento respecto a lo correspondiente en 2009.

Se alcanzó el 98 por ciento de aprovechamiento de gas evitando la quema de 2,721 MMpc.

Este proyecto consiste básicamente, en realizar el servicio integral de separación de CO2 y acondicionamiento de gas húmedo amargo en el Campo Tres Hermanos del Activo Integral Poza Rica - Altamira. Tiene como objetivo, reducir los gases de efecto invernadero, principalmente CO2 y en menor grado Metano, así como aprovechar 10 MMpcd de gas producido a través de un eficiente proceso de compresión en el Campo Tres Hermanos el cual se localiza a 50 km al norte de la población de Cerro Azul, Veracruz.

En el año 2009, terminó la etapa de validación para dar inicio al proceso de registro como proyecto Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) ante la Junta Ejecutiva de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático, la cual determinó su aprobación y emitiendo la carta de no objeción, debido a que el proyecto cum­ ple con el desarrollo sustentable del país y la aportación a la disminución de gases efecto invernadero.

Statoil se ha comprometido, a comprar los Certificados de Reducción de Emi­ siones y a apoyar al proyecto con la tecnología y la experiencia de Noruega en el cuidado del medio ambiente.

En 2010, la Región Norte gestionó la autorización de la plurianualidad para iniciar la licitación bajo el esquema de

renta total. El alcance considera una Planta Separadora de CO2; dos gaso­ ductos, uno de 16"Ø x 4 km para la recolección y otro de 6" Ø x 13.8 km de la Planta Separación CO2 al Gasoduc­ to de 48"Ø Cactus - San Fernando (Punto de Venta). Los beneficios del proyecto: Eliminación de emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera.

Obtención de un bono de carbono por cada tonelada de CO2 que se deje de emitir a la atmósfera.

Venta de gas combustible.

Aprovechar el gas del campo Tres Hermanos.

Reducir el riesgo operativo en las baterías de separación.

Generará plazas de empleo y capacitación en manejo y operación de plantas.

Mejorar la relación empresa - comu­ nidad.

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

PROYECTO BAJO EL MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL)

145

Proyecto MDL MÓDULO 1 TRES HERMANOS

146

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

TRAMPA DE ENVÍO

BATERÍA 3 TRES HERMANOS

TRAMPA DE RECIBO

GASODUCTO DE 16

BATERÍA 4 TRES HERMANOS

Para llevar a cabo la corriente de gas natural de alimentación hacia la Planta de Separación de CO2, se construirá un gasoducto principal donde se inte­ grarán las corrientes de gas provenien­ tes del Módulo 1, Batería 3 y Batería 4 de Tres Hermanos; así mismo, para

llevar a cabo la comercialización de gas combustible separado, se construirá un gasoducto el cual será el punto de partida desde la planta de separación de CO2 y su punto final será el punto de venta el cual estará ubicado en la ya existente Batería San Diego.

Tres Hermanos TRAMPA DE ENVÍO

TRAMPA DE RECIBO

BATERÍA SAN DIEGO

PUNTO DE INTERCONEXIÓN

ORIGEN MÓDULO 1, BATERÍA 3 Y BATERÍA 4 PLANTA DE SEPARACIÓN CO 2

DESTINO PLANTA DE SEPARACIÓN CO2 INTERCONEXIÓN CON EL GASODUCTO DE 48 CACTUS-SAN FERNÁNDO

LONGITUD (m) 4,000 13,800

DIÁMETRO (pg) 16 6

SEGURIDAD SALUD Y PROTECCIÓN AMBIETNAL

PLANTA DE SEPARACIÓN CO2

GASODUCTO DE 48 CACTUS-SAN FERNÁNDO

GASODUCTO DE 6

147

Evoluciรณn del Ejercicio del Presupuesto

Evolución del Ejercicio del Presupuesto PRESUPUESTO DE OPERACIÓN FLUJO DE EFECTIVO

150

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

El presupuesto Adecuado I de Operación 2010 en Flujo de Efectivo para la Región Norte, fue de 5,649 millones de pesos, de los cuales, se ejercieron 6,697 millones de pesos.

Lo anterior, indica un sobregiro del ejercicio de orden de 1,048 millones de pesos; esto es, una desviación del 18.5 por ciento con respecto al presupuesto Autorizado. A continuación se muestra el comportamiento presupuestal de operación.

PRESUPUESTO DE OPERACIÓN POR ACTIVO FLUJO DE EFECTIVO 2010 (MILLONES DE PESOS)

6,697

(1,048) (69)

583

(617)

5,649 REGIÓN NORTE

(274)

514 2,360

POZA RICA-ALTAMIRA

2,325

2,891 BURGOS

VERACRUZ ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

2,274

418 118 AUTORIZADO

471 392 EJERCIDO

DIFERENCIA

(35) (53)

GUIÓN DEL GASTO SUELDOS, SALARIOS Y PRESTACIONES ADQUISICIONES REPARACIÓN, CONSERVACIÓN Y MANTENIMIENTO HONORARIOS Y SERVICIOS FLETES Y ARRENDAMIENTOS OTROS TOTAL OPERACIÓN

AUTORIZADO 3,678 112 1,422 216 38 183 5,649

EJERCICIO 3,913 101 2,023 279 56 325 6,697

DESVIACIÓN -235 11 -601 -63 -18 -142 -1,048

De las desviaciones indicadas en la tabla anterior, se cita lo siguiente: El sobregiro en el ejercicio en el rubro

El sobregiro en el ejercicio en el rubro

de Sueldos y Salarios, se debe al

de Reparación, Conservación y Man­

presupuesto deficitario de origen

tenimiento, se debe al presupuesto

para el pago de sueldos y salarios

deficitario de origen para el pago del

de la plantilla vigente del personal de

mantenimiento de los Contratos de

confianza y sindicalizado así como el

Obra Pública Financiada en el Activo

pago de indemnizaciones varias al

Integral Burgos principalmente en

personal por los conceptos de laudos

los Bloques Nejo, Misión, Pirineo,

(conceptos de supervenientes).

Reynosa-Monterrey, Cuervito, Fron­ terizo y Monclova.

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

PRESUPUESTO DE OPERACIÓN POR GUIÓN DEL GASTO FLUJO DE EFECTIVO (MILLONES DE PESOS)

151

152

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

El sobregiro en el ejercicio en el rubro de Honorarios y Servicios, se debe al presupuesto deficitario de origen para el suministro de energía eléctri­ ca, contratos de servicios de apoyo técnico, informático y administrativo, en los Activos Integrales de Poza Rica-Altamira y Burgos así como en la Sede Regional.

El sobregiro en el ejercicio en el rubro de Fletes y Arrendamientos, se debe al presupuesto deficitario de origen para el servicio de arrendamientos de casas remolque y edificios en los Activos Integrales Aceite Terciario del Golfo, Veracruz y Burgos así como al servicio de transportación aérea administrado por la Sede Regional.

El sobregiro en el ejercicio en el rubro de Otros, se debe al presupuesto deficitario de origen para viáticos del personal acampado en instalaciones alejadas de los Activos Integrales Burgos y Poza Rica-Altamira así como al pago del impuesto sobre nóminas de operación en el ámbito regional, pagos de indemnizaciones a terceros y egresos derivados por resoluciones judiciales principalmente en los Acti­ vos Integrales (conceptos de super­ venientes).

LOGROS Y ASPECTOS RELEVANTES.

En función de los recursos autoriza­ dos en el presupuesto Adecuado I de Operación 2010, se gestionaron y autorizaron recursos complemen­ tarios en flujo de efectivo por 1,048 millones de pesos, de los cuales, 558 millones de pesos fueron para el pago del mantenimiento de los Contratos de Obra Pública Financiada en el Activo Integral Burgos, y en el ámbito regional, 235 millones de pesos en el rubro de Servicios Personales y 255 millones de pesos en Gastos de Operación.

En el ejercicio 2010, se ejercieron 514 millones de pesos por concepto de tiempo extra, con un índice anual del 8.8 por ciento el cual representa una disminución de 173 millones de pesos con respecto a lo ejercido en el año 2009 donde se erogaron 687 millones de pesos por éste mismo concepto con un índice anual del 11.87 por ciento.

Derivado del déficit al cierre del ejer­ cicio en el Presupuesto de Operación 2010, se ejerció en el Presupuesto de Inversión, rubro de operacional, el mantenimiento de los Contratos de Obra Pública Financiada del Activo Integral Burgos, cuyo monto ascendió a 969 millones de pesos.

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

CIFRAS DE CONTROL 2010 DE LA REGIÓN NORTE

153

PRESUPUESTO DE INVERSIÓN En el año 2010, el presupuesto autor­ izado del Adecuado I para la Región Norte, ascendió a 59,623 millones de pesos en flujo de efectivo, incluyendo 10,737 millones de pesos correspon­ dientes a los Contratos de Obra Pública Financiada.

Esta inversión se compone, por 89 por ciento para actividades de desarrollo, 8 por ciento para actividades explorato­ rias terrestres y 3 por ciento para aguas profundas, y están distribuidos de la siguiente manera:

154

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

ADECUADO I 2010 ACTIVO ACTIVO INTEGRAL BURGOS CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ ACTIVO EXPLORATORIO GOLFO DE MÉXICO NORTE OFICINAS REGIONALES TOTAL

EXPLORACIÓN 1,551 957 2,082 4,590

AGUAS PROFUNDAS

1,847 1,847

DESARROLLO 8,181 9,779 20,760 9,526 4,646 291 53,185

TOTAL 9,732 10,737 20,760 9,526 6,728 1,847 291 59,623

% 16 18 35 16 11 3 0 100

Como se observa en la distribución por Activos, la Región Norte continúa enfo­ cando la inversión principalmente en el proyecto Burgos, incluyendo la parte correspondiente a los Contratos de Obra Pública Financiada, y en el proyecto Aceite Terciario del Golfo, los cuales, representan el 69 por ciento del total de la inversión para 2010.

Con relación al presupuesto de Inversión autorizado para Pemex Exploración y Producción, la Región Norte se encuen­ tra posicionada como la Región con mayor inversión dentro del organismo.

ADECUADO I 2010 (MILLONES DE PESOS) 0

15,000

30,000

60,000

45,000

59,623

MARINA NORESTE

59,115

MARINA SUROESTE

51,498

SUR SEDE

44,295 5,470

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

NORTE

155

EJERCICIO 2010 En 2010, en materia de Inversión para la Región Norte, significó cerrar el año con actividades que representaron un monto total de 80,383 millones de pesos en flujo de efectivo de los cuales 21,561 millones de pesos se destinaron al pago de obra de los Contratos de Obra Pública Financiada.

156

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

Estos niveles de inversión se alcanzaron gracias a las gestiones que se hicieron en el transcurso del año por parte de

la Subdirección Región Norte hacia la Subdirección de Planeación y Evaluación y de Administración y Finanzas, permi­ tiendo obtener un monto adicional de 20,789 millones de pesos, cifra que representa un 35 por ciento con respec­ to al nivel inicial. Del total de la inversión, el 92 por ciento se destinó a actividades de desarrollo y el 8 por ciento restante hacia actividades exploratorias.

COMPARATIVO ADECUADO I vs CIERRE 2010 ACTIVO ACTIVO INTEGRAL BURGOS CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ ACTIVO EXPLORATORIO GOLFO DE MÉXICO NORTE OFICINAS REGIONALES TOTAL

ADECUADO I 22/DIC/09 9,732 10,737 20,761 9,526 6,728 1,847 292 59,623

En términos de desempeño por cada Unidad de Negocios corresponde: Para el Activo Integral Burgos, fue el que mayor gasto ejerció en el año con un 41 por ciento del total de la inversión, apuntalado principalmente, por el reconocimiento de las actividades de los Contratos de Obra Pública Financiada correspondiente a los años 2009-2010 así como el pago de los últimos meses de las actividades de operación y mantenimiento.

EJERCICIO ANUAL 11,188 21,562 30,048 10,588 4,896 1,631 472 80,383

DIFERENCIA 1,456 10,823 9,287 1,062 -1,832 -216 180 20,762

INCREMENTO % POR ACTIVO 15 101 45 11 -27 -12 62 35

Para el Activo Integral Poza RicaAltamira, participó con el 13 por ciento del total del ejercico de la Región Norte principalmente por actividades de perforación de pozos, mantenimiento de ductos e infraestructura así como al pago de siniestros e indemnizaciones donde éstos últimos conceptos llegaron a representar una parte considerable dentro del ejercicio.

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

Para el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, ejerció el 37 por ciento del total de la Región Norte principal­ mente en obras de perforación y terminación de pozos, sistemas arti­ ficiales e infraestructura además de cubrir la totalidad de las actividades del 2009.

157

Con relación al Activo Integral Veracruz, presentó un subejercicio en el cierre 2010 debido al replanteamien­ to de las actividades exploratorias al diferir la perforación de pozos.

158

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

Finalmente en el Activo de Exploración del Golfo de México, cumplió el pro­ grama de actividades establecido en el año y su ejercicio representó el dos por ciento del total del presu­ puesto de la Región.

A nivel ejecutor del gasto, la Unidad de Perforación y Mantenimiento a Pozos registró el mayor ejercicio ya que tuvo un 42 por ciento del total del gasto, seguido por los Activos Integrales cuyo porcentaje fue del 31 por ciento quedan­ do el restante 27 por ciento del gasto ejercido en los Contratos de Obra Pública Financiada. El gasto generado por Servicios Marinos y la Subdirección

de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas no fue representativo para la Región.

EJECUTORES ACTIVO 31%

UPMP 42%

COPF 27%

CSM SIDOE .4% .5%

El cierre del año 2010 se caracterizó por haber obtenido el ejercicio más alto del que se haya registrado para la Región Norte considerando lo ejercido en los Contratos de Obra Pública Financiada.

CIERRE 2010 (MILLONES DE PESOS) 0

20,000

40,000

60,000

80,000

80,383

NORTE MARINA NORESTE

65,392

SUR

45,425

MARINA SUROESTE SEDE

44,005 4,203

EVOLUCIÓN DEL EJERCICIO DEL PRESUPUESTO

159

Contrataciรณn de Servicios y Obra Publica

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS Y OBRA PÚBLICA

162

Contratación de Servicios y Obra Publica Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, tienen la naturaleza de Organismos Públicos Descentralizados de la Administración Pública Federal y como tales, están sujetos a un orden jurídico público que incluye tanto la regulación que aplica a las entidades paraestatales, como sus propias nor­ mas orgánicas y sustantivas, lo cual constituye el marco jurídico de su actuación.

Conforme a las disposiciones estableci­ das en los diferentes instrumentos legales que integran la Reforma Energéti­ ca, el 28 de octubre de 2008, el H. Congreso de la Unión aprobó dicha re­ forma, así mismo, se publicaron los siguientes siete decretos que la confor­ man con los cuales se expiden, reforman, adicionan y derogan diversas leyes para fortalecer y modernizar a la industria petrolera mexicana: 1)Decreto por el que se expide la Ley de Petróleos Mexicanos: se adicionan el artículo 3° de la Ley Federal de la Entidades Paraestatales, el artículo 1° de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y un párrafo tercero del artículo 1° de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.

2)Decreto por el que se expide la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética.

3)Decreto por el se expide la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía.

4)Decreto por el que se expide la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarbu­ ros.

5)Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

6)Decreto por el que se reforma y adi­ ciona el artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.

7)Decreto por el que se reforman, adi­ cionan y derogan diversas disposiciones de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía.

Este nuevo marco normativo, fortalece a la Secretaría de Energía (SENER) y a la Comisión Reguladora de Energía (CRE); ambas instancias responsables de definir la política energética. Así mismo, se crea la Comisión Nacional de Hidro­ carburos (CNH) para regular y super­

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS Y OBRA PÚBLICA

LA NUEVA REFORMA ENERGÉTICA

163

visar la explotación y extracción de carburos de hidrogeno.

164

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS Y OBRA PÚBLICA

Con la nueva Ley de Petróleos Mexicanos expedida el pasado 28 de noviembre de 2008, se culminó un proceso de revisión al marco jurídico que regía hasta esta fecha. Con este nuevo instrumento y los cambios a otras leyes que integraron la nueva Reforma Energética, Petróleos Mexicanos cuenta con una mayor flexi­ bilidad en aspectos fundamentales de su gestión tales como: Un régimen contractual específico mediante el cual, Petróleos Mexi­ canos podrá enfrentar con mayor flexibilidad la incertidumbre que caracteriza sus actividades; optar por modalidades especiales de contratación, siempre con un precio cierto; revisar contratos plurianuales; penalizar a los contratistas por im­ pactos ambientales negativos, incum­ plimiento en tiempo o calidad, o com­ pensarlos por un menor tiempo en la ejecución de las obras u otros aspectos que redunden en mejores resultados en las obras y servicios contratados por PEMEX Exploración

y Producción así como por la apropiación de nuevas tecnologías que aporten mayor utilidad y los beneficios derivados de su aplicación.

Adicional a lo anterior, uno de los obje­ tivos estratégicos de PEMEX Exploración y Producción, es el de "Con­ tar con nuevos mecanismos de contratación, alianzas estratégicas y normatividad simplificada para desarrollar una capacidad de ejecución mejorada".

CAPACIDAD DE EJECUCIÓN EN LICITACIONES Y CONTRAT­ ACIONES EN PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN REGIÓN NORTE

A finales de 2009, se llevó a cabo la carga del Programa Anual de contratación para el ejercicio fiscal del 2010, con estricto apego a los lineamien­ tos de ley y posteriormente proceder a su publicación ante la Secretaría de Economía.

El volumen de requerimientos registra­ dos en el sistema institucional fue del orden de 695 así como el monto que ampara a éstos para todos los Activos y Gerencias Regionales ascendió a 29,547 millones de pesos.

REQUERIMIENTOS PROGRAMADOS POR ACTIVOS Y GERENCIAS

143 (6,706 MM$) ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

69 (1,482 MM$) ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ

158 (9,326 MM$) ACTIVO INTEGRAL BURGOS

695 (29,547 MM$)

258 (7,434 MM$) 11 (2,805 MM$) ACTIVO INTEGRAL POZA RICAALTAMIRA

ACTIVO DE EXPLORACIÓN GOLFO DE MÉXICO NORTE

56 (1,794 MM$) GERENCIAS REGIONALES

TOTAL

Sin embargo, durante la evolución y operación de los diferentes Centros de Trabajo, se realizaron algunas disminu­ ciones presupuestales, así como en la realización de las Estrategias de Contratación para la realización de las consolidaciones de requerimientos en los diferentes procesos de contratación, razón por la cual las cifras contratadas durante el ejercicio fiscal del año 2010 fueron del orden de 294 requerimientos y 16,699 millones de pesos.

Talleres de capacitación y re­ forzamiento al personal del Organismo.

Al cierre de 2010 se llevaron a cabo cuatro licitaciones desiertas que com­ paradas con las 16 del cierre de 2009 representa una disminución del 75 por ciento.

TOTAL DE LICITACIONES $ 24,351

$ 5,251

VOLUMEN CONTRATADO Y EJERCICIO $ 10,643.17 $ 16,699.11

$ 2,001 16

125

$ 2,849.08 $ 155.83

$ 221 4

2009

$ 3,051.03 88

77

294

2010

TOTAL DE LICITACIONES LICITACIONES DESIERTAS

50

31 INV. CONVENIOS LIC. PÚBLICAS ADJ. DIR. TOTAL A. 3 PER

CAPACIDAD DE EJECUCIÓN EN LICITACIONES Y CONTRAT­ ACIONES PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS DIVISIÓN NORTE

Con el objeto de minimizar el volumen de licitaciones desiertas en los procesos de adjudicación de obras y adquisiciones y servicios, la Subdirección Región Norte llevo a cabo las siguientes acciones:

El volumen de requerimientos registra­ dos en el sistema institucional (ZPAR) así como el monto que ampara a éstos, correspondieron a 160 requerimientos con un monto de 26,949 millones de pesos.

Reuniones con las Cámaras Mexi­ canas de la Industria y de la Construcción del Norte de de Veracruz.

Sistematización del criterio de adjudicación por puntos obra pública.

160 (26,949 MM$)

43 (6,298 MM$)

83 (12,105 MM$)

8 (1,801 MM$)

UOP UOP UOP POZA VERACRUZ REYNOSA RICA-ALT

21 5 (7 MM$) (6,738 MM$) UOP ATG

GERENCIA TOTAL D.N

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS Y OBRA PÚBLICA

124

165

Sin embargo, debido a que durante el ejercicio fiscal se realizaron disminu­ ciones y/o ajustes presupuestales, final­ mente se formalizaron 87 contratos, de éstos, 37 fueron de adquisiciones, seis de obra pública y 44 de servicios con lo que se comprometió un monto de 4,103 millones de pesos.

VOLUMEN CONTRATADO Y EJERCICIO $ 827 34

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS Y OBRA PÚBLICA

$ 3,171

166

$ 4,103

87 48 $3 2 INV. A. 3 PER

$ 103 3 CONVENIOS

LIC. PÚBLICAS

ADJ. DIR.

TOTAL

Al cierre de 2010 se tuvieron tres licitaciones desiertas que comparadas con las seis del cierre de 2009 repre­ senta una disminución del 50 por ciento.

TOTAL DE LICITACIONES $ 23,171

$ 3,171

24

22 $ 2,437

$ 1,553.9

6

3

2009 TOTAL DE LICITACIONES LICITACIONES DESIERTAS

2010

CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CONTRATOS PLURIANUALES

Durante el ejercicio fiscal de 2010, la Región Norte de PEMEX Exploración y Producción formalizó un programa de contratación del orden de 42,121 millones de pesos.

PRESUPUESTO AUTORIZADO CONTRATABLE 2010 REGIÓN NORTE 42,121 MM$ (769) CONTRATOS EN EJECUCIÓN 33.383 MM$

(0) EN PROGRAMA 0.0 MM$

0.6%

(33) EN PROCESO 208 MM$

Por otra parte, la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Norte, integró un programa de contratación del orden de 28,926 millones de pesos.

PRESUPUESTO AUTORIZADO CONTRATABLE 2010 PERFORACIÓN 28,926 MM$

(0) EN PROGRAMA 0.0 MM$

(263) CONTRATOS EN EJECUCIÓN 28,926 MM$ 100.0 %

0%

(1) EN PROCESO 0.0 MM$

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS Y OBRA PÚBLICA

99.4%

167

Resultados Econรณmico Financieros

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

170

Resultados Económico Financieros ESTADO DE RESULTADOS DE REGIÓN

registro del deterioro del activo fijo de

Y ACTIVOS INTEGRALES

larga duración del Activo Integral Burgos,

En el ejercicio 2010, la Región Norte

aunado a su amortización contable de

obtuvo un rendimiento de operación de

pozos. Una vez aplicados los 29,047

14,569 millones de pesos, 6,373 mi-

millones de pesos por concepto de

llones de pesos más que en el ejercicio

impuestos y derechos por la extracción

2009; sin embargo, se tuvo una pérdida

de hidrocarburos, se tiene una pérdida

de 312 millones de pesos antes de

neta de 29,359 millones de pesos.

CONCEPTO VENTAS COSTO DE LO VENDIDO GASTOS DE OPERACIÓN AMORTIZACIÓN DE POZOS DEPRECIACIÓN GASTOS DE EXPLORACIÓN POZOS NO EXITOSOS RESULTADO BRUTO GASTOS DE ADMINISTRACIÓN GASTOS DE SERVICIOS INTERNOS RESULTADOS DE OPERACIÓN COSTO INT. DE FIN./OTROS GASTOS RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS IMPUESTOS Y DERECHOS RESULTADO NETO DEL EJERCICIO

ENERO-DICIEMBRE 2009 2010 70,287 83,831 54,563 60,815 26,539 27,284 17,738 25,491 1,802 2,196 4,375 4,964 4,109 880 15,724 23,016 5,654 6,582 1,874 1,865 8,196 14,569 4,696 14,881 3,500 -312 22,878 29,047 -19,378 -29,359

VARIACIÓN MONTO 13,545 6,252 745 7,753 394 590 -3,229 7,292 929 -9 6,373 10,185 -3,812 6,169 -9,981

% 19 11 3 44 22 13 -79 46 16 0 78 NR NR 27 52

RUBROS QUE SE VEN IMPACTADOS CON REPARTOS DE SEDE. EL ESTADO DE RESULTADOS DE 2010 Y 2009 MOSTRADO, ESTÁ PRESENTADO BAJO NIF-NORMAS DE INFORMACIÓN FINANCIERA Y DICTAMINADOS POR EL DESPACHO DE AUDITORES KPMG, Y DADO QUE NO SE PRESENTA UN ENTORNO INFLACIONARIO MAYOR AL 26 POR CIENTO ACUMULADO EN LOS ÚLTIMOS TRES AÑOS, LAS CIFRAS SON EXPRESADAS EN PESOS CORRIENTES. EL CONSOLIDADO REGIONAL INCLUYE LOS RESULTADOS DE LOS CUATRO ACTIVOS INTEGRALES Y DEL ACTIVO DE EXPLORACIÓN GOLFO DE MÉXICO NORTE, MISMO QUE ES DISTRIBUIDO ENTRE LOS CUATRO ACTIVOS GENERADORES DE INGRESOS.

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

impuestos debido principalmente al

171

VENTAS

dos financieros, el exceso del valor en

El volumen de ventas de la Región Norte

libros (valor de uso) de los activos fijos

en 2010, equivale a 83,831 millones

sobre su valor de recuperación.

de pesos; 13,545 millones de pesos más que el año anterior, aportando el

En el caso de una empresa petrolera,

nueve por ciento de los ingresos de PEP

el valor de uso es el valor presente de

y 40 por ciento de los ingresos totales

los flujos de efectivo futuros desconta­

por venta de gas. Las ventas al mercado

dos, obtenidos por la extracción y venta

nacional fueron de 79,820 millones de

de la reserva probada en un horizonte

pesos, exportándose 4,011 millones de

de tiempo determinado, mismo que debe

pesos del crudo producido en el área

registrarse en el rubro de "otros gastos"

Altamira.

dentro del estado de resultados en el periodo en que se calcula.

172

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

AMORTIZACIÓN CONTABLE DE POZOS

Este rubro es determinado de acuerdo

Este cálculo fue realizado para todos

a la metodología de esfuerzos exitosos,

los Activos Integrales de PEMEX

donde al valor neto contable de cada

Exploración y Producción, con una tasa

pozo le es aplicado un factor por campo

de descuento del 12 por ciento utilizan­

petrolero, producto de la división de la

do la reserva probada 1P y con un precio

producción mensual del campo entre la

promedio del gas 4.86 dls/mpc, dando

reserva probada desarrollada remanente

como resultado una pérdida en el Activo

del mismo. En el ejercicio 2010, la

Integral Burgos de 11,690 millones de

Región Norte amortizó 25,491 millones

pesos derivado de la combinación de los

de pesos del valor contable de sus pozos,

factores reserva, inversión y precio.

lo que representa el 41 por ciento del total PEMEX Exploración y Producción

IMPUESTOS Y DERECHOS

en este rubro. Esto representa un

La Región Norte aportó a la Federación

incremento de 7,753 millones de pesos

en 2010, 29,047 millones de pesos

con respecto a 2009, debido principal­

por concepto de impuestos y derechos,

mente a que con esta metodología, los

6,169 millones de pesos más que en

campos de la Región Norte amortizaron

2009, principalmente en los Activos

el 28 por ciento anual de su inversión

Integrales Poza Rica-Altamira y Burgos

en pozos de desarrollo en promedio.

derivado del incremento en la valoración de los precios del 18 por ciento en el

DETERIORO DE ACTIVO FIJO

crudo y del 10 por ciento en el gas, y

Este registro es resultado de la

a la disminución del 6 por ciento en el

aplicación del Boletín C-15 del Instituto

tipo de cambio así como del monto total

Mexicano de Contadores Públicos, y

de deducciones para cada derecho (Cost­

tiene como objetivo revelar en los esta­

Cap).

DETALLE POR ACTIVO INTEGRAL

BURGOS 32,611 30,538 9,208 17,145 895 2,446 843 2,073 2,456 610 -993 13,256 -14,248 7,324 -21,573

En el Activo Integral Burgos, la pérdida neta del ejercicio 2010 ascendió a 21,573 millones de pesos, sin embargo, se observa una disminución del seis por ciento con respecto al año anterior en los gastos de operación y del 40 por ciento en pozos no exitosos, registrán­ dose 10 pozos en 2010 contra 16 pozos en 2009. Los rubros que más impactaron negativamente a los resulta­ dos financieros del Activo Integral Bur­ gos, son el deterioro de activos fijos por 11,690 millones de pesos y la amortización contable de pozos por 17,145 millones de pesos, esta última tuvo un incremento significativo debido a las Reservas Probadas Desarrolladas (RPD) utilizadas en el cálculo, combina­ das con el nivel de inversión en los campos Arcabuz, Nejo, Cuitláhuac, Culebra, Forastero, Santa Rosalía, Velero y Cuatro Milpas principalmente, que aportan el 42 por ciento de la

ENERO-DICIEMBRE 2010 VERACRUZ AIPRA 16,078 21,056 7,527 12,968 2,927 10,516 2,054 1,581 261 738 2,260 122 25 12 8,551 8,088 839 1,728 228 670 7,483 5,691 303 130 7,180 5,561 5,260 11,955 1,921 -6,394

AIATG 14,086 9,783 4,634 4,710 302 137 0 4,303 1,560 357 2,387 1,192 1,195 4,508 -3,314

REGIÓN NORTE 83,831 60,815 27,284 25,491 2,196 4,964 880 23,016 6,583 1,865 14,568 14,881 -313 29,047 -29,360

amortización del Activo, cuyo agotamien­ to según este método, es de dos años y medio en promedio. Se están realizan­ do trabajos para incorporar a la reserva, las terminaciones de pozos y repara­ ciones mayores. El Activo Integral Bur­ gos aporta el 39 por ciento de los ingresos regionales y el 42 por ciento de los ingresos por condensado del total de PEMEX Exploración y Producción.

El Activo Integral Poza Rica-Altamira, obtuvo una utilidad antes de impuestos de 5,561 millones de pesos y una pér­ dida neta 6,394 millones de pesos, 37 por ciento menos que el año anterior derivado principalmente al éxito en la perforación de pozos exploratorios y a la disminución de la amortización contable de pozos producto de la relación Reservas Probadas Desarrolladas (RPD)Producción que en 2010 fue de 12 por ciento anual. El Activo Integral Poza

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

CONCEPTO VENTAS COSTO DE LO VENDIDO GASTOS DE OPERACIÓN AMORTIZACIÓN DEPRECIACIÓN GASTOS DE EXPLORACIÓN POZOS NO EXITOSOS RESULTADO BRUTO GASTOS DE ADMINISTRACIÓN GASTOS DE SERVICIOS INTERNOS RESULTADOS DE OPERACIÓN COSTO INT. DE FIN./OTROS GASTOS RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS IMPUESTOS Y DERECHOS RESULTADO NETO DEL EJERCICIO

173

174

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

Rica-Altamira aporta 21,056 millones de pesos de ingresos, 17 por ciento más que en 2009 y 25 por ciento del total regional.

El Activo Integral Veracruz obtuvo una utilidad neta en 2010 de 1,921 millones de pesos contribuyendo con el 19 por ciento del ingreso regional y solo el 13 por ciento del gasto total donde se observa una disminución del nueve por ciento del costo de ventas con respecto al año anterior. Cabe destacar, que el Activo Integral Veracruz aportó 5,260 millones de pesos de impuestos y dere­ chos en 2010, 56 por ciento más que en el ejercicio anterior debido principal­ mente, a una disminución en el monto de deducciones (CostCap) y al incremen­ to del 10 por ciento en el precio del gas.

El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo obtuvo una utilidad antes de im­ puestos de 1,195 millones de pesos y una pérdida neta por 3,314 millones de pesos, 46 por ciento menos que en 2009. Destaca el incremento del 76 por ciento en las ventas, motivado por el incremento de la producción y del precio de venta del crudo aportando el 17 por ciento de los ingresos regionales.

El gasto de este Activo se vio afectado por el incremento en la amortización contable de pozos, tomas de información, estimulaciones y mano de obra. Cabe destacar que se obtuvo un beneficio por la aplicación del régimen fiscal para los campos de Chicontepec.

COSTO DE PRODUCCIÓN

El costo de producción es el resultado de la medición del proceso de producir un barril de aceite o gas; se consideran todos los gastos directos necesarios para la operación y mantenimiento de pozos, equipos e instalaciones relacio­ nados con la producción. Incluye además, los gastos indirectos de administración y servicios corporativos, de la Sede de PEMEX Exploración y Producción y Sede de Región. El costo unitario se calcula al dividir el total de gastos de operación entre la producción total convertidos a crudo equivalente, es decir, la suma de volúmenes de aceite y gas producidos.

El costo de producción de la Región Norte fue de 6.82 usd/bpce, disminuyendo seis por ciento con respecto al 2009, siendo la única Región de PEMEX Exploración y Producción que bajó su costo de producción con respecto al año anterior derivado principalmente, por la disminución de 905 millones de pesos en el gasto de producción.

USD/BPCE 6.82 5.05 4.88

7.25

5.37 5.32

5.18 5.15

3.97 3.85

REGIÓN MARINA SUROESTE 2010 2009

REGIÓN MARINA NORESTE

REGIÓN SUR

REGIÓN NORTE

PEP

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

175

DETALLE POR ACTIVO INTEGRAL USD/BPCE -2% 22.00 22.38 -10%

2% 2.32 2.28

176

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

VERACRUZ

-11%

11.02

12.29

-6% 6.82 7.25

4.78 5.35 BURGOS

ATG

El Activo Integral Veracruz se mantuvo como la unidad de negocios más rentable de PEMEX Exploración y Producción con un costo de producción de 2.32 usd/bpce.

El costo de producción del Activo Inte­ gral Burgos fue de 4.78 usd/bpce, 11 por ciento menos con respecto al año anterior, siendo el Activo de la Región que más bajó su costo, reduciendo el gasto en 861 millones de pesos, princi­ palmente en indemnizaciones a terceros y mantenimiento a pozos.

En lo que corresponde al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, su costo de producción fue 11.02 usd/bpce, 10 por ciento menor al año anterior, derivado del incremento en la producción del 24 por ciento, atenuando el efecto por el incremento de 423 millones de pesos por concepto de conservación de pozos.

El costo de producción del Activo Inte­ gral Poza Rica-Altamira fue de 22.0 usd/bpce, disminuyendo un 2 por ciento con respecto a 2009.

POZA RICA

2009 2010

RN

Como se puede observar en la gráfica, el costo de la Región Norte se ve incre­ mentado por los Activos Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica-Altamira los cuales presentan los costos más altos del organismo.

BENHMARKING DEL COSTO DE PRODUCCIÓN 2010 (USD/BPCE) VERACRUZ MACUSPANA ABKATUN-POL CHUC SAMARIA LUNA REGIÓN MARINA SUROESTE KU-MALOOB-ZAAP LITORAL TABASCO BURGOS REGIÓN MARINA NOROESTE PEP REGIÓN SUR MUSPAC CANTARELL REGIÓN NORTE CINCO PRESIDENTES BELLOTA -JUJO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO POZA RICA-ALTAMIRA

2.3 3.5 3.8 3.9 4 4 4 4.8 5 5.2 5.4 5.5 6.6 6.8 7.3 8

11

22

Reducción de costos Mediante el incremento de la producción Distribución del gasto eficientemente Aplicando la metodología de Repartos Operativos Identificación de campos usuarios y proveedores Identificación de servicios Actualización de factores de reparto.

2.76

COSTO DE MANTENIMIENTO (USD/BPCE) 2.48 1.76

REGIÓN NORTE

1.36

1.46 1.47

REGIÓN MARINA SUROESTE

REGIÓN MARINA NORESTE

1.11

2009 2010 1.24

REGIÓN SUR

Para el 2010, el costo de mantenimiento de la Región Norte fue de 2.76 usd/bpce siendo ésta la Región con el costo más alto de PEMEX Exploración y Producción debido principalmente, a una disminución en el volumen de producción esperado frente a un incremento en la inversión realizada en los rubros de: Mantenimiento de Ductos

Mejoramiento de la cultura en el registro contable.

COSTO DE MANTENIMIENTO

El costo de producción, es el resultado de la medición del proceso de mantener la producción de un barril de aceite o gas considerando todos los gastos incurridos para el mantenimiento de pozos, equipos e instalaciones relacio­ nados con la producción. Incluye además, los gastos indirectos de administración y servicios corporativos, de la Sede de PEMEX Exploración y Producción y Sede de Región. El costo unitario se calcula al dividir el total de los gastos de man­ tenimiento entre la producción total, convertidos a crudo equivalente, es decir, la suma de volúmenes de aceite y gas producidos.

Mantenimiento de Pozos Mantenimiento de Instalaciones de Producción Mantenimiento de Estructuras Mari­ nas Mantenimiento de Infraestructura de Equipos de Perforación Mantenimiento de Infraestructura de Servicios Generales Gestión de Mantenimiento Mantenimiento de Seguridad Indus­ trial Conservación de Pozos.

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

Por lo anterior, la Región ha implemen­ tado acciones para optimizar el costo de producción de sus Activos que con­ sisten en:

177

Gestión de exploración

INDICADORES DE COSTOS

178

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

En PEMEX Exploración y Producción, se realiza un cálculo de costos para cada una de las fases de su cadena de valor, considerando la adopción de prácticas internacionales de medición de costos apegadas a los lineamientos de la Secu­ rities and Exchange Commission (SEC), en la identificación de inversiones y gastos de operación, considerando los programas directamente asociados a los indicadores de descubrimiento (CDEC), desarrollo (CDESAR) y producción (CPROD).

COSTO DE DESCUBRIMIENTO

El costo de descubrimiento mide la rentabilidad de la inversión realizada durante un periodo de tiempo por con­ cepto del reconocimiento geológico o geofísico, costos sísmicos, costos de perforación exploratorios y gastos ad­ ministrativos y fijos, en relación con la variación neta del volumen de la Reserva Probada Desarrollada (RPD) registrada durante períodos móviles.

Los programas presupuestales asigna­ dos de forma directa a indicadores de costo son: Evaluación del potencial petrolero Incorporación de reservas Delimitación

de

Desarrollo tecnológico de exploración.

REGIÓN NORTE COSTO DE DESCUBRIMIENTO (USD@2010/BPCE) 3.63 2.74

2008

2.69

2009

2010

El valor regional del costo de descu­ brimiento hasta el 2010 es de 2.69 usd/bpce y su evolución se ha visto favorecida por un incremento sustancial en la variación neta de la Reserva Pro­ bada Desarrollada (RPD) aunada a una disminución en la inversión en exploración, principalmente en los conceptos de arrendamiento, servicios de perforación contratados e investigación y estudios por contrato.

BURGOS COSTO DE DESCUBRIMIENTO (USD@2010/BPCE) 1.57

1.69

1.86

yacimientos

Mantenimiento de exploración 2008

2009

2010

3.11

2.97 2.34

2008

2009

2010

BURGOS

El costo de descubrimiento ha venido incrementándose debido a un aumento sustancial en el rubro de gastos varios, por concepto de mano de obra y servi­ cios de exploración contratados, gastos asociados a estudios sismológicos 3D, procesado sismológico, infraestructura capitalizable de gestión de exploración y gastos de incorporación de reservas.

VERACRUZ

Para este Activo, el indicador de costo de descubrimiento ha disminuido, ya que mejoró el volumen tanto de las Reservas Probadas Desarrolladas (RPD) como de la producción de gas y aceite, mientras que la inversión ha disminuido principalmente en los conceptos de compra de materiales y servicios de perforación contratados debido a la disminución de localizaciones realizadas y pozos exploratorios perforados y ter­ minados.

COSTO DE DESARROLLO

El costo de desarrollo mide rentabilidad de la inversión realizada durante un

periodo de tiempo por concepto del desarrollo de los campos, construcción de infraestructura para la explotación así como gastos administrativos y fijos en relación a la variación neta del volu­ men de la reserva probada en períodos móviles.

Los programas presupuestales asigna­ dos de forma directa a indicadores de costo son: Desarrollo de campos Sistemas artificiales de explotación Recuperación secundaria Recuperación mejorada Participación con otros organismos y/o filiales Intervenciones mayores a pozos Infraestructura de equipos de perforación Ductos Instalaciones

de

producción

Estructuras marinas Modernización y optimización de in­ fraestructura Obras de infraestructura de servicios generales

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

VERACRUZ COSTO DE DESCUBRIMIENTO (USD@2010/BPCE)

179

Obras para protección ecológica

ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO COSTO DE DESARROLLO (USD@2010/BPCE)

Obras para seguridad industrial

17.19

Terminales.

REGIÓN NORTE COSTO DE DESARROLLO (USD@2010/BPCE) 21.25

15.51

7.91

18.90

13.84

2008

2009

2010

180

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

VERACRUZ COSTO DE DESARROLLO (USD@2010/BPCE) 2008

2009

2010

El valor regional del costo de desarrollo para el período 2008-2010 es de 18.90 usd/bpce, mostrando una disminución motivada por el incremento en la variación neta de la Reserva Probada Desarrollada (RPD) mayor que el incre­ mento realizado en la inversión en los rubros de servicios de perforación con­ tratados y construcción de obras por contrato, lo anterior debido al incremen­ to en la actividad de terminación de pozos de desarrollo y el número de estimulaciones y reparaciones mayores realizadas en el periodo.

BURGOS COSTO DE DESARROLLO (USD@2010/BPCE) 10.28

11.77

12.94

3.11

2.97 2.34

2008

2009

2010

BURGOS

El costo de desarrollo se ha incremen­ tado debido a una mayor inversión realizada en los conceptos de construcción de obras por contrato y servicios de perforación contratados para la rehabilitación y optimización de instala­ ciones de producción, gasoductos, estaciones de recolección así como infraestructura de perforación para el de­ sarrollo de pozos y campos intermedios.

POZA RICA-ALTAMIRA

Presenta un costo de desarrollo nega­ tivo debido a una constante disminución 2008

2009

2010

de la producción y del volumen de las Reservas Probadas Desarrolladas (PRD), resultado que se ha visto atenuado por el incremento en la inversión realizada principalmente en los conceptos de servicios de perforación contratados e investigación y estudios por contrato para la contratación de nuevas tec­ nologías en estudios de yacimientos y perforación, infraestructura de recuperación secundaria y servicios de apoyo a la seguridad.

El costo de desarrollo en este Activo, tuvo un incremento sustancial a mitad del periodo evaluado debido a un aumen­ to en la inversión realizada en los con­ ceptos de servicios de perforación con­ tratados, construcción de obras y adquisición de materiales en conjunto con el incremento en la actividad de perforación de pozos.

VERACRUZ

El indicador de costo de desarrollo para el periodo 2008-2010, tiene una ten­ dencia a la baja debido principalmente, por una reducción en la inversión realizada en la construcción de líneas de descarga, baterías de separación y obras para inyección de agua congénita entre otros, acompañada de un incre­ mento en el valor neto de la Reserva Probada Desarrollada.

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

181

182

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

EVALUACIÓN CONCURRENTE DE PROYECTOS La ejecución de los proyectos de inversión de PEMEX Exploración Producción en la Región Norte, incluye un programa diverso de inversiones encaminadas a cumplir con los objetivos de negocio de la Entidad que están relacionados con los programas del Sector Energía y Hacienda del Gobierno Federal.

La evaluación económica puntual de la cartera de proyectos de PEMEX Exploración Producción, desde sus ini­ cios como proyectos autorizados, sus rendimientos económicos actuales y su proyección multianual, ofrece un panora­ ma con el cual se puede establecer una visión congruente con la maximización del valor económico, de tal forma, que la toma de decisiones esté sustentada

proyectos de explotación Aceite Terciario del Golfo, Arenque, Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas-Constituciones y Poza Rica.

Ocho proyectos de los 20 de la Región Norte son de gas, los cuales están divididos en tres proyectos integrales que son Burgos, Lankahuasa y Cuenca de Veracruz; cuatro proyectos exploratorios los cuales son Delta del Bravo, Lamprea, Evaluación del Potencial Tampi­ co Misantla Sur de Burgos y Papaloapan B y un proyecto de explotación correspondiente al proyecto Lerma-MaltaTalismán. Por otro lado, se cuenta con tres proyectos de soporte denominados como Rezago Ambiental, Adquisición de Vehículos Región Norte y Mantenimiento Región Norte.

con un alto nivel de confiabilidad en los aspectos técnicos, tecnológicos y financieros de cada uno de los proyectos.

La cartera de proyectos de la Región Norte, está convenientemente diversi­ ficada en 20 proyectos, los cuales se derivan en dos proyectos integrales, nueve de exploración, seis de explotación y tres de soporte.

Cabe mencionar, que el proyecto integral Lankahuasa, en la componente exploratoria, se orienta a la evaluación del potencial petrolero, razón por la cual, se administra de manera independiente.

En la siguiente figura se muestra la distribución de los proyectos de la Región en función de su estrategia de maximización de valor.

CARTERA DE PROYECTOS DE LA REGIÓN NORTE La cartera de proyectos de la Región Norte, en su ciclo de planeación 2010, está conformada por 20 proyectos, de los cuales, ocho son de aceite y gas asociado divididos en cuatro explorato­ rios que son Golfo de México Sur, Área Perdido, Sardina y Cazones; y cuatro

Actualmente, la totalidad de los proyec­ tos se encuentran avalados bajo el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF), aunque en sus inicios se contaban con Presupuesto deInversión Diferida en el Registro del

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

183

Gasto (Pidiregas) con excepción del proyecto Reingeniería del Sistema de

Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas-Constituciones.

184

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

20 PROYECTOS

INGRESOS POR VENTA DE HIDROCARBUROS

La Región Norte obtuvo 83,826 millones de pesos por concepto de ingresos por venta de hidrocarburos, de acuerdo a los cierres oficiales del Reporte Oficial de Ingresos y Facturación (CODIE financiero) emitido por la Subdirección de Distribución y Comercialización (SDC).

El cumplimiento respecto a lo programado en Programa Operativo Trimestral I es del 90 por ciento en la Región Norte, a pesar de que los proyectos Arenque, Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria

PARTICIPACION DE INGRESOS POR PROYECTO INGRESOS (MM$) ARENQUE TMC 6,262 5,047 7% POZA RICA 6% ATG 4,981 14,086 6% 17% TRES HERMANOS 4,040 5% LANKAHUASA VERACRUZ 721 15,820 1% 19%

BURGOS 32,869 39%

del Campo Tamaulipas-Constituciones y Tres Hermanos, presentaron cumplimientos superiores a lo esperado.

La disminución en los niveles de ingresos de los proyectos con mayores niveles

de producción, entre los que se encuentran Burgos, Veracruz, Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica, marcaron la pauta en el cumplimiento regional.

CUMPLIMIENTO, POT VS REAL

BURGOS VERACRUZ ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO POZA RICA ARENQUE TAMAULIPAS - CONSTITUCIONES TRES HERMANOS LAKAHUASA REGIÓN NORTE

PROGRAMA (MM$) 36,592 19,216 16,337 6,512 5,448 4,777 3,651 777 93,309

Los ingresos en la Región Norte, se vieron favorecidos por un incremento en los precios de aceite y gas respecto al programa, sin embargo, este repunte fue contrarrestado por una disminución

93,309

5,554

REAL (MM$) 32,869 15,820 14,086 4,981 6,262 5,047 4,040 721 83,826

VAR. (MM$) -3,723 -3,396 -2,251 -1,530 814 270 389 -56 -9,484

CUMP 90% 82% 86% 76% 115% 106% 111% 93% 90%

en los ingresos debido a que se obtuvieron volúmenes de producción de aceite y gas menores, así como al impacto por revaluación de la paridad cambiaria.

(7,068)

(7,969)

83,826

(9,483)

META

PRECIO

VOLUMEN EFECTOS

TIPO DE CAMBIO

REAL

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

PROYECTO

185

INVERSIONES

La inversión en el 2010 correspondiente a los proyectos integrales y de explotación fue de 65,068 millones de pesos, el 80 por ciento fue destinada a los proyectos de Aceite Terciario del Golfo, integral Burgos y Poza Rica con un total de 54,902 millones de pesos.

186

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

PARTICIPACION DE INVERSIÓN POR PROYECTO INVERSIÓN (MM$)

INTEGRAL BURGOS 19,402 30%

ATG 30,289 47%

campos, conservación de pozos (reparaciones menores), reparaciones mayores y mantenimiento de ductos, tuvieron un impacto importante en el desempeño financiero de la Región.

CUMPLIMIENTO, POT VS REAL PROYECTO

PROGRAMA (MM$) ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 20,834 BURGOS 20,560 POZA RICA 2,151 VERACRUZ 6,791 TAMAULIPAS - CONSTITUCIONES 3,168 ARENQUE 2,577 LANKAHUASA 513 TRES HERMANOS 1,247 REGIÓN NORTE 57,840

REAL (MM$) 30,289 19,402 5,211 4,969 2,905 1,884 265 144 65,068

VAR. (MM$) 9,455 -1,158 3,060 -1,822 -263 -694 -248 -1,103 7,228

Es importante mencionar, que en el último bimestre del año se presentó una asignación de recursos importante 0% TRES HERMANOS 144 0% LANKAHUASA 265 para los proyectos que ARENQUE permitieron disminuir 1,884 TMC 3% POZA RICA las Adefas del siguiente VERACRUZ 2,905 5,211 4% 4,969 año, sin embargo, el impacto en el flujo 8% 8% de efectivo se presentó en el 2010.

Cabe destacar, que la inversión reflejada en el proyecto integral Burgos, se El caso particular de los proyectos conforma del ejercicio de Burgos Aceite Terciario del Golfo e integral Tradicional y el monto amortizado en Burgos, presentan niveles de inversión 2010 para Contratos de Obra Pública muy superiores a los demás proyectos Financiada (COPF) en Burgos, que por debido a que el primero se encuentra su esquema de financiamiento el pago en una etapa temprana de desarrollo y de los montos no impacta al año de requiere grandes niveles de inversión ejercicio. Se tuvo un cumplimiento del para la generación de infraestructura, ejercicio del 112 por ciento en los mientras que el segundo, invierte en proyectos evaluados respecto al actividad para contrarrestar la alta programa del 2010. El sobre ejercicio declinación de los campos por tratarse de los programas de desarrollo de de un proyecto de gas.

CUMP. 145% 94% 242% 73% 92% 73% 52% 12% 112%

GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Los gastos de operación y mantenimiento de los proyectos de la Región Norte, están estimados en función de los elementos del Sistema Oficial de Costos (SICO), los cuales son:

PARTICIPACION DE GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTTO. POR PROYECTO GASTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (MM$) ATG 845 13%

INTEGRAL BURGOS 2,766 43%

POZA RICA 794 12%

Arrendamiento Compras interorganismos Construcción de obras por contrato Fletes

ARENQUE 676 11%

TMC 543 8%

Investigación y estudios por contrato

VERACRUZ TRES LANKAHUASA 395 HERMANOS 110 6% 310 2% 5%

Mano de obra Materiales Modificación, reacondicionamiento y mantenimiento por contrato Reparto operativo del gasto

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

Gas

El cumplimiento respecto al programa, fue del 60 por ciento, lo cual indica que se tuvo un ahorro derivado de las iniciativas impulsadas en la Región para este fin.

Reserva laboral Servicios de perforación contratados.

Los gastos de operación y mantenimiento que ejercieron los proyectos de la Región Norte, asciende a 6,439 millones de pesos de los cuales, el 80 por ciento se encuentra en los proyectos integral Burgos, Aceite Terciario del Golfo, Poza Rica y Arenque.

CUMPLIMIENTO, POT VS REAL PROYECTO

PROGRAMA (MM$) BURGOS 3,920 ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 976 POZA RICA 2,697 ARENQUE 369 TAMAULIPAS - CONSTITUCIONES 1,475 VERACRUZ 725 TRES HERMANOS 359 LANKAHUASA 134 REGIÓN NORTE 10,654

REAL (MM$) 2,766 845 794 676 543 395 310 110 6,439

VAR. (MM$) -1,154 -131 -1,903 307 -932 -330 -49 -24 -4,215

CUMP. 71% 87% 29% 183% 37% 54% 86% 82% 60%

187

VALOR GENERADO

descrito anteriormente.

El valor generado, deriva de los flujos de efectivo que tuvieron los proyectos en el año en función de los ingresos obtenidos por venta de hidrocarburos menos los egresos, éstos últimos, contemplan la inversión física y los costos de operación y mantenimiento variables cuyo comportamiento se ha

La gráfica muestra un análisis de participación de cada proyecto de la Región Norte en cada una de las variables que conforman el flujo de efectivo, con lo cual, se puede identificar aquella que tiene mayor incidencia en el valor generado.

188

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

ANÁLISIS DE PARTICIPACIÓN, MILLONES DE PESOS

INTEGRAL BURGOS

VERACRUZ ARENQUE TRES HERMANOS TAMAULIPAS - CONST. LANKAHUASA POZA RICA ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

83,826

65,068

6,439

39%

30%

43%

19%

8% 3% 0% 4% 8%

6%

7% 5% 6% 1% 6%

47%

17% INGRESOS

El valor generado por los proyectos de la Región Norte, en términos de flujo de efectivo durante el 2010, fue de 12,318 millones de pesos. Los proyectos que destacan son el integral Burgos con una participación de 10,701 millones de pesos e integral Veracruz con 10,456 millones de pesos, mientras que los proyectos Poza Rica y Aceite Terciario del Golfo, tuvieron un flujo de

100%

10% 5% 8% 2% 12% 13%

INVERSIÓN

COSTOS

efectivo negativo de -1,024 millones de pesos y -17,048 millones de pesos respectivamente.

Respecto a lo esperado en el Programa Operativo Trimestral (POT) I, se obtuvo un 50 por ciento de cumplimiento en forma Regional en el flujo de efectivo.

Esto debido principalmente, a que se presentó una disminución importante

DISTRIBUCIÓN DEL FLUJO DE EFECTIVO REGIONAL

3,586

3,46

1,599

-1,024

-17,048

3,702 10,456

EPC=680 TC=919

BURGOS

VERACRUZ

ARENQUE

TRES HERMANOS

TAMPS. CONST.

en los niveles de ingresos reales (efecto producción y paridad) y la inversión en los proyectos.

El proyecto Aceite Terciario del Golfo, se encuentra en la etapa temprana de desarrollo, misma que se caracteriza por tener niveles de inversión altos en los primeros años para generar infraestructura de producción, pozos de desarrollo y estudios que soportan

12,318

LANKAHUASA POZA RICA

ATG

el mismo, de tal manera, que los beneficios derivados de estas inversiones, se observan en términos de producción futura. Asimismo, el valor generado en el año para los proyectos de la Región Norte, está influenciado por la estrategia de inversión calendarizada, por lo cual, con la finalidad de conocer el potencial en términos de valor, se considera como indicador de medición el Valor Presente Neto (VPN).

CUMPLIMIENTO FLUJO DE EFECTIVO REGIONAL, REAL VS POT I PROGRAMA REAL VAR. CUMP. (MM$) (MM$) (MM$) -1,411 88% BURGOS 12,112 10,701 -1,244 89% VERACRUZ 11,700 10,456 3,702 1,201 148% ARENQUE 2,501 3,586 1,540 175% TRES HERMANOS 2,046 1,599 1,466 1202% TAMAULIPAS - CONSTITUCIONES 133 346 216 266% LANKAHUASA 130 -1,024 -2,688 0% POZA RICA 1,664 -5,473 -17,048 -11,575 0% ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO REGIÓN NORTE 24,814 12,318 -12,496 50% PROYECTO

RN RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

10,701

189

Por lo anterior, una proyección del valor generado en los proyectos de la Región Norte en un horizonte de cuatro años considerando únicamente los gastos de operación y mantenimiento (sin inversión física), permite mostrar el Valor Presente Neto (VPN) derivado de

las inversiones realizadas en el 2010.

Esto es, los flujos de efectivo derivados de los ingresos y egresos del 2010, proyectados en función de la producción declinada de los campos de la Región Norte, generan un Valor Presente Neto (VPN) de 165,150 millones de pesos.

PROYECCIÓN DEL FLUJO PARA LA GENERACIÓN DE VALOR FLUJO DE EFECTIVO EN 2010 3,702

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

-1,024

-17,048

EPC=680 TC=919

10,456

190

3,46

1,599

3,586

12,318

10,701

BURGOS VERACRUZ ARENQUE

TRES TAMPS. HERMANOS CONST.

LAN­ POZA RICA KAHUA­ SA

ATG

RN

VPN* @ 2010 9,959

1,796

-10,473

11,558

165,150

13,051 17,190 56,699

EPC=7,187 TC=5,864

65,370

BURGOS

VERACRUZ

ARENQUE

TAMPS. CONST.

TRES HERMANOS

POZA RICA LANKAHUASA

ATG

RN

EVALUACIÓN CONCURRENTE

Esta evaluación se realiza durante la ejecución del proyecto, otorgando información sobre el desempeño con una ponderación de los resultados. Per­ mite ir retroalimentando al equipo de cada proyecto al establecer en qué medida se está cumpliendo con lo espe­ rado. Permite tomar decisiones durante la ejecución del mismo e introducir modificaciones que apunten a obtener

los resultados encaminados a la maximización del valor.

Los proyectos de la Región Norte han generado un Valor Presente Neto (VPN) de 575,274 millones de pesos desde el inicio de su ejecución hasta el cierre 2010, el Valor Presente de la Inversión (VPI) asciende a 562,531 millones de pesos, lo cual conforma una eficiencia de la inversión de 1.02 $/$.

VPN (MM$) 575,274

VALOR PRESENTE NETO (MM$ @ 2010)

PERIDO 1997-2010

700,000

VPI (MM$) 562,531

VPN/VPI ($/$) 1.02 575,274

600,000 500,000 400,000 300,000 200,000 100,000 0

97

98

99

00

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

FLUJO EFECTIVO DESCONTADO VPN

Es importante destacar, que la Región Norte ha tenido un crecimiento sosteni­ do a lo largo del tiempo en términos de generación de valor; en los últimos dos años, se replantea el proyecto Aceite Terciario del Golfo de tal manera, que se acelera su desarrollo incrementando los niveles de inversión en forma significativa con la finalidad de acelerar la extracción de la reserva.

INDICADORES ECONÓMICOS VPN VPI VPN/VPI (MM$) (MM$) ($/$) 357,121 323,477 1.10 INTEGRAL BURGOS 156,349 62,001 2.52 VERACRUZ TAMAULIPAS-CONSTITUCIONES 26,061 11,816 2.21 ARENQUE 25,792 27,668 0.93 4,176 5.84 TRES HERMANOS 24,401 POZA RICA 21,507 18,793 1.14 -721 7,978 -0.09 LANKAHUASA ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO -35,235 106,623 -0.33 REGIÓN NORTE 575,274 562,531 1.02 PROYECTO

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

EVALUACIÓN CONCURRENTE DE LA REGIÓN NORTE

191

El inicio de la ejecución de los proyectos corresponde al año en que fueron dictaminados. Los proyectos integral Burgos y Veracruz fueron dictaminados en el año 1997 y 2001 respectivamente; el resto de los proyectos iniciaron en el 2002.

IMPACTO DE LA CARTERA DE PROYECTOS EN LA EVALUACIÓN INTEGRAL

proyectos al valor generado del cierre 2010, se alcanza un Valor Presente Neto (VPN) de 1,011,729 millones de pesos con una eficiencia de la inversión de 1.06 $/$.

Cabe resaltar que los flujos de efectivo netos descontados promedio que se esperan por año a partir del año 2011, son de 27,278 millones de pesos.

EVALUACIÓN CONCURRENTE DE LA REGIÓN NORTE PERIDO 700,000

VALOR PRESENTE NETO (MM$ @ 2010)

192

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

La cartera de proyectos documentada en el ciclo de planeación 2010, permite establecer el potencial de la Región

Norte en términos de Valor Presente Neto (VPN), debido a que con la incorporación de la perspectiva de los

1997-2006

VPN (MM$) 1,011,729

1,000,000

VPI (MM$) 956,498

VPN/VPI ($/$) 1.06

1,011,729

800,000 575,274

600,000 400,000 200,000 0

97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

FLUJO EFECTIVO DESCONTADO @2010 VPN 2011 - 2026 VPN 1997-2010

Los proyectos que presentan eficiencia de inversión destacadas son: Tres Her­ manos con 5.65 $/$, Poza Rica con 2.49 $/$ y Veracruz con 2.40 $/$.

PROYECTO

VPN (MM$) INTEGRAL BURGOS 450,348 VERACRUZ 207,578 ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 104,917 POZA RICA 92,406 ARENQUE 75,615 TAMAULIPAS-CONSTITUCIONES 51,553 TRES HERMANOS 27,297 LANKAHUASA 2,015 REGIÓN NORTE 1,011,729

VPI VPN/VPI (MM$) ($/$) 443,094 1.02 86,350 2.40 308,184 0.34 37,120 2.49 40,385 1.87 25,769 2.00 4,834 5.65 10,763 0.19 956,498 1.06

Cabe mencionar, que recientemente se dictaminó el cambio de monto y alcance al proyecto Poza Rica, en el cual, se considera la fusión con el proyecto Tres Hermanos y con lo cual explica el poco incremento que presenta éste último,

en el Valor Presente Neto (VPN) en relación al generado desde su inicio al 2010; en consecuencia, se observa un incremento sustancial en el proyecto Poza Rica.

El análisis del comportamiento y la evolución de los proyectos de inversión de la Región Norte al cierre del año 2010, representa un elemento de orientación para la asignación de recur­ sos y un apoyo para la programación y asignación de recursos. Finalmente, la evaluación a la fecha del flujo de efectivo, los ingresos y el comportamiento de los costos de operación y mantenimiento, representan un reporte de la rentabilidad que es de primordial importancia para vigilar la consistencia de las inver­ siones y fortalecer o en su caso, redi­ reccionar estrategias de ejecución de los proyectos. En términos generales, los proyectos de la Región Norte son rentables y presentan a la fecha, utilidades sobresalientes debido a la efi­ ciencia en su ejecución y al efecto del precio de los hidrocarburos. Asimismo, los proyectos han incrementado con el tiempo su atractivo económico y su valor futuro.

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

Los proyectos que destacan por su grado de participación en la generación de valor al término del periodo son: el integral Burgos con 450,348 millones de pesos, Veracruz con 207,578 millones de pesos y Aceite Terciario del Golfo con 104,917 millones de pesos.

193

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

194

SERVICIOS GENERALES

Durante el ejercicio fiscal 2010, con respecto al 2009, se obtuvieron ahorros por energía eléctrica de 34.4 millones de pesos, en lo que respecta a teleco­ municaciones. El ahorro fue de un millón de pesos; en gasolina se redujo en 1,110 litros el consumo lo que significó

un ahorro de 3.6 millones de pesos, así mismo, el consumo de diesel vehicular se redujo en 1,592 litros siendo su ahorro de 6.5 millones de pesos. En lo que se refiere al consumo de diesel industrial, fue sustancial su disminución ya que de 50,345 litros en 2009 se redujo a 31,338 litros en 2010 lo que significó un ahorro del 38 por ciento y de 138.4 millones de pesos.

Derivado de lo anterior, la Región Norte ha implementado como una política, el seguimiento al desempeño de los Activos Integrales y Regional de Exploración mediante evaluaciones periódicas, con las cuales, se identifican áreas de opor­ tunidad de mejora en las que se establez­ can acciones y medidas para el uso más eficiente de los recursos, originando con esto, la reducción de costos. Con esta política, se busca incrementar la

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

INICIATIVAS DE REDUCCIÓN DE COSTOS De conformidad y en apego a los "Crite­ rios Generales en Materia de Racionalidad, Austeridad y Disciplina Presupues­ taria para Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios durante el Ejercicio Fiscal", el cual fue establecido ante en el Consejo de Administración en su Sesión 814 ordinaria del 13 de julio de 2010 al amparo del Acuerdo CA072/2010, la Región Norte de PEMEX Exploración y Producción alcanzó los resultados siguientes:

195

rentabilidad de los Activos en el mediano y corto plazos. Entre las principales acciones y medidas establecidas para la reducción de costos se enuncian las siguientes:

196

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

Reducción de tiempo extra, sustitu­ ciones, viáticos y contrataciones de plazas extraordinarias.

Redimensionamiento y optimización de instalaciones, capacidad de separación en baterías, almace­ namiento, bombeo, compresión y transporte en función de la producción esperada.

Incrementar la eficiencia en la operación de los sistemas artificiales de producción.

Reducción de costos en las interven­ ciones a pozos.

Desincorporación de activos fijos improductivos.

Racionalización en la adquisición de vehículos, combustibles, telecomuni­ caciones, energía eléctrica, entre otras.

SERVICIOS PERSONALES

Derivado de la instrucción emitida por la Dirección Corporativa de Administración y Finanzas de Petróleos Mexicanos, la Dirección de PEMEX Exploración y Producción, nos instruye para que se realicen las gestiones necesarias para reducir al mínimo indis­

pensable el tiempo extra medido y la cobertura de plazas vacantes de per­ sonal de confianza, con el propósito de alcanzar la meta de ahorro establecida en 2010 en el rubro de Servicios Per­ sonales.

En acato a la citada instrucción, la Región Norte realizó una serie de ac­ ciones que le permitieron, al cierre del ejercicio 2010, una reducción de 173 millones de pesos con respecto a lo ejercido en 2009 por este concepto.

ACTIVOS IMPRODUCTIVOS DESINCORPORADOS El programa anual de Disposición Final de Bienes Muebles No Útiles, es elabo­ rado con fundamento en la Ley General de Bienes Muebles a lo supuesto en el Artículo 130. Para llevar a cabo la integración de este programa, se solicitó de manera oficial a los Activos Integrales, se ejecute un Programa Estratégico de Activos Improductivos a Desincorporar, tomándose en consideración los bienes que sean ina­ decuados o resulte inconveniente su utilización en la Región Norte, debido a sus condiciones físicas, estado de conservación, diseño tecnológico, o cuando exista alguna circunstancia que ponga de manifiesto la no utilidad del bien o se exponga la integridad física del personal.

Para continuar con el proceso de desincorporación de bienes muebles, en programa previamente documentado por la Región Norte, se envía al Comité Central en Sede México para su

aprobación y posteriormente se envía a la Secretaría de la Función Pública.

2,030

2,002

PROGRAMA

REAL

1,483

1,620

PROGRAMA

REAL

RESULTADOS ECONÓMICO FINANCIEROS

En la desincorporación de bienes mue­ bles como son: equipos de transporte, mobiliario de oficina, tambores, herramientas, entre otros, en el programa anteriormente citado, se desincorpo­ raron 2,002 piezas de las 2,030 pro­ gramadas, lo que significó un cumplimien­ to del 98.6 por ciento.

Sin embargo, en lo que corresponde a material ferroso a desincorporar como es la chatarra, pedazos de herramientas, tubos, tanques, entre otros, la meta se rebasó en un 9 por ciento; de 1,483 toneladas programadas a desincorpo­ rarse, al final del ejercicio se desincor­ poraron 1,620 toneladas.

197

Tecnología e Innovación

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

200

Tecnología e Innovación

Una de las herramientas exploratorias que más desarrollo ha tenido es, sin duda, la tecnología sísmica de reflexión, un método geofísico que indirectamente crea imágenes del subsuelo, a semejan­ za de una tomografía cuando la imagen es tridimensional, o de una radiografía cuando la imagen es bidimensional. En ambos casos, los datos son adquiriendo desde superficie ya sea en el ambiente terrestre de llanuras, montañas o pan­ tanos; así como en zonas lagunares y marinas de aguas someras, medias y profundas. Además de ello, para cada escenario geológico del subsuelo existe una variante de esta tecnología que es factible de aplicar.

En el año 2010, la Región Norte aplicó dos tecnologías innovadoras de la sísmi­ ca. En uno de los casos su aplicación está enfocada a la detección directa de hidrocarburos utilizando el registro,

procesamiento e interpretación de la onda de cizalla u onda "S", la cual, con­ juntamente con la onda "P" se conoce como "Sísmica Multicomponente".

Por su parte, en el mar, desde el año pasado se está desarrollando el primer estudio sísmico marino con azimut am­ plio (Wide Azimuth) más conocido como WAZ. Esta tecnología sísmica nos per­ mite mejorar sustancialmente las imá­ genes de los objetivos geológicos, po­ tencialmente productores de hidrocarburos, que se encuentran por debajo de los grandes cuerpos salinos que existen en amplias regiones del Golfo de México.

SÍSMICA MULTICOMPONENTE

En la sísmica de reflexión se generan varios tipos de ondas elásticas, de las cuales históricamente la que más se ha utilizado es la onda "P" o "Primaria", por ser la que llega primero en su recorrido de la fuente al receptor, antes de ser reflejada en los diferentes contactos o discontinuidades litológicas que, debido a cambios de densidades entre ellos, provoca reflectividades sísmicas. Una de las caracteríticas de la onda "P" es que las partículas que conforman las diferentes litologías se mueven en la misma dirección de la propagación.

Sin embargo, en la sismología de reflexión también se genera la onda "S" o "Secundaria" por ser la onda que en

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

TECNOLOGÍA La Región Norte de Pemex Exploración y Producción se ha distinguido por apli­ car las tecnologías exploratorias de punta, ya que, dada su gran extensión territorial, tanta en su parte de tierra como de mar, presenta gran diversidad y complejidad geológica que hace im­ prescindible estar atento al desarrollo de las tecnologías, aplicándolas con criterio y sentido de oportunidad para ser óptimos en la relación costobeneficio.

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

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su viaje desde su fuente al receptor arriba siempre después que la onda "P" (viaja a una velocidad 1.73 menor que la onda "P"). Entre las características de la onda "S" tenemos el hecho de que las partículas litológicas se mueven al paso de esta siempre en dirección per­ pendicular al avance de la misma. Pre­ cisamente, en sentido ortogonal a como lo hace la onda "P". Otra característica importante de la onda "S" es que no se transmite en los medios líquidos o fluidos, y es precisamente esta característica la que nos permite utilizar esta información para identificar de manera directa "trampas" o reservorios con contenido de hidrocarburos. La siguiente imagen ilustra los diferentes movimien­ tos de las partículas litológicas, depen­ diendo del tipo de onda sísmica con las cuales son estimuladas.

Históricamente, la onda sísmica más utilizada en la industria petrolera ha sido la onda "P", sin embargo, reciente­ mente se ha desarrollado tecnología instrumental para registrar de manera confiable la onda "S", a la par que se han desarrollado algoritmos matemáti­ cos para el procesamiento e interpretación de la misma en modernos centros de procesamiento y estaciones de trabajo para su interpretación.

Cabe aclarar que un punto pendiente en la tecnología de la sísmica con onda "S" es la generación de la misma de manera artificial, por lo cual, se utiliza la onda "S" convertida, también conocida como onda "PS" u "Onda Convertida", la

cual se genera a partir de la onda "P".

Sin embargo, en un levantamiento sísmico tridimensional, mediante ondas convertidas se generan tres compo­ nentes o tres diferentes tipos de ondas, estas son: PS1 (onda convertida en dirección in-line) PS2 (onda convertida en dirección crossline) y la onda PP (registrada en dirección vertical).

Por lo anterior, operativamente, en la adquisición de datos sísmicos se regis­ tran simultáneamente los tres tipos de ondas sísmicas, y bajo este contexto, este tipo de tecnología también es conocida como "Sísmica Multicompo­ nente" .

Ventajas de la exploración con ondas sísmicas convertidas: Las ondas sísmicas convertidas no requieren de fuentes de energía es­ peciales. (se pueden obtener con explosivos o vibradores convenciona­ les de onda "P").

La atenuación de la onda "S" está presente sólo en la trayectoria de regreso a superficie.

Los problemas de estáticas en las capas superficiales se reducen a determinar la componente residual en las estaciones receptoras.

El tiempo de grabación, y en con­ secuencia de procesamiento, es más corto para las ondas "PS" que para las ondas "SS".

PERFORACIÓN PARA FUENTES DE ENERGÍA SÍSMICA CON EXPLOSIVOS

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Operativamente, el levantamiento sís­ mico multicomponente es muy seme­ jante al levantamiento convencional, los cambios principales se presentan en los equipos de registro (módulos electrónicos especiales en el sismógrafo, en los cables sísmicos y en los detec­ tores multicomponente). La siguientes figuras ilustran el proceso operativo de la adquisición de datos sísmicos y los arreglos típicos de levantamientos sís­ micos en campo mediante la tecnología multicomponente.

GEÓFONO O DETECTOR SÍSMICO MULTICOMPONENTE, DEBIDAMENTE PLANTADO Y ORIENTADO.

Por qué aplicar la tecnología de Sísmica Multicomponente: Con la interpretación de secciones sísmicas de onda "PS" se obtiene un mejoramiento de la información estructural y estratigráfica.

Se obtiene una mejor caracterización de la Geología: Vp/Vs para litología y anisotropía para fracturas.

INTRODUCCIÓN DE LOS EXPLOSIVOS EN LOS POZOS DE SÍSMICA.

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Las aplicaciones específicas incluyen: Imágenes debajo de nubes de gas que distorsionan y atenúan las ondas "PP".

Imágenes de yacimientos "invisibles" caracterizados por reflexiones "PP" de baja amplitud.

Validación de anomalías de amplitud.

Predicción de litología.

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Discriminación de fluidos.

Mapeo de fracturas.

En el Activo Integral Veracruz se concluyó durante el 2010, un levan­ tamiento tridimensional de sísmica mul­ ticomponente de 218 km2 en el Estudio Tesechoacán 3D3C, el cual está en su etapa de interpretación. Para el 2011, se iniciará los estudios sísmicos Loma Bonita 3D3C y Mata Verde 3D3C (parte sur).

Otra aplicación práctica en el Activo Integral Veracruz, es un estudio sísmico de prueba con tecnología 2D3C.

SECCIÓN SÍSMICA 2D DE LA ONDA "PP"

Secuencia de procesamiento e interpretación para el caso de la Localización Cauchy-1, en la cual se

pudo comprobar los beneficios de la aplicación de la tecnología de la sísmica multicomponente.

SÍSMICA MARINA DE AZIMUT AMPLIO (WAZ)

La tecnología WAZ se refiere a la adquisición sísmica marina con "stream­ ers" (cables de registro sísmico remol­ cados por barcos) pero con una configuración que permite registrar datos sísmicos con 24 cables y cuatro fuentes de energía. Esta tecnología se CONFIGURACIÓN DE ARREGLOS DE CABLES Y FUENTES SÍSMICAS PARA AZIMUT RESTRINGIDO.

basa en la perfecta sincronización de las unidades de registro y las unidades de fuentes de energía sísmica ("cañones de aire") para registrar datos con un azimut amplio, logrando un mayor mues­ treo espacial de los objetivos geológicos del subsuelo.

BARCO SÍSMICO EN OPERACIÓN CON AZIMUT RESTRINGIDO.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

LA MISMA SECCIÓN 2D ANTERIOR PERO DE LA ONDA "PS".

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

EMBARCACIONES DE SÍSMICA TRABAJANDO EN EL ESTUDIO CENTAURO 3D WAZ.

Esto es fundamental para lograr regis­ trar las trayectorias sísmicas de offsets muy largos, reflejadas de las disconti­ nuidades geológicas con ángulos mayores a 90º. Estoy es muy importante en áreas influenciadas por grandes extensiones, y espesores de irregulares cuerpos salinos, donde los objetivos geológico-petrolero se encuentra por debajo de los mismos. Por lo tanto, el registro de datos con esta tecnología

permite que en los centros de procesa­ miento de datos, y con los nuevos algo­ ritmos de atenuación de ruidos sísmicos y procesamiento con migración en pro­ fundidad, se puedan definir con mucha precisión las imágenes que se interpre­ tan con alto grado de confiabilidad, y en consecuencia, se disminuye el grado de incertidumbre en la propuesta de localizaciones con objetivos subsalinos.

CAÑONES DE AIRE (FUENTE DE ENERGÍA SÍSMICA)

Para el caso del Estudio Centauro 3D WAZ que actualmente se está realizan­ do en la Región Norte, en el proyecto Área Perdido, se tiene la siguiente configuración:

el procesamiento final de los datos con migración en profundidad.

CONTROLADOR DE PROFUNDIDAD DE LOS CABLES SÍSMICOS.

Una flota de 6 embarcaciones (4 trabajando en todo momento, una en reserva y otra como abastecedor).

4 Arreglos de fuentes de energía (2 en barcos fuente y 2 en barcos de registro).

124,416 hidrófonos.

32 GPS (Sistema Global de Posicio­ namiento) Actualmente se está desarrollando el Estudio Centauro 3D WAZ, en el Proyec­ to de Inversión Área Perdido, con una extensión de 19, 230 km2, el cual tiene un avance del 51 por ciento, teniendo programado finalizar el levantamiento sísmico para el mes de agosto del pre­ sente año.

A la fecha se tiene resultados preli minares en cuanto al procesamiento de los datos, los cuales muestran un avance muy alentador en cuanto a la calidad de la imagen bajo los cuerpos de sal, siendo factible obtener aún mejores productos cuando se termine

TECNOLOGÍAS APLICADAS ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

PEMEX Exploración y Producción continúa con los esfuerzos en el cono­ cimiento y aplicación de tecnología que pueda identificar soluciones integrales para el desarrollo del proyecto. En el estudio de los pozos operando y cerra­ dos, el Grupo de Productividad de Pozos ha estudiado y llevado a la práctica las siguientes pruebas tecnológicas: Bombeo mecánico con aplicación de compresores a boca de pozo Recompresión de gas para BN utili­ zando pozo pulmón Operación de pozos de BM con unidades de carrera larga

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

24 cables remolcados por dos barcos de registro (12 por cada barco), de 8,100 m de longitud.

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Operar tres motores con cavidad progresiva con un solo motogenera­ dor alimentado por gas natural Estranguladores de fondo

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Reacondicionamiento de pozos con equipos "Flushby"

BOMBEO MECÁNICO CON APLICACIÓN DE COMPRESORES A BOCA DE POZO

Incremento de la producción de aceite de 330 a 544 bd y el gas se incrementó de 207 a 310 mpcd Reducción del consumo de gas LP como fuente de energía para operar los motores

Bombeo mecánico operado por Tu­ bería Flexible

Aumento de la eficiencia de la bomba

Medidor de producción portátil bifási­ co ensamblado en el Activo.

Cambio en el balanceo de las unidades de bombeo mecánico.

A continuación se presentan algunos resultados y logros obtenidos con la aplicación de estas tecnologías:

MEDICIÓN TRIFÁSICA

COMPRESOR

RECOMPRESIÓN DE GAS PARA BN UTILIZANDO POZO PULMÓN

Incremento de producción de 97 bd solamente por la disponibilidad del gas a presión constante Profundización de la válvula operante

Disposición de volumen y presión a boca de pozo Estabilización de los pozos produc­ tores.

CASETA DEL OPERADOR MOTOBOMBA TIEBEN DE RENTA 4 EPM 100 CARRERA

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TRINEO DE BN

CERRADO

SPT-SONDA DE PRESIÓN Y DE TEMPERATURA

OPERAR TRES MOTORES CON CAVIDAD PROGRESIVA CON UN SOLO MOTOGENERADOR ALIMENTADO POR GAS NATURAL

Reducción de motogeneradores en uso Reducción de costos por mantenimiento y operación al tratarse de un solo equipo en lugar de tres.

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ESTRANGULADORES DE FONDO

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Los estranguladores fueron instalados en los pozos Presidente Alemán 1387 y Tajín 152 con los siguientes compor­ tamientos: En el pozo PAL-1387 se instaló a 2,225 metros con estrangulador de 10/64" el 7 de octubre de 2010. Se incrementó la producción de 245 bd a 572 bd. Actualmente tiene un gas­ to de 182 bd observándose una menor tasa de declinación que ha prolongado la vida útil como fluyente.

En el Pozo Tajín se instaló el estran­ gulador de fondo de 12/64" a 1,540 m el 10 de diciembre de 2010. Se observó incremento de la producción de 192 bd a 272 bd. Actualmente se mantiene con un gasto de 222 bd.

BOMBEO MECÁNICO OPERADO POR TUBERÍA FLEXIBLE

Incremento de producción Ahorro de energía al consumir gas natural

CABEZA INYECTORA

RAISER SPOOL

BOP DE UTF

CRUCETA DE PRODUCCIÓN PREVENTOR DOBLE ADAPTADOR

Operar dos pozos con un motor y bomba hidráulica.

CABEZAL TP 2 7/8

MEDIDOR DE PRODUCCIÓN PORTÁTIL BIFÁSICO

Operación autónoma, equipo móvil en­ samblado en el Activo, para ser remol­ cado por vehículo.

Prueba de tres unidades.

Tripulación con Personal de PEMEX.

Con la implantación de esta tecnología, se pretende iniciar una campaña intensa de medición de la producción a nivel de pozo, al pasar de 135 mediciones por mes que se hacían a principios del 2010 a 1,825 mediciones que se realizaron en el mes de abril de 2011. La meta es fabricar y tripular 30 equipos para realizar 1,440 medición por mes.

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Pozo de prueba Agua Fría 634.

TECNOLOGÍAS APLICADAS EN PERFORACIÓN ABRASIJET

Consiste en usar la herramienta Abrasi­ JET con la tubería flexible, bombeando fluido con arena y al pasar a través del jet se tiene una alta diferencial de presión, saliendo un "chorro" de fluido

con abrasivo que perfora la tubería de revestimiento y el cemento. Área de aplicación: Pozos Terrestres verticales y horizon­ tales.

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Alcances (principio de operación o solución/características): Solución eficiente y económica que per­ mite perforar y estimular múltiples intervalos en una sola operación, permi­ tiendo la recuperación temprana de hidrocarburos. Se posesiona la herramienta AbrasiJET en el intervalo de interés y a través de la tubería flexible se bombea un fluido con arena (abrasivo), generando una altapresión diferencial al salir del jet, perforando los tubulares y el cemento adyacente. Posteriormente se lleva a cabo el fracturamiento hidráu­ lico por el espacio anular, desplazando con un fluido de alta concentración de arena (20 ppa), quedando como tapón.

Se posesiona la herramienta en el siguiente intervalo y se repite procedimiento.

Recomendaciones: Utilizarlo en pozos con dos ó más inter­ valos de interés y que tengan una separación de más de 50 metros entre ellos.

FLUIDO DE FRACTURAMIENTO ACEITE CÍCLICO LIGERO (ACL)

Base del fluido fracturante en yacimien­ tos de aceite. Área de aplicación: Po z o s p r o d u c t o r e s

de

aceite.

Alcances (principio de operación o solución/características): El uso del aceite cíclico ligero (ACL) es compatible con los hidrocarburos del yacimiento, por lo que elimina el daño a la fractura. En el regreso de los fluidos fracturantes, después que se pasan por el desarenador, se conectan a la línea de producción.

Recomendaciones: Utilizarlo en todas las fracturas en pozos productores de aceite.

Limpiar el contrapozo, durante la perforación de la primera etapa del pozo. Área de aplicación: En pozos terrestres donde la tubería conductora no exceda los 300 metros donde se conozca que no hay forma­ ciones con presión anormal.

Alcances (principio de operación o solución/características): La técnica consiste en limpiar el con­ trapozo, durante la perforación de la primera etapa del pozo. Se instala y prueba la bomba sumergible antes de iniciar las operaciones de perforación.

La bomba se opera durante la perforación retornando el fluido a su­ perficie. Una vez perforada la primera etapa se cementa la TR superficial y posteriormente la bomba sumergible se lava y retira.

Recomendaciones: Utilizarlo en profundidades menores a 300 metros.

SISTEMA ARTIFICIAL DE CAVIDAD PROGRESIVA

Sistema artificial para la recuperación de hidrocarburos que presentan alta viscosidad, alta relación gas aceite o producción de arena. Área de aplicación: En los campos Tajín, Agua Fría y Copal.

Alcances (principio de operación o solución/características):

La presencia de arena en los pozos del Campo Tajín, su viscosidad y relación gas aceite fueron factores importantes para ser los candidatos idóneos para aplicar esta tecnología.

El pozo donde se aplicó este sistema artificial de producción fue el Tajín 24 El sistema artificial de cavidad progre­ siva funciona de la siguiente manera: Son bombas de desplazamiento positivo las cuales consisten de un rotor helicoi­ dal y un estator de elastómero sintético pegado internamente a un tubo de acero, se instala en el pozo conectado al fondo con la tubería de producción a la vez el rotor está conectado al final de la sarta de varillas de succión. La rotación de esta sarta de varillas se genera desde la superficie, por la acción de una fuente de energía externa que permite el movimiento giratorio del rotor dentro del estator fijo, lo cual desplaza el fluido verticalmente hasta la superficie.

Recomendaciones: Utilizarlo en pozos donde se tengan problemas por viscosidades altas, aportación de gas alta y arena.

FRACTURAMIENTO CON ESPUMA

Proceso para realizar fracturamientos hidráulicos en pozos de baja presión con el objeto de facilitar su limpieza y disminuir el daño al yacimiento. Área de aplicación: En los campos donde se tiene arenas productoras con baja presión de yacimiento.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

SIFONEO CON BOMBA SUMERGIBLE

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Alcances (principio de operación o solución/características): En los fracturamientos realizados con un 75 por ciento en la calidad de la espuma se alcanzan concentraciones de 16 lb/gal en la superficie pero en el fondo se inyectan al yacimiento 4 lb/gal, inyectando un promedio de 1,500 sacos de arena.

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Es muy importante conocer la permeabilidad de la formación para definir el tipo de fracturamiento a realizar si espumado ó energizado.

De las operaciones realizadas en los campos de Coyotes, Soledad Norte, Aragón en la parte Norte de Chiconte­ pec, se han obtenido muy buenos re­ sultados en cuanto a la limpieza y producción de los pozos fracturados con esta técnica.

Recomendaciones: Utilizarlo en pozos donde se tiene baja presión de fondo.

FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS CON DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)

Aplicar el CO2 como fluido fracturante para minimizar el daño al empaque de la fractura creada y promover una rápida limpieza del pozo con el fin de maximizar la productividad de los pozos. Área de aplicación: Esta técnica se aplica a pozos produc­ tores de gas, y para pozos productores de aceite, efectuar pruebas de com­ patibilidad de fluidos.

Alcances (principio de operación o solución/características): El CO 2 es reconocido como un gas diferente a los otros gases. Un aspecto muy interesante es el comportamiento del CO 2 durante cada etapa de los fracturamientos al mantenerlo almacena­ do y en la inyección se comporta como un líquido. En la etapa final al depresionar la presión y la temperatura, se compor­ ta como un gas. Este comportamiento es lo que favorece su aplicación en los fracturamientos bajo las condiciones de fractura más comunes que pueden ser halladas en el campo. La zona más allá del Punto Crítico se llama "Super crítica" y es allí donde evoluciona la fractura hidráulica con CO2. Esta zona se caracteriza por ser relativamente caliente con respecto al punto de entre­ ga del CO2 y de alta presión. Cuando el CO2 entra en estado supercrítico, mues­ tra propiedades físicas únicas ya que posee las características solventes de un líquido y la difusividad de un gas.

y, teniendo los datos de profundidad y desviación, la convierte en densidad equivalente de circulación, (ECD) por sus iniciales en inglés. Esta información se transmite a superficie por medio de impulsos de presión que genera otra herramienta, el MWD. El dato de desviación los toma el Medidor Mientras se perfora (MWD) por sus iniciales en inglés.

Recomendaciones: El CO2 puede utilizarse en cualquier tipo de campo, sin embargo es re­ comendable utilizarlo en pozos de baja presión y baja permeabilidad.

Recomendaciones: Utilizarlo en la campos donde sea nece­ sario reducir el riesgo de pérdidas.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Una mezcla homogénea de CO2 con el fluido base de fractura en este estado, se comportará como una emulsión aunque comúnmente se la conozca como una espuma. Obviamente como toda emulsión, la viscosidad de la misma es mayor que la viscosidad de cada uno de sus componentes individuales y esta propiedad le permite desarrollar la geometría de la fractura.

MONITOREO DE PRESIÓN EN TIEMPO REAL.

BIOTECNOLOGÍA

Herramienta de medición de la presión de fondo durante la perforación en tiem­ po real. Área de aplicación: En los campos donde se tiene margen operativo entre la presión de poro y el gradiente de fractura.

La técnica consiste en degradar los componentes orgánicos transformando las cadenas pesadas en cadenas livianas, por la acción de los metabolitos o bioproductos (craqueo bioquímico), generados de la digestión de los micro­ organismos al consumir los nutrientes y el componente orgánico.

Alcances (principio de operación o solución/características): La herramienta mide la presión de fondo

Área de aplicación: Pozos terrestres verticales y horizon­ tales productores de aceite.

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Alcances (principio de operación o solución/características):

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Realizar estimulaciones con Biotec­ nología en los pozos del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), a fin de optimizar la recuperación de la producción remanente al reducir las caídas de presión por el daño en el área de la fractura causada por la el gel de los polímeros utilizados en el fracturamiento hidráulico.

Adicionalmente, se pretende disminuir la declinación de producción al inhibir la depositación de componentes orgánicos en el fondo, lo que se traduce en un incremento de producción de los mismos.

Recomendaciones: Se puede aplicar en otros campos se­ leccionando los pozos que tengan poten­ cial pero que estén dañados por el polímero de las fracturas.

HERRAMIENTA DE COLOCACIÓN DE TAPONES DE CEMENTO "PARA BOW"

Colocar tapones de cemento por circulación, con exactitud, en agujeros entubados y abiertos. Área de aplicación: Esta herramienta se puede aplicar en las operaciones que requieran tapones de cemento por circulación, tanto en pozos verticales como inclinados e in­ cluyendo los horizontales.

Alcances (principio de operación o solución/características): La herramienta de cementación Para Bow puede ser usada en agujero abierto y entubado, desde 6" hasta 20". Utiliza membranas con forma de sombrilla que conforman las irregularidades del aguje­ ro descubierto y detienen el movimiento de lechadas pesadas a través de fluidos ligeros.

Recomendaciones: Utilizarlo en las operaciones para colocar tapones por circulación, con la finalidad de abatir tiempos y costos de operación.

La función de la herramienta MDT (Modular Formation Dynamics Tester) es para conocer la saturación y presión de fluidos en las zonas de interés e identificar el tipo de fluido contenido.

También conocemos las propiedades de la roca que se prueba. Área de aplicación: Actualmente se toma en la última etapa, antes de introducir la última T.R. de los pozos exploratorios o pozos de desarrollo estratégicos de la Región Norte.

Principio de operación: Se ancla y con una probeta penetra la zona de interés creando un túnel de comunicación de la formación a la herramienta. Genera una presión diferen­ cial y si la formación tiene fluidos, éstos fluirán al interior de la herramienta. Los fluidos los analizará y determinará si son hidrocarburos y otro tipo. Además hace una pequeña prueba de incremento (Build Up). Prueba varios intervalos, recuperando muestras en cada uno de ellos.

Recomendaciones: Usarlo en todos los pozos exploratorios y en los pozos cuya definición sea crucial.

SISTEMA BAJO BALANCE

Evitar el daño a la formación perforando con densidad de lodo de perforación a favor de la formación.

Área de aplicación: En los campos donde se esperan cam­ bios grandes de presión de yacimiento en poca diferencia de profundidad con el gradiente de fractura muy cercano como los campos Papan, Mecayucan y Perdiz.

Alcances (principio de operación o solución/características): El control de fluidos producidos así como mantener una presión para man­ tener controlado el pozo hacen indis­ pensable un sistema cerrado. Esto se logra mediante el uso de la cabeza rotatoria. La cabeza rotatoria sirve de sello en la boca del pozo controlando el flujo de los fluidos hacia el desgasificador.

La separación de fluidos de formación del fluido de perforación es indispensable de este sistema.

Recomendaciones: Utilizarlo en pozos donde se prevea la presencia de ventana operativa estrecha entre presión de poro y gradiente de fractura.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

HERRAMIENTA MODULAR FORMATION DYNAMICS TESTER (MDT)

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DISPAROS DE PRODUCCIÓN CON EL SISTEMA PURE

Efectuar disparos que generan un alto nivel de bajo balance dinámico, que elimine o minimicé el daño por las cargas en la formación.

abatir tiempos y costos de los equipos, así como en pozos críticos en donde la rentabilidad del proyecto sea significa­ tiva.

SISTEMA SLICKBORE

Área de aplicación: Esta técnica de disparo se puede aplicar en todas las terminaciones tanto en pozos verticales como inclinados e in­ cluyendo los horizontales y puede ser bajada con cable o línea de acero o tubería flexible o con tubería de producción.

El sistema Slick Bore es un sistema integrado de perforación el cual va dirigido a solucionar problemas de calidad de agujero. Área de aplicación: Áreas de Diseño y Operación:

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Activo Integral Burgos Alcances (principio de operación o solución/características): Las pistolas TCP con bajo balance dinámi­ co PURE, es una técnica que utiliza un innovador proceso en el sistema de disparo y en el diseño de las termina­ ciones para controlar la dinámica en el fondo del pozo y de esta manera mejorar significativamente la productividad o inyectavidad del pozo. Los disparos se efectúan en menos de un segundo por medio de cargas modeladas que utilizan un efecto de cavidad explosiva basada en la tecnología de las armas militares con un recubrimiento de partículas metálicas prensadas para aumentar la penetración. Las cargas consisten en un explosivo de alta sensitividad y pureza (primer), un casco y un liner cónico y altamente explosivo conectado a una mecha de disparo.

Recomendaciones: Utilizarlo en terminaciones de pozos marinos o profundos con la finalidad de

Activo Integral Poza Rica-Altamira, Área Poza Rica Activo Integral Veracruz El sistema Slick Bore fue empleado con buenos resultados en pozos del Activo Integral Veracruz, pozo Grambil1.

Alcances (principio de operación o solución/características): El sistema Slick Bore usa la tecnología inclinación dirigida hacia la barrena y se combina con Security DBS FullDrift , barrenas de calibre extendido de dia­ mantes compactos policristalinos (PDC), tecnología MWD y PWD, monitoreo en tiempo real del pozo mediante la comunicación de dos vías desde super­ ficie, de esta manera, crean el más rápido, más exacto y preciso sistema de perforación rotario navegable dis­ ponible. El sistema de perforación aco­ plado incluye:

Recomendaciones: Realizar un análisis previo a su empleo en los pozos que realmente se requiera y en donde históricamente se han pre­ sentado problemas relacionados con la construcción del pozo.

TÉCNICA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO HIWAY

La técnica HiWAY usada en un fractu­ ramiento hidráulico, cambia principal­ mente la conductividad de la fractura.

La producción de fluidos no se da a través de la permeabilidad de la arena que se crean. La conductividad se ex­ tiende desde la area del pozo, hasta la punta (tip) de la fractura, permitiendo un mejor retorno de los fluidos fractu­ rantes e incrementando la producción de hidrocarburos. Área de aplicación: Esta técnica se aplica a formaciones consolidadas productoras de gas ó aceite con temperatura entre 100 a 250 °F

Motor PDM modificado: Distancia de barrena a codo más corta da mejor navegabilidad con menos ángulo de curvatura en el motor.

Barrenas

de

calibre

(38 °C a 121 °C).

Alcances (principio de operación o solución/características): La técnica consiste en bombear por tiempos la concentración de arena creando en la fractura hidráulica aglo­

largo:

meraciones de arena separadas una de

Introducción de estructura de corte

otra por el espacio en que no se bombea

menos agresiva, mejor control de

arena lo que ocasiona que se formen

tool face.

canales de alta conductividad.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

de fractura sino por los canales de flujo

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TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Recomendaciones: Aplicación en los pozos del Paleocanal de Chicontepec ó en formaciones con baja permeabilidad.

TUBERÍA RANURADA

Mantener la exposición total de la formación productora al pozo. Área de aplicación: Para los campos que producen en car­ bonatos fracturados. En este caso se utilizó en el pozo 409 del campo Meca­ yucan en el Activo Integral Veracruz.

Recomendaciones: Utilizarlo en formación con alta resis­ tencia a la compresión como son los carbonatos de Mecayucan y Matapion­ che del Activo Integral Veracruz.

VÁLVULA DE AISLAMIENTO DE FONDO (DDV)

Aplicar la tecnología de "Válvula de Ais­ lamiento de Presión de Fondo (Downhole Deployment Valve, DDV)" para evitar el control del pozo previo a efectuar viajes a superficie logrando con esto: optimizar los tiempos de viajes eliminando el tiem­ po por densificado del fluido de perforación, reducción del daño a la formación productora por el sobre ba­ lance de fluidos pesados y garantizar la seguridad del personal y equipo ais­ lando la presión y flujo del pozo por medio de la DDV. Área de aplicación: Esta tecnología es aplicable en pozos verticales, direccionales y horizontales, y en conjunto, con la técnica de Perforación Bajo Balance para pozos con pérdida, brotes, ventana operacional estrecha, de alta, media o baja presión.

Alcances (principio de operación o solución/características): Es una válvula de fondo tipo charnela (flapper) actuada hidráulicamente a través de una línea de ¼" con una con­ sola ubicada en la superficie. Esta char­ nela está libre y cerrará con la diferencial que se tenga por debajo de ella. La válvula va instalada en la tubería de revestimiento y se corre junto con ella.

La línea de control de ¼" va flejada a la TR hasta superficie donde se conecta a la consola hidráulica. Puede ser de instalación permanente (cementada) o recuperable (con Tie Back).

Se encuentra actualmente en uso por primera vez en el Activo Integral Vera­ cruz como aplicación tecnológica en el pozo Perdiz 23 operando correctamente.

Recomendaciones: Aplicación en campos como: Perdiz, Camaronero y Playuela pero en las eta­ pas donde no se espere flujo de agua.

FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS CON VAPORFRAC

Aplicar la Técnica de VaporFrac para optimizar la terminación de los pozos del proyecto Aceite Terciario del Golfo utilizando un fluido fracturante energi­ zante limpio y libre de polímero que elimine el daño al empaque de la fractura creada y promover una inmediata limpie­ za del pozo con el fin de maximizar la productividad de los pozos. Área de aplicación: Esta técnica se aplica a pozos produc­ tores de aceite y gas.

Alcances (principio de operación o solución/características): La técnica de VaporFrac es la solución para estimular con éxito zonas produc­ toras de baja presión, depletadas y sensibles al agua de una manera segura, eficiente y rentable, bombeando una lechada de arena ultraligera de baja densidad directo a un chorro de

Nitrógeno generando una espuma de calidad del 94 al 96 por ciento y un fluido libre de polímero del 6 al 4 por ciento. La técnica utiliza un apuntalante de ultrabaja densidad de 1.08 gr/cc lo cual reduce sustancialmente en un 94 por ciento el volumen de apuntalante en comparación con las operaciones convencionales. Utiliza la Teoría de Mo­ nocapa ya que se obtiene una conducti­ vidad retenida mayor al utilizar fluidos limpios y libres de polímero. Se aplicó exitosamente en los pozos Coapechaca 34 y 71 con los resultados siguientes: Coapechaca 34.-Fluyó una semana sin aparejo de producción por Tubería de Revestimiento (TR) de 5 ½", quedando al cierre por 3 mm, 130 psi, 12 bd aceite al 100 por ciento.

Coapechaca 71.- Fluyó una semana sin aparejo de producción por TR de 7", quedando al cierre por 5 mm, 116 psi, 19 bd aceite al 100 por ciento.

Ambos fluyeron sin sistema artificial,de manera natural con la fractura por una semana. Se cerraron ambos pozos para introducir el sistema artificial, así mismo, el costo de los fraturamientos con la Técnica VaporFrac son los más económicos.

Recomendaciones: Aplicación en pozos someros del proyec­ to Aceite Terciario del Golfo.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

En caso de ser recuperable puede ser instalada en otros pozos previo mantenimiento.

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VARILLA CONTINUA

Transmitir energía desde el equipo de superficie hacia la bomba de subsuelo en el bombeo mecánico. Éste consiste en un procedimiento de succión y trans­ ferencia continua del petróleo hasta la superficie. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) transporta el flujo hacia la superficie.

222

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Área de aplicación: En pozos donde se tenga ó se planee utilizar el sistema artificial de bombeo mecánico con sarta de varillas ó el bombeo con cavidades progresivas.

Alcances (principio de operación o solución/características): El bombeo mecánico es un procedimien­ to de succión y transferencia casi con­ tinua del petróleo hasta la superficie.

Este método consiste fundamental­ mente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante abastecida con energía suministrada a través de una sarta de varillas. El diseño uniforme de la varilla continua elimina el desgaste en las uniones ya que es una sola varilla, reduce la severidad de desgaste en el tubing y minimiza las intervenciones por desgaste o erosión.

Recomendaciones: Emplearlo en pozos donde se tenga bombeo mecánico con sarta de varillas ó cavidades progresivas con desgaste prematuro.

SISTEMA MEJORADOR DEL PATRÓN DE FLUJO TIPO VEN­ TURI

El sistema mejorador de patrón de flujo en pozos tipo Venturi es aplicado para reducir la carga de líquido en pozos productores de gas y mejorar la vida productiva de los pozos.

Alcances (principio de operación o solución/características): En el Activo Integral Burgos, se selec­ cionaron pozos con problemas de carga de líquido durante, se actualizó la información mediante la toma de RPFF, ecómetros y mediciones trifásicas de los pozos. Se realizó la simulación numéri­ ca en pozos con mejorador de patrón de flujo. Se diseñó y construyó las herramientas para tuberías de 2 7/8", 3 ½" y 4 ½". Durante 2010, se insta­ laron 85 sistemas en pozos con diferentes características con excelentes resultados.

En este sentido se definieron claramente los objetivos de los Laboratorios de Campo, los cuales se mencionan a continuación: Mejorar el conocimiento del subsuelo.

Incrementar la productividad de los pozos.

Disminuir la tasa de declinación de los pozos.

Reducir los costos de desarrollo y de producción.

Aumentar la vida productiva de los pozos.

Aumentar el factor de recuperación.

Mejorar la identificación de los intervalos productores.

Por otro lado de igual manera se definieron los alcances de los mismos, en los cuales los aliados tecnológicos realizarían trabajos concernientes en: El análisis y diagnóstico de la información.

El diseño de la estrategia de explotación incluyendo la propuesta de mantenimiento de presión, recuperación secundaria, o recuperación mejorada.

La definición de localizaciones El diseño mecánico de pozos El diseño y selección de terminación de pozos El diseño y selección de fracturamiento El diseño y selección de sistema artificial El diseño y selección de recolección y proceso de hidrocarburos La definición del sistema de recuperación adicional de hidrocarburos La ejecución de la estrategia de explotación.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

LABORATORIOS DE CAMPO Por su complejidad geológica y productiva, el desarrollo de las reservas de Chicontepec requiere de las tecnologías más apropiadas para incrementar la producción de los pozos y el factor de recuperación, bajo un esquema de optimización de costos. A través del concepto de Mapa Tecnológico, PEP ha desarrollado mecanismos para la identificación y prueba de tecnologías aplicables. Sin embargo, se consideró necesario intensificar el esfuerzo y acelerar la curva de aprendizaje. Es por ello que se decidió la implantación del concepto de Laboratorios de Campo, para que empresas -tanto de servicios como operadoras- puedan probar en un contexto de operación integral las tecnologías ad-hoc a la problemática de Chicontepec.

223

El programa de toma de información para el monitoreo de la explotación y mejorar el conocimiento del subsuelo.

La optimización de la operación y mantenimiento de pozos nuevos y existentes.

224

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

La implementación de iniciativas para reducción de costos de desarrollo y de producción.

GENERALIDADES Los Laboratorios de Campo del AIATG están concentrados en áreas bien definidas que corresponden a no más de 4% de los 3,789 km2 que tiene el

proyecto.

A partir del mes de febrero de 2010 se celebraron 5 contratos cuyo monto total asciende a alrededor de 561 millones de dólares para el desarrollo de los Laboratorios de Campo. PEMEX Exploración y Producción empleó el esquema de asignación directa para estos contratos bajo el amparo de las normas, leyes y reglamentos vigentes (Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas).

Para ello, se consideró el perfil de diferentes compañías en base a experiencia, capacidad financiera, liderazgo en implementación de tecnología, entre otros:

UBICACIÓN DE LOS LABORATORIOS DE CAMPO, ATG

Schlumberger (Laboratorio de Campo

Experiencia en el área.

Agua Fría): Experiencia en el área (115 perfora­ ciones, 47 terminaciones y 75 siste­ mas artificiales de producción).

Capacidad operativa y de ejecución del área.

Expertise en caracterización de yacimientos que por las particularidades del polígono de Remolino, son necesarios.

Líderes en tecnología en fracturamien­ tos ácidos que requiere el área.

Actualmente realiza una prueba

Experiencia en geociencias (participa con personal de PEP en la elaboración del modelo estático, petrofísico e interpretación sísmica).

Asesoría especializada a PEP en el diseño e innovación de esquemas de terminación de pozos.

Tecpetrol (Laboratorio de Campo Coyotes):

Weatherford (Laboratorio de Campo Presidente Alemán):

Operador de campos con caracterís­ ticas similares a Chicontepec.

Experiencia en el área (94 perfora­ ciones, 8 terminaciones y 15 siste­ mas artificiales de los 320 instalados en el Paleocanal por la contratista).

Capacidad operativa y ejecución en

La complementación de esfuerzos con esta contratista es de interés para PEP dadas las características de la zona norte del Paleocanal.

el área.

Capacidad técnica (Demostrada en Experiencia en fracturamientos apun­

Burgos, bloque Misión al pasar de

talados y ácidos que requiere el área.

una producción inicial de 30 MMpcd

Asesoría especializada a PEP en diseño e implementación de sistemas artificiales.

a 150 MMpcd).

Baker Hughes (Laboratorio de Campo Corralillo):

Halliburton (Laboratorio de Campo Re­ molino):

a . Te c n o l o g í a d e p u n t a e n l a implementación de herramientas

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

tecnológica de "inyección de agua".

225

especializadas.

existente. Por otro lado, las compañías aliadas dedicaron gran parte de sus

b.Líder en una parte del proceso

esfuerzos a la componente de estudios

(Fracturamientos múltiples y pozos

que tiene por objetivo entender factores

no convencionales). c.Capacidad de innovación tecnológica en la optimización de la geometría de los pozos acorde a las necesidades del área.

Las principales actividades desarrolladas en el 2010 dentro de los Laboratorios de Campo fueron aquellas relacionadas con la implementación de prácticas TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

estáticos y dinámicos, producción, diseños de perforación de pozos e in­ fraestructura y mediciones; y con base en ello, proponer un Plan de Desarrollo; asimismo hacia el final de año 2010 se

AVANCES Y RESULTADOS 2010

226

que gobiernan el subsuelo, los modelos

vislumbran los primeros planteamientos de diseños No Convencionales en pozos y terminación multifractura.

En un contexto general, podemos men­

operativas diferentes (p. ejem. turnos

cionar que el año 2010 se contempló

en la operación, esquemas de

la implantación de tres etapas funda­

organización, bases operativas en sitio,

mentales tal como se muestra en la

etc.), optimización de la infraestructura

siguiente figura.

PRINCIPALES FASE DE LOS LABORATORIOS DE CAMPO 2010, ATG

FASES

PRINCIPALES ACCIONES

Por otro lado, durante el 2010 se propusieron diversas soluciones tecnológicas por cada uno de los Laboratorios de Campo, gran parte de

ellas se encuentran en proceso de análisis y ejecución y las que han sido probadas están en proceso final de documentación.

PROPUESTA DE SOLUCIONES A LOS LABORATORIOS DE CAMPO INICIATIVAS POR FAMILIAS

1 15 2 9

1

5

3

10

GEOCIENCIAS PERFORACIÓN TERMINACIÓN (19) (11) (15)

10

9

O&M (26)

INFRAESTRUCTURA (13)

1

7

INICIATIVAS POR ESTADO 1

3 10

9 11

4

9

12

13

4 LC AGUA FRÍA LC CORRALILLO LC COYOTES

LC P ALEMÁN LC REMOLINO

ANÁLISIS EJECUCIÓN PROBADAS ENTRADAS AL ACTIVO MASIFICABLES

SIGUIENTES PASOS

Es un hecho que la implementación de soluciones tecnológicas y/o complementación de esfuerzos (e.i. Laboratorios de Campo) es necesaria para incrementar la productividad de los pozos dada la baja presión y la baja permeabilidad del yacimiento.

El desarrollo de Chicontepec representa retos que pueden superarse, como ha sido demostrado en otros campos como en Estados Unidos y Rusia, es por ello que es necesario el desarrollo y la implementación de soluciones tecnológicas que permitan incrementar la productividad de los pozos dada la baja presión y la baja permeabilidad, característica principal de este tipo de yacimiento.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

7

12

TOTAL INICIATIVAS: 84

227

Por otro lado, en el año 2011 se espera capitalizar el tiempo invertido en estu­ dios durante el año pasado, con la implementación del plan de desarrollo soportado en tecnologías y diseños no convencionales, tal como se puede apre­

ciar de manera ilustrativa en la siguiente figura.

Siendo hasta el año 2012 en donde se concreten las primeras masificaciones hacia la parte tradicional del campo.

228

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

EXPECTATIVAS DE LOS LABORATORIOS DE CAMPO 2011

SECTORIZACIÓN DEL PROYECTO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

Con el objetivo de atender las recomendaciones del Comité de Estrategia de Inversiones (CEI) y del Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño (CAED) del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos, respecto a maximizar el rendimiento de las inversiones realizadas en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo y manteniendo la estrategia del Proyecto de avanzar

en el entendimiento del subsuelo, materializando el aprendizaje, así como la ide nt ific a c ió n de so luc io ne s tecnológicas integrales que permitan incrementar el volumen de reservas a recuperar -Factor de Recuperación-, se ha divido el área del Paleocanal de Chicontepec en "sectores" que permitan el desarrollo del potencial existente de sus yacimientos, operación de pozos e infraestructura a mínimo costo en una estrategia de largo plazo.

La propuesta de sectorización está basada en tres elementos centrales, el nivel de conocimiento del subsuelo, la actividad realizada y tecnología requerida. A continuación se mencionan los criterios específicos seleccionados para definir los sectores.

Avance en el modelo de caracterización estática

tres (3) grupos de sectores de acuerdo a sus características: SECTORES DE DESARROLLO DE CAMPOS Y OPTIMIZACIÓN

Lo s s e c t o r e s d e d e s a r r o l l o y optimización, se caracterizan por ser áreas que por sus particularidades pueden ser desarrolladas al corto y mediano plazo.

SECTORES DE CARACTERIZACIÓN Y DESARROLLO TECNOLÓGICO

Calidad de la roca

Áreas que requieren un mayor nivel de estudio y aplicación de tecnologías que permitan su desarrollo de una forma rentable. Se considera que pueden ser desarrolladas en el mediano plazo.

Estudios sísmicos

SECTORES DE CARACTERIZACIÓN INICIAL

Reservas de hidrocarburos Número de pozos perforados

Volumen de producción acumulada Heterogeneidad del yacimiento Grado de incertidumbre Infraestructura existente de producción Calidad del aceite Productividad por pozo Volumen original de hidrocarburos Factor de recuperación actual Con estas variables se identificaron dentro del Paleocanal de Chicontepec,

Áreas que por sus características, resultados e información disponible requieren una maduración y realización de estudios de geociencias, aplicación de nuevas tecnologías y se proponen sean desarrolladas en el mediano-largo plazo.

En base a estos criterios de agrupamiento, se definieron 8 sectores y que son los que se listan a continuación: GRUPO 1: SECTORES DESARROLLO DE CAMPOS Y OPTIMIZACIÓN

Soledad-Coyotes ...sector 2 Agua Fría-Coapechaca.. ..sector 6 Tajín-Corralillo sector 7

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

CRITERIOS EMPLEADOS

229

Presidente Alemán-Furbero sector8 GRUPO 2: SECTORES DE CARACTERIZACIÓN Y DESARROLLO TECNOLÓGICO

Sitio-Tenexcuila . .....sector 1 Amatitlán-Agua Nacida....sector 3 Coyol-Humapa sector 4 GRUPO 3: SECTOR DE CARACTERIZACIÓN INICIAL

Miquetla-Miahuapan sector 5

El nuevo arreglo de sectores tiene como objetivo principal la maximización de los beneficios de las inversiones realizadas al permitir enfocar los esfuerzos de desarrollo en las áreas de menor incertidumbre que se han identificado y aprovechar la infraestructura de producción existente. En la siguiente figura se presenta el nivel de conocimiento que se tiene desde el punto de vista de geociencias de cada uno de los sectores propuestos.

230

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

NIVEL DE ENTENDIMIENTO DE LOS SECTORES

SECTORES DEL PROYECTO ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

De esta forma en el año 2010, considerando la información anterior se delimitó dentro del Paleocanal de

Chicontepec la nueva distribución de los sectores. En la siguiente figura se muestra de manera ilustrativa la sectorización del proyecto.

En la siguiente tabla se presentan las principales características y los campos

que pertenecen a cada uno de los sectores del proyecto.

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS SECTORES DEL PROYECTO ATG

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

RECONFIGURACIÓN DEL PROYECTO ATG

231

Considerando la información anterior se documentó un perfil multianual de producción de aceite considerando cada uno de los sectores del Proyecto Aceite Terciario del Golfo.

Finalmente comentar que durante el año 2010 se inició la documentación del replanteamiento del Proyecto Aceite

Terciario del Golfo por sectores, acordado entre la Comisión Nacional de Hidrocarburos y PEMEX Exploración y Producción. Al cierre del año 2010 se entregaron a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, 3 sectores documentados (el 6, el 8 y el 4), de los ocho que consta el proyecto Aceite Terciario del Golfo.

232

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

PERFIL MULTIANUAL DE PRODUCCIÓN DE ACEITE POR SECTOR

SHALE GAS Uno de los aspectos que vino a trans­ formar el comportamiento del mercado de gas en Norteamérica, ha sido sin lugar a dudas, el desarrollo de los plays productores denominados Shale Gas lutitas gasíferas-. De acuerdo con datos de las agencias internacionales de en­ ergía, el mercado de Norteamérica incorporó en los últimos años, un volu­ men tal de recursos de gas que si establecemos el comparativo entre los recursos disponibles y la demanda de gas estimada, nos daría alrededor de 96 años de abastecimiento; hecho que sin lugar a dudas, ha venido a impactar

en la disminución de los precios del gas en los últimos dos años.

ESTIMADO DE RECURSOS DE GAS DE ESTADOS UNIDOS Mpc

Es importante mencionar que las lutitas gasíferas se clasifican como yacimientos de hidrocarburos no convencionales debido a que la roca generadora funciona también como roca almacén. Se requiere de tratamientos a gran escala tales como fracturamiento hidráulico masivo para hacerla producir a ritmos comer­

ciales. Los yacimientos de lutitas gasíferas se localizan en cuencas sedi­ mentarias donde existen rocas con alto contenido de materia orgánica en condi­ ciones de presión y temperatura altas de tal manera que transforman la ma­ teria orgánica en aceite o gas.

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

PRINCIPALES FORMACIONES PRODUCTORAS DE GAS SHALE EN NORTEAMÉRICA

PRIMEROS PASOS

La Región Norte consciente del compro­ miso de incrementar las reservas y aumentar la productividad de los pozos, inició a finales del año 2010, la prueba tecnológica orientada a evaluar y explo­ tar la formación Eagle Ford en México bajo este concepto de Gas Shale. Así, a principios del 2011, PEMEX Exploración y Producción a través del Activo Integral Burgos, obtuvo la prime-

ra producción de Gas Shale con el pozo Emergente 1 ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila, al noreste del país.

Actualmente, dicho pozo se encuentra en terminación y alineado a producción a través del sitio de recolección Hidalgo 1, con una extracción de 2.9 MMpcd.

Con este hecho, PEP lleva a cabo la primera etapa de evaluación del potencial de lutitas gasíferas (Gas Shale), enfo­ cando la estrategia inicial al área de

233

Sabinas-Burro Picachos, por su grado de conocimiento e información disponible.

La prueba tecnológica desarrollada por PEMEX Exploración y Producción resultó exitosa, por lo que se aplicará en otros

yacimientos del área a fin de evaluar el potencial existente. Similar a la explotación de Gas Shale en el Sur de Texas, el cual maneja una producción actual de 300 MMpcd, así como 40 mil barriles de crudo aproximadamente.

234

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

ARREGLO MECÁNICO DEL POZO EMERGENTE-1, PRUEBA TECNOLÓGICA GAS SHALE

Los resultados obtenidos han sido por demás alentadores al confirmar el po­ tencial de Gas Shale en México, y al mismo tiempo, corroborar el potencial

productor, ya que en esta misma área, históricamente se habían obtenido pro­ ductividades menores a los 0.5 MMpcd del gas.

RESULTADOS DE LA PRUEBA TECNOLÓGICA, GAS SHALE EN BURGOS SE COMPROBÓ LA EXTENSIÓN DEL GAS SHALE EN LA FORMACIÓN EAGLE FORD AL NORESTE DE MÉXICO. EN EL CUAL LAS PRODUCTIVIDADES HISTÓRICAS DE LOS POZOS ERAN MENORES A 0.4 MMPCD. SE APROVECHÓ LA PRODUCCIÓN DE MANERA INMEDIATA - CRUCE INTERNACIONAL. CON EL RESULTADO SE ESTA EVALUANDO EL POTENCIAL MEDIANTE LA IDENTIFICACIÓN DE LOCALIZACIONES ADICIONALES

EMERGENTE-1

HIDALGO-501

PRÓXIMOS PASOS

PEMEX Exploración y Producción tiene considerado perforar diversos pozos de evaluación en áreas susceptibles de contener tanto crudo como gas y con­ densado, al mismo tiempo, se llevará a cabo un programa de reparaciones mayores a pozos existentes en la formación Eagle Ford y se analizarán otras áreas potenciales como las formaciones La Peña y Glenrose en el área de Piedras Negras, Coahuila, lo anterior con el fin de corroborar el potencial existente.

Los estudios actualmente realizados, indican que podrían existir condiciones favorables en cinco provincias geológicas: Sabinas-Burro Picachos, donde se

dos en el país y el pozo más cercado en el lado americano, el cual fue considerado como de referencia para los estudios.

GALVAN RANCH-6

perforó el pozo Emergente 1; Chihuahua, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, en donde los estudios exploratorios han identificado lutitas gasíferas potenciales.

En función de los resultados, estas actividades permitirán contar con los elementos necesarios para efectuar la planeación de la infraestructura para la explotación masiva.

En este sentido, los próximos pasos en el cual el Activo Integral Burgos orien­ tará sus esfuerzos son: Con los resultados del pozo Emergen­ te-1, actualmente se tienen genera­ das tres localizaciones enfocadas a la franja de gas húmedo y de aceite:

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

A continuación se muestra una sección de correlación entre México y Estados Unidos, en donde se observa la con­ tinuidad de la formación productora Eagle Ford entre los dos pozos perfora­

235

Navajo 1 (aceite), Nómada 1 (conden­ sado) y Montañés 1 (gas húmedo).

Optimizar el diseño del pozo y costos de perforación.

Perforar pozos estratégicos que corroboren el potencial del área.

236

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

Utilizar la tecnología de última generación y eventualmente optar por su adquisición. Un caso particular podría ser el empleo de la microsís­ mica que deberá ser adquirida para optimizar el fracturamiento.

Realizar talleres de intercambio de información con compañías con expe­ riencia en campos cercanos al área fronteriza para identificar opor­ tunidades en el mismo play o en otros yacimientos productores de aceite como La Peña y Glenrose en Piedras Negras, Coahuila.

Planeación de la infraestructura para la explotación masiva. ÁREA PROSPECTIVA DE MÉXICO 27,400 Km2

ÁREA PROSPECTIVA DE EUA

TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN

237

Fortalecimiento de la Capacidad de Ejecuciรณn con los Contratos Integrales de Exploraciรณn y Producciรณn

Fortalecimiento de la Capacidad de Ejecución con los Contratos Integrales de Exploración y Producción

240

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

REGLAMENTO DE LA LEY REGLAMENTARIA DEL ARTÍCULO 27 CONSTITUCIONAL EN EL RAMO DEL PETRÓLEO En el Diario Oficial de la Federación del 22 de septiembre del 2009, se publicó el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo modificada el 28 de noviembre de 2008. Este nuevo Regla­ mento, contiene nuevas disposiciones normativas en materia de información que PEMEX debe entregar a la Secre­ taría de Energía (SENER), el registro de reservas de hidrocarburos, autorización de trabajos petroleros, permisos de reconocimiento y exploración superficial y de asignaciones petroleras, entre otros temas.

Cabe señalar de lo anterior, que se abroga el reglamento de Trabajos Pe­ troleros publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de febrero de 1974. En este sentido, este nuevo reglamento trae consigo que la SENER definirá los trabajos para los cuales se requerirá autorización previa a su ejecución. Para el caso de los permisos

044.04 433 044.05 434 044.06 10 044.07 435

045.04 440 045.05 441 045.06 442 045.07 443 053.09 494 053.10 495 053.11 496 053.12 88 053.13 92 053.14 97

054.12 1391 054.13 93 054.14 98

055.14 99

056.20 529 056.21 530 056.22 531

054.25 943 054.26 944 054.27 945

045.31 1372 044.32 903 044.33 904 044.34 1009

045.33 905 045.34 1010 045.35 1011

046.32 1375 046.33 1376 046.34 1012 046.35 1013

para el reconocimiento y la exploración superficial, deben ser sustentados con el valor técnico y económico esperado, riesgo geológico estimado y, en su caso, se adicionará el régimen de propiedad de los terrenos donde se planea realizar los trabajos. Así mismo, fueron revoca­ das las asignaciones en las que

055.24 056.24 948 497 055.25 056.25 949 736 055.26 056.26 950 953 055.27 056.27 951 954 056.28 955

057.19 2 057.20 6 057.21 522 057.22 523 057.23 233 057.24 957 057.25 958 057.26 959 057.27 960 057.28 961

058.19 4 058.20 5 058.21 327

059.16 1529 059.17 1530 059.18 1531 059.19 3 059.20 1 059.21 0

060.16 1532 060.17 1533 060.18 1534 060.19 330 060.20 115 060.21 117 060.22 119 060.23 121

061.12 062.12 063.12 1603 342 346 061.13 062.13 063.13 1602 343 347 061.14 062.14 063.14 1601 344 1542 061.15 062.15 063.15 1605 1539 348 061.16 062.16 063.16 1535 353 352 061.17 062.17 063.17 1536 356 355 061.18 062.18 063.18 1537 1540 1543 061.19 062.19 063.19 1538 1541 1544 061.20 062.20 063.20 116 1394 1397 061.21 062.21 063.21 118 988 993 061.22 062.22 063.22 120 989 994 061.23 062.23 063.23 122 990 995 061.24 062.24 063.24 0 1395 1398 063.25 1399 063.26 0

064.13 349 064.14 350 064.15 1545 064.16 351 064.17 354 064.18 1546 064.19 1515 064.20 1402 064.21 9 064.22 810 064.23 811 064.24 1403 064.25 1404 064.26 1405 064.27 1406

065.14 0 065.15 066.15 1547 0 065.16 066.16 996 997 065.17 066.17 8 998 065.18 066.18 067.18 1516 1519 1574 065.19 066.19 067.19 1517 1520 1524 065.20 066.20 067.20 1506 1507 1508 065.21 066.21 067.21 812 813 1509 065.22 066.22 067.22 331 332 1488 065.23 066.23 067.23 333 334 1510 065.24 066.24 067.24 1407 1521 1525 065.25 066.25 067.25 1408 1522 1526 065.26 066.26 067.26 1518 1523 1527 065.27 066.27 067.27 1548 1549 1550 067.28 1576 067.29 1577

068.20 1511 068.21 1489 068.22 1490 068.23 1512 068.24 1578 068.25 1551 068.26 1552 068.27 1553 068.28 1579 068.29 1580 068.30 360 068.31 362

068.33 728

069.21 1491 069.22 1483 069.23 1484 069.24 1485 069.25 1492 069.26 999 069.27 1000 069.28 1493 069.29 1481 069.30 361 069.31 363 069.32 730 069.33 394 069.34 395

070.24 1486 070.25 1487 070.26 1001 070.27 1002 070.28 782 070.29 1482 070.30 1003 070.31 1004 070.32 391 070.33 392 070.34 393

070.41 1459 070.42 1460 070.43 1461 070.44 824 070.45 52 070.46 816

071.26 1414 071.27 1415 071.28 1416 071.29 1005 071.30 906 071.31 1006 071.32 393 071.33 385 071.34 711

071.40 1463 071.41 1317 071.42 1318 071.43 1319 071.44 1320 071.45 1062 071.46 1063 071.47 666

072.26 1513 072.27 1417 072.28 1418 072.29 1494 072.30 1145 072.31 1419 072.32 384 072.33 386 072.34 713 072.35 714

073.27 1495 073.28 1470 073.29 1471 073.30 1472 073.31 1420 073.32 784 073.33 785 073.34 786 073.35 787 073.36 375 073.37 377 073.38 380 073.39 382 072.40 073.40 1464 1066 072.41 073.41 1465 1067 072.42 073.42 909 911 072.43 073.43 910 912 072.44 073.44 1322 1466 072.45 073.45 1323 1468 072.46 073.46 1064 1069 072.47 073.47 1065 1070 072.48 073.48 1324 1071 073.49 1144 073.50 1297

074.27 1421 074.28 1422 074.29 1423 074.30 1473 074.31 1474 074.32 1475 074.33 1476 074.34 1467 074.35 1468 074.36 1469 074.37 1072 074.38 1073 074.39 1074 074.40 1075 074.41 1076 074.42 1077 074.43 1078 074.44 1079 074.45 1080 074.46 1081 074.47 1082 074.48 1103 074.49 1104 074.50 1105 074.51 1106

075.27 1496 075.28 1424 075.29 1425 075.30 1477 075.31 1478 075.32 1479 075.33 1480 075.34 1555 075.35 1556 075.36 1565 075.37 1564 075.38 1562 075.39 1561 075.40 735 075.41 1566 075.42 1554 075.43 1514 075.44 1083 075.45 1084 075.46 1085 075.47 1086 075.48 1107 075.49 1108 075.50 1109 075.51 1110 075.52 837

076.28 1497 076.29 1498 076.30 1499 076.31 1581 076.32 1582 076.33 1583 076.34 1557 076.35 1558 076.36 1567 076.37 1569 076.38 1570 076.39 1568 076.41 1571 076.42 1572 076.43 1573 076.44 1563 076.45 1500 076.46 1202 076.47 1501 076.48 1302 076.49 1303 076.50 1304 076.51 918 076.52 841

077.27 1607 077.28 1584 077.29 1585 077.30 1586 077.31 1587 077.32 1588 077.33 1589 077.34 1590

078.27 1604 078.28 1591 078.29 1592 078.30 1593 078.31 1594 078.32 1595

079.27 1606 079.28 1596 079.29 1597 079.30 1598

En este contexto, la Región Norte manifestó su interés en mantener vi­ gentes 477 asignaciones petroleras en términos del Transitorio Quinto del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, bajo criterios como la vecindad de los proyectos explorato­ rios con actividad o de desarrollo, en aguas someras frente a los estados de Veracruz y Tamaulipas en busca de gas no asociado y aceite, en aguas territo­ riales de zonas limítrofes con Estados Unidos y Cuba y lo que defina y docu­ mente la Subdirección Técnica de Exploración en las cuencas geológicas con evidencias y/o con posibilidades de contener recursos prospectivos tales como el Golfo de California y Guerrero Negro.

082.28 0 082.29 0

090.45 224

076.47 1613 076.49 1200 076.50 1305 076.51 1306 076.52 844

078.47 0 078.48 0 078.49 1617 078.50 1608 078.51 1307 078.52 1445 078.53 1308 078.54 788 078.55 789 078.56 790 078.57 1112 078.58 516

090.49 223

079.53 1575 079.54 852 079.55 742 079.56 791 079.57 792 079.58 793 079.59 372 079.60 514

080.55 877 080.56 1448 080.57 081.57 1449 1436 080.58 081.58 1113 1437 080.59 081.59 1114 1438 080.60 081.60 1124 1127 080.61 1125

082.58 1440

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

060.12 1599 060.13 1600

Petróleos Mexicanos o sus Organismos Subsidiarios no hayan realizado actividades o ejercido los derechos consig­ nados en las mismas durante los tres años anteriores a la entrada en vigor del Reglamento, salvo aquellas en que los Organismos Descentralizados ten­ gan programas y proyectos de inversión autorizados o en proceso de autorización o aquellas en que habiendo solicitado el ejercicio de los recursos durante el ejercicio fiscal 2009 y previo a la publicación de este Reglamento, éstos no hayan sido autorizados se deberá manifestar a la SENER antes del 24 de diciembre del 2009.

241

pau-1, Eslipua-1, Maximino-1 y PEP-1 entre otras localizaciones consideradas y se atendieron 7 observaciones sobre los 13 proyectos de inversión documen­ tados entregados a SENER durante el 2010. Al finalizar el 2010, la Región Norte recibió los primeros cuatro títulos de asignaciones petroleras correspon­ dientes al proyecto Aceite Terciario del Golfo que Pemex Exploración y Producción ha recibido a partir de publicado el nuevo Reglamento.

cuatro asignaciones correspondientes a los proyectos Área Perdido y Golfo de México Sur con el objeto de integrar cuatro áreas nuevas para perforar los pozos exploratorios estratégicos Tali­

tienen una vigencia a partir de la entrada del nuevo Reglamento, el balance al cierre 2010 para esta Región son 464 asignaciones petroleras el cual se indica a continuación:

477 17 460 4 464

ASIGNACIONES DICIEMBRE 2009 ASIGNACIONES QUE EXPIRARON VIGENCIA ASIGNACIONES VIGENTES NUEVAS SOLICITUDES DE ASIGNACIONES/ÁREAS TOTAL ASIGNACIONES 2010

La siguiente etapa para el seguimiento de las asignaciones petroleras por parte de la SENER, es que Pemex Exploración y Producción documente cada una de las asignaciones que conforman los proyectos de inversión de forma individual e informar sobre los trabajos petroleros que se lleven a cabo.

TRABAJOS PETROLEROS

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

242

Dado los acuerdos de Pemex Exploración y Producción con la SENER sobre la definición de la manera de documentar las asignaciones petroleras, se estableció un programa para el cual, durante el primer trimestre del 2010, se documentaron los límites geográficos de 16 proyectos de inversión; tres integrales, cinco de explotación y ocho exploratorios; y para los tres trimestres restantes del mismo año, se integraron los expedientes de la documentación de 13 proyectos de inversión.

Adicionalmente, se han documentado

ASIGNACIONES DOCUMENTACIÓN PROYECTO DOCUMENTACIÓN ASIGNACIÓN TÍTULO DE ASIGNACIÓN PETROLERA

Dado que las asignaciones petroleras

8 469 452 456

ÁREAS CON DOS ASIGNACIONES ÁREAS DICIEMBRE 2009 ÁREAS VIGENTES TOTAL ÁREAS 2010

CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA

tados en lo que resulte aplicable a las

FINANCIADA

disposiciones de la Ley de PEMEX, su

El 28 de noviembre de 2008, se publicó

Reglamento y las Disposiciones Admi-

en el Diario Oficial de la Federación, el

nistrativas de Contratación (en adelante

decreto por el cual se expidió la nueva

DAC), con base en los lineamientos que

Ley de Petróleos Mexicanos, por medio

emita el Consejo de Administración de

de la cual, se estableció un nuevo régi­

Petróleos Mexicanos.

vidades sustantivas de carácter produc­

El artículo 84 contenido en la parte VIII

tivo de la industria de los hidrocarburos,

denominado "LINEAMIENTOS ESPECIFI­

por lo que bajo dicho esquema, PEMEX

COS EN TERMINOS DEL ARTÍCULO

sujetará todas las contrataciones de

DECIMO SEGUNDO TRANSITORIO DE

estas actividades a un régimen diferen­

LA LEY DE PETROLEOS MEXICANOS"

ciado en materia de adquisiciones, arren-

de las DAC, establece que las referidas

damientos, servicios y obras públicas,

modificaciones estarán sujetas a: (i)

el cual permite una mayor flexibilidad y

que el administrador del proyecto

la aplicación de las mejores prácticas

elabore un estudio en el que se descri-

de la industria que permitan buscar en

ban las ventajas y, en su caso, los

todo momento el mayor beneficio

costos que se generarían por la

económico para la entidad y por ende

modificación del contrato; (ii) que no se

para México.

modifique sustancialmente el objeto del contrato; (iii) que las modificaciones a

Ahora bien, con relación a la posibilidad

realizar consideren el caso de negocio

de que los Contratos de Obra Pública

de los Organismos Descentralizados

Financiada (COPF) actualmente vigentes

que se haya analizado para el contrato

en términos de la Ley de Obras Publicas

vigente; (iv) que se realicen mediante

y Servicios Relacionados con las Mismas

la celebración de un convenio modifica­

sean modificados para estar acorde

torio, y (v) que se cuente con la

con el nuevo régimen de contratación

autorización del Director General del

aplicable a la entidad, en el artículo

Organismo Descentralizado correspon­

Décimo Segundo Transitorio de la Ley

diente.

de PEMEX se estableció que los contra­ tos respecto a actividades sustantivas

En los referidos Contratos de Obra

de carácter productivo celebrados por

Pública Financiada, se estableció la

PEMEX y sus Organismos Subsidiarios

cláusula denominada "Modificaciones

bajo el régimen de la Ley de Obras

por Cambios de Ley" (la cual varía en su

Públicas y Servicios Relacionados con

numeración dependiendo de la ronda del

las Mismas y la Ley de Adquisiciones,

contrato de que se trate), en la cual

Arrendamientos y Servicios del Sector

se establece que en la medida en que

Público que se encuentren vigentes,

sea permitido por las disposiciones

podrán ser modificados para ser ajus­

aplicables, las partes podrán modificar

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

men de contrataciones para las acti-

243

244

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

el Contrato tantas veces como sea requerido durante el plazo, en caso de un cambio de Ley, siempre que estas últimas modificaciones contengan condi­ ciones o reglas más favorables y aplica­ bles para cualquiera de las partes con respecto a la ejecución de las obras.

Derivado de lo anterior, se considera que es posible llevar a cabo las modifi­ caciones a los Contratos de Obra Pública Financiada que administra el Activo Integral Burgos para ajustarlos a las disposiciones del nuevo régimen de contratación establecido en la Ley de PEMEX, su Reglamento y las DAC, a fin de obtener condiciones más favorables, una mayor flexibilidad en la ejecución y la aplicación de las mejores prácticas de la industria de los hidro­ carburos que permitan obtener en todo momento, el mayor beneficio económico para la entidad.

NECESIDAD DE AJUSTAR LOS CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA (COPF) AL NUEVO RÉGIMEN DE CONTRATACIÓN DE PEMEX

El esquema de los Contratos de Obra Pública Financiada, fue diseñado para operar con base a la capacidad de ejecución y financiamiento de los con­ tratistas y sujeto al monto de cada contrato, con el objeto de aprovechar al máximo las reservas existentes y las reservas descubiertas para ponerlas en producción en el corto plazo de acuerdo a las necesidades de PEMEX Exploración y Producción. Sin embargo, con las modificaciones a la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacen­

daría, desaparece la posibilidad de que PEMEX continúe utilizando el esquema PIDIREGAS en este tipo de proyectos; se pasó de un manejo presupuestal flexible (techos virtuales) a uno rígido, acotando el proyecto a un techo de presupuesto de inversión programable el cual no reconoce resultados, limitán­ dolo, al no poder reasignar recursos financieros en función del potencial del área y desaprovechando la capacidad de financiamiento de los contratistas.

La reforma a PIDIREGAS no implicó la modificación del tratamiento presupuestal con que operaban los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) (techos virtuales) de presupuesto y deuda vi­ gente hasta el 2008. Es por ello, que el Activo Integral Burgos ha venido trabajando en poder realizar las acciones necesarias para que en el transcurso del 2011, pueda darse a efecto la citada migración de los COPF. Derivado de lo anterior, ha tenido a la fecha consecuencias negativas para el logro de los objetivos de PEMEX Exploración y Producción, pues se limita la capacidad de ejecución adquirida por virtud de los Contratos de Obra Pública Financiada celebrados; y de cualquier otro contrato futuro que implique el financiamiento por parte de terceros.

Por lo que resulta indispensable y nece­ sario, se establezcan techos virtuales por contrato que, aunque serían restric­ tivos, permitirían continuar con la ejecución y tener un control estricto, dados los resultados que hasta la fecha se han obtenido. Es importante señalar,

Lo anterior, se garantiza en cada Con­ trato de Obra Pública Financiada, de acuerdo a lo indicado en el presente, ya que cada Contrato de Obra Pública Financiada cuenta con una estructura particular que permite que las obras que se lleven a cabo al amparo de los mismos, generen los recursos sufi­ cientes para su pago y, por ende, PEMEX Exploración y Producción obtenga un flujo de efectivo positivo, el cual debe destinarse directamente al pago de las obligaciones que se deriven de los mis­ mos. Para ello, se previó un mecanismo de pago que no puede aplicarse de manera exógena (esto es, a criterio o discrecionalidad de alguien), sino de acuerdo a lo previsto en los Contratos de Obra Pública Financiada.

Es importante señalar, la importancia que reviste para la Región Norte contar con este esquema de ejecución, ya que como consecuencia de las obras que se han ejecutado, las reservas de PE­ MEX Exploración y Producción en los Contratos de Obra Pública Financiada, se han incrementado de manera significativa, lo que se traduce en un gran potencial en las áreas de trabajo correspondientes para incrementar la

producción de gas que requiere el país.

Así, resulta conveniente para el organismo, que los contratistas sigan llevan­ do a cabo las inversiones necesarias para la ejecución de las obras, por lo que es un objetivo de PEMEX Exploración y Producción asegurar la continuidad de los contratos que integran y forman parte del proyecto Burgos, así como su viabilidad financiera y económica.

Derivado de lo anterior, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público autorizó el incremento del monto de algunos de los Contratos de Obra Pública Financiada.

IMPACTO DE NO AJUSTAR LOS CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA HACIA EL NUEVO MARCO LEGAL

En este sentido, los Contratos de Obra Pública Financiada requieren ser ajusta­ dos al nuevo régimen de contratación contenido en la Ley de PEMEX, su Regla­ mento y las Disposiciones Administrati­ vas de Contratación (DAC), que permitan aprovechar la capacidad de ejecución y financiamiento de los contratistas, así como el potencial de desarrollo en térmi­ nos de reservas y producción, dado la desaparición de los PIDIREGAS y, en consecuencia, el tratamiento presupuestal que se dio a partir de la reforma al ordenamiento legal indicado en párrafos anteriores, por ende, afectó directa­ mente al modelo económico mediante el cual fueron creados, de lo contrario, continuaríamos desaprovechando la capacidad de ejecución y financiamiento de los contratistas de los Contratos de Obra Pública Financiada y por ende, se tendría una afectación económica y de producción para PEMEX Exploración

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

que los ingresos que generen los mismos, durante la vigencia de su financiamiento, sólo se destinarán al pago de las obliga­ ciones fiscales atribuibles al propio proyecto, las de inversión física y costo financiero del mismo, así como de todos sus gastos de operación y mantenimien­ to y demás gastos asociados.

245

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

246

y Producción, derivado de que el esque­ ma de pago previsto en los Contratos de Obra Pública Financiada permite que PEMEX Exploración y Producción no distraiga recursos de otros proyectos y permite que las obras que se lleven a cabo al amparo de los mismos, generen los recursos suficientes para su pago y, por ende, PEMEX Exploración y Producción obtenga un flujo de efectivo positivo, el cual debe destinarse directa­ mente al pago de las obligaciones que se deriven de los mismos. Se pueden identificar las siguientes afectaciones: Terminación anticipada de los Contra­ tos de Obra Pública Financiada, ya que al momento se cuenta con una deuda reconocida que oscila alrededor de los 19,790 millones de pesos, más los gastos no recuperables (2,000 millones de pesos), cantidad que de terminar anticipadamente, los Contratos de Obra Pública Finan­ ciada tendrían que erogarse en un plazo de dos años contados a partir de la fecha de terminación de los contratos.

Se tendría un impacto negativo en el mercado financiero enviando una señal negativa a inversionistas na­ cionales y extranjeros.

La imagen de PEMEX y de México se vería seriamente afectada en el ex­ tranjero.

Incertidumbre entre los inversionis­ tas por la falta de aplicación de lo pactado en los contratos, de confor­

midad con lo previsto en los orde­ namientos legales y demás disposi­ ciones legales aplicables.

Pérdida de credibilidad de los inver­ sionistas para participar en futuros procesos de contratación que con­ voque PEMEX, pues se está enviando un mensaje equivocado al exterior para cualquier interesado en los proyectos de PEMEX. Inhibir la posibilidad de que PEMEX Exploración y Producción capte inver­ siones del orden de los 40 mil millones de dólares que requiere tan solo para el desarrollo del proyecto Aceite Terciario del Golfo.

BENEFICIO DE MODIFICAR EL MARCO CONTRACTUAL Y DE NEGOCIO HACIA UN ESQUEMA DE SERVICIO Y AJUSTES A LLEVAR A CABO DE MANERA GENERAL

El objetivo de ajustar los Contratos de Obra Pública Financiada a las disposi­ ciones de la Ley de PEMEX, su Regla­ mento y las Disposiciones Administrati­ vas de Contratación (DAC), para adaptarlos a un esquema de servicios, reviste de vital importancia para el desarrollo productivo y económico de PEMEX Exploración y Producción, dado que con este esquema no se genera deuda pública, por lo que el proyecto no está sujeto al techo de endeudamien­ to neto, asimismo, las deducciones para efectos fiscales corresponderán a los pagos realizados por la prestación de los servicios, ello debido a que en el esquema en el que actualmente se encuentran los Contratos de Obra Pública Financiada, el ingreso es mayor

Reducción al mínimo de las cargas ad­ ministrativas en los siguientes aspectos: Reemplazar las referencias a la Ley de Obras Publicas, incorporando referencias a la Ley de PEMEX y su Reglamento.

Reemplazar el concepto de obras de mantenimiento, desarrollo e infraestructura por el de servicios de mantenimiento, desarrollo e infraestructura respectivamente. Es decir, el entregable es el barril de petróleo crudo equivalente y no bienes aislados.

Incorporar la definición de bienes requeridos que son aquellos que el contratista construye para prestar los respectivos servicios durante el plazo de 48 meses (u otro plazo, dependiendo de cada contrato), según el tipo de bienes correspondientes.

Eliminar el concepto de intereses financieros, el cual se reemplazó por la introducción de un factor fijo (a definir) que multiplicará el resultado de multiplicar los precios originales por 40 por ciento (30 por ciento, 20 por ciento ó 10 por ciento, según lo que aplique) y dividir el resultado entre 12. Ello, para reflejar dicho efecto de financiamiento en la

remuneración al contratista. El factor se determinaría en función de la tasa de futuros de Libor, por ejemplo.

Incluir un anexo nuevo, que será un cuadro estableciendo los saldos para cada mes que forman parte del precio de los servicios de ese mes. Estos montos reflejan la actual amortización de las obras ejecutadas bajo el con­ trato actual.

Se elimina la entrega de garantías de vicios ocultos en la recepción parcial y el costo que representan la emisión de las mismas, se aplicará en el tema de apoyo a la comunidad.

Se complementa el esquema para reducir el área de trabajo.

Se incorpora un incentivo a la producción incremental sobre la línea base de la producción estimada para cada año contractual. Este incentivo será una tarifa por millar de pie cúbico equivalente de la producción incre­ mental medida mes a mes. Para ac­ ceder al referido incentivo, el contratista deberá haber rebasado las ex­ pectativas del programa anual de trabajo correspondiente, y el cual corresponde a una redistribución de la obligación mínima de trabajo original prevista en cada año del contrato.

No se deja de advertir que este in­ centivo se encontrará sujeto al límite de pago mensual y se ajustará en cada mes considerando dos factores: i) ajuste por inflación y ii) por el

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

al egreso debido al registro que se tiene que hacer de los activos, por lo que las áreas de oportunidad que el nuevo régimen proporciona para el proyecto Burgos son las siguientes:

247

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

248

porcentaje de incremento sobre la producción base estimada en el pro­ grama anual de trabajo respectivo, sin dejar de considerar que dicho ajuste se encontrará topado/acotado al 100 por ciento del incremento de esta producción base. La incorporación de incentivos tiene como propósito, impulsar el desempeño en beneficio de las partes, hecho que permitirá restituir e incor­ porar reservas e incrementar producción, contribuyendo a seguir generando valor económico para el Organismo, principio rector del Plan de Negocios de PEMEX Exploración y Producción.

Definir criterios de supervisión, integración y carga del Sistema de Información Operativa de Perforación (SIOP), a efecto de aminorar las revisiones.

Evitar duplicidad de información.

Complementar la gobernanza de los Contratos de Obra Pública Financiada mediante la sinergia ActivoCoordinación Operativa de Contratos (COC), unificando criterios e integran­ do grupos específicos de revisión para el cumplimiento de la gestión, adicionales al Grupo Directivo que contemplan los Contratos de Obra Pública Financiada.

Hacer más operativa la incorporación de nuevos conceptos vía un grupo Gerencial encabezado por el titular

del Activo Integral Burgos como Área Administradora del Proyecto.

Los beneficios de ajustar los Contratos de Obra Pública Financiada a las disposi­ ciones de la Ley de Petróleos Mexicanos, su Reglamento y las DAC, se verán reflejados directamente en maximizar el potencial de cada uno de los bloques.

ACTIVIDADES REALIZADAS DURANTE EL 2010

Dentro de los Contratos de Obra Pública Financiada se realizaron actividades tales como la perforación de cinco pozos exploratorios y 58 pozos de desarrollo, la terminación de 59 pozos de desarrollo y cinco pozos exploratorios, asimismo, se realizaron 33 intervenciones mayores a pozos. Cabe resaltar que la productividad promedio de los pozos ascendió a 3.4 MMpcd de gas y de las interven­ ciones de 1.3 respectivamente.

Las reservas registradas al 1° de enero de 2011 ascendieron a 1,301 miles de millones de pies cúbicos de gas y 31.5 millones de barriles. A continuación se muestra la evolución de los Contratos de Obra Pública Financiada desde su inicio y hasta el cierre del año 2010, en términos de reservas y producción.

Por otro lado, en términos financieros, desde el inicio de los Contratos de Obra Pública Financiada y hasta el cierre del 2010, se han registrado alrededor de 2,325 millones de dólares en inversión de los cuales, se han amortizado 1,250 millones de dólares; 699 millones de dólares correspondieron a la operación y mantenimiento y 48 millones de dólares por el pago de intereses.

EVOLUCIÓN DE LOS CONTRATOS DE OBRA PÚBLICA FINANCIADA RESERVAS DE GAS NATURAL, COPF (MMMpc) al 1o de Enero 2011 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

P1

P2

P3

449 MMpcd

PRODUCCIÓN GAS (MMpcd)

RESERVAS DE GAS, COPF (MMpcd) al 1o de Enero 2011 600

350

500

300 250

400

200

300

150 200

100

100

2004

50 2005

2006

2007

2008

2009

PRODUCCIÓN CONDENSADO MENSUAL (Mb)

40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

RESERVAS DE LÍQUIDOS, COPF (Mb) al 1o de Enero 2011

2010

PRODUCCIÓN DE CONDENSADOS 7,850 bd

249

OBRAS RELEVANTES

250

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

En el 2010, se realizaron diversos es­ fuerzos en materia de infraestructura.

A continuación se muestra a nivel de bloque las principales obras así como los convenios modificatorios realizados a los contratos.

Bloque Pirineo: Construcción del gasoducto de 12" x 30.1 km de la Estación Cougar 1 - ERTG Pirineo 1 que en conjunto con la terminación de los pozos Cougar 41 y 61 alcanzarían la producción de 50 MMpcd, actualmente limitada su capacidad a 40 MMpcd promedio mensual por el alto contenido de H2S (Cap. 6,000 ppm vs 18,000 ppm producidos en campo Cougar).

Se realizaron 3 convenios para este bloque: 1) Asfaltado de caminos exis­ tentes, 2) Transferencia de Unidades de Trabajo y 3) Compresores de respaldo.

Bloque Monclova: Construcción de Gasoductos 30"x67 km Est. Granjero - Santa Elena.

Construcción de la Estación de Recolección Forastero 1 lo que per­ mite al bloque manejar una producción de 150 MMpcd.

Construcción de Punto de Venta Santa Elena.

Se realizó convenio modificatorio: Punto de Venta Santa Elena.

Bloque Nejo: Construcción de Gasoducto de 12" x 9.2 km Nejo 1- Entronque Gasoduc­ to 48" PGPB Construcción de Estación de Recolección de Gas Nejo 3 con lo que permitirá un manejo de producción de 185 MMpcd en el bloque.

Construcción de gasoductos Nejo 2 / Nejo 1 Gas procesado / Gas Crudo, Nejo 3 / Nejo 1 Gas Crudo.

Bloque Olmos: Emergente 1: Perforación del pozo exploratorio Emergente 1 en yacimien­ to no convencional en la formación Eagle Ford (Gas Shale) con resultados positivos, lo que permitirá generar un futuro desarrollo en el bloque en este tipo de yacimientos.

Construcción del Sitio Hidalgo 2, obra estratégica para el manejo de la producción del pozo Emergente 1 y su desarrollo.

PIRINEO

OLMOS U.S.A. PANDURA-ANAHUAC

MONCLOVA MISIÓN

COAHUILA NUEVO LEÓN

CUERVITO FRONTERIZO

REYNOSA MONTERREY

NEJO TAMAULIPAS

GOLFO DE MÉXICO

Por otro lado, es importante considerar el contexto de la reforma energética.

Dicha reforma al sector incluyó impor­ tantes cambios al marco legal de Petróleos Mexicanos, al dotarlo de una

mayor flexibilidad para celebrar los con­ tratos que la industria requiere para enfrentar de mejor manera los retos que el futuro plantea; este régimen quedó plasmado en la Ley de Petróleos Mexicanos.

Como consecuencia de lo anterior y ante la necesidad de cumplir con el mandato de Ley relacionado con la creación de valor, el Organismo de PEP definió dentro de sus iniciativas claves, la de implementar nuevos esquemas de contratación. En este sentido, en el 2010 PEMEX Exploración y Producción inició sus esfuerzos relacionados con la implementación de nuevos esquemas

UBICACIÓN DE POSIBLES BLOQUES

COYOTES HORCONES ARAGON AMATITLAN

GALLO

TUXPAM

PALO BLANCO

COYOL

MIQUETLA

CAZONES

HUMAPA POZA RICA

COYULA ESCOBAL

PAPANTLA

GUTIERREZ ZAMORA TECOLUTLA

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

BLOQUES DE LOS ACTIVOS INTEGRALES POZA RICA-ALTAMIRA Y ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO En los últimos años, PEMEX Exploración y Producción (PEP) ha buscado incre­ mentar su capacidad de ejecución y financiamiento de sus proyectos; y poder así continuar siendo un factor funda­ mental en el desarrollo de México así como una empresa con las mejores prácticas internacionales.

251

252

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

de contratación con el objetivo de incre­ mentar la capacidad de ejecución y de financiamiento, aprovechando el poten­ cial existente de reservas y recursos prospectivos.

Por lo anterior, durante el 2010, los Activos Integrales Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica-Altamira trabajaron en este tenor, al focalizarse en la selección de posibles áreas cuya explotación supone retos técnicos, operativos y de negocio, áreas que por sus características pueden ser considera­ das para la implantación de los nuevos Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP).

ESFUERZOS EN EL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

Como es bien sabido, dentro del Paleo­ canal de Chicontepec se concentra alrededor del 40 por ciento de las reser­ vas del país y 90 por ciento de la Región Norte, por lo que, durante el 2010 se iniciaron los primeros esfuerzos en la Región Norte relacionados con la implementación institucional de los Contratos Integrales de Exploración y Producción; y en particular con el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo en el cual se identificaron 11 posibles áreas o bloques a ser desarrollados bajo el nuevo esquema de contratación. A continuación se muestra de manera esquemática los posibles bloques.

Por otro lado, como resultado de la identificación de los 11 bloques, se realizó la tarea de conformar un Cuarto de Datos, el cual al cierre del año 2010

se encuentra totalmente concluido y considera la integración y validación de la información técnica de los bloques, incluyendo la información sísmica exis­ tente bidimensional y tridimensional, las historias de producción de los pozos, los pozos perforados y sus registros, los pozos en operación, los estados mecánicos de pozos, la infraestructura existente tales como plantas, ductos, así como la situación de impacto ambiental, entre otros.

TABLA CON EXTENSIÓN TERRITORIAL DE LOS POSIBLES BLOQUES IDENTIFICADOS EN EL ATG 2 BLOQUE ÁREA (KM ) AMATITLÁN 159.95 ARAGÓN 115.1 COYOL 160.07 COYOTES 112.01 COYULA 139.47 ESCOBAL 85.46 GALLO 93.78 95.55 HORCONES 108.39 HUMAPA 160.80 MIQUETLA PALO BLANCO 113.64

INFRAESTRUCTURA DEL CUARTO DE DATOS, ATG Resúmen Ejecutivo Datos Generales de Pozos Estadísticas Generales Reportes Geología Columna Tipo Modelo Geológico Paleontología Registros Tipo Sección Geológica Tipo Geofísica Datos T-Z Sísmica 2D y 3D Mapa VSP

ESFUERZOS EN EL ACTIVO INTEGRAL POZA RICAALTAMIRA

A finales del 2010, el Activo Integral Poza Rica-Altamira identificó alrededor de 24 campos que pudieron agruparse en siete áreas con adecuada materialidad - volumen de reservas certificadas y recursos prospectivos-. Los campos se caracterizaron considerando años de producción, contribución a la producción actual, índice de madurez, formación productora, datos de yacimien­ tos, reservas (1P, 2P y 3P) y recursos prospectivos, entre otros.

PRIMEROS PASOS

Lo anterior dio como resultado la conformación de siete áreas o bloques donde se vislumbra potencial.

MAPA GENERAL DE LOS BLOQUES POTENCIALES, AIPRA

ALTAMIRA ARÉNQUE

ÉBANO PÁNUCO

TIERRA BLANCA ATÚN

SAN ANDRÉS

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

Petrofísica Núcleos Registros Geofísicos Ingeniería Curvas Variación de Presión Datos de Presión Datos de Producción Estados Mecánicos Terminaciones Tipo Instalaciones Inventario de Instalaciones Mapas

253

TABLA CON LA EXTENSIÓN TERRITORIAL DE BLOQUES A LICITAR, AIPRA 2 ÁREA (KM ) BLOQUE 609 ARENQUE 1,626 ALTAMIRA 1,585 ÉBANO 1,839 PÁNUCO 625 ATÚN 358 TIERRA BLANCA 196 SAN ANDRÉS

254

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

PRÓXIMOS PASOS

Al igual que el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, para el Activo Integral Poza Rica-Altamira existirá el reto para el próximo año 2011 de cubrir el proceso general de contratación bajo esta nueva modalidad de los Contratos Integrales de Exploración y Producción. a) Se aprovechará la infraestructura existente del Cuarto de Datos del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, sin embargo, será necesario llevar a cabo la integración del Cuarto de Datos tal como se realizó en el proceso de los bloques del proyecto Aceite Terciario del Golfo. b) Definición de los términos y condicio­ nantes de acuerdo a las caracterís­ ticas de los bloques, el cual será el marco de los Contratos Integrales de Exploración y Producción en la Región Norte. c) Diseñar y calcular la tarifa máxima a ofertar para cada uno de los bloques. d) Y por último, realizar el proceso licitatorio, el cual conlleva la

publicación de la convocatoria, diver­ sas sesiones técnicas en el Cuarto de Datos con los potenciales intere­ sados, sesiones de preguntas y respuestas, la precalificación, presentación de las propuestas y celebración del acto de fallo en el cual se dará a conocer la propuesta ganadora.

Finalmente, comentar que se tiene contemplado concluir el proceso de contratación de los Contratos Integrales de Exploración y Producción; en una primera instancia en el Activo Integral Poza Rica-Altamira y con posterioridad el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo en el año 2011; y con esto, con­ tribuir a incrementar la capacidad de ejecución y financiamiento que se re­ quiere para el desarrollo de sus proyec­ tos.

FORTALECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN CON CIEPS

255

Rendiciรณn de Cuentas

Rendición de Cuentas

258

RENDICIÓN DE CUENTAS

Durante el ejercicio fiscal 2010, en materia de fiscalización, la Región Norte llevó a cabo 13 Auditorías por parte del Órgano Interno de Control en PEMEX Exploración y Producción, de las cuales, se derivaron 50 observaciones lográn­ dose solventar 34 y quedando en proce­ so de atención 16, adicionalmente, se atendieron cinco observaciones de 2009 y se proporcionó apoyo a la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Norte con cinco observa­ ciones correspondientes a la Cuenta Pública 2009.

Por otro lado, se atendieron diversos requerimientos de información relacio­ nados con 12 Auditorías de la revisión de la Cuenta Pública 2009 realizadas por la Auditoría Superior de la Federación, además de atenderse 16 acciones promovidas (10 asignadas directamente para su atención a la Región Norte y seis en Apoyo a la Subdirección de Planeación y Evaluación derivadas de cuatro Auditorías de un total de 14, en las que se tuvo participación en la revisión de la Cuenta Pública 2008), adicio­ ÓRGANO nal a lo anterior, se INTERNO atendieron seis audi­ DE CONTROL 41% torías y una visita de inspección efectuadas por la Secretaría de la Función Pública.

PREVENCIÓN Y MEJORA CONTINUA Una de las acciones de alto impacto promovidas por la Subdirección Región Norte para fortalecer el control interno y prevenir la recurrencia de observa­ ciones así como para fomentar los va­ lores éticos entre los servidores públicos y promover la seguridad y trans­ parencia en el proceso de supervisión de contratos, ha sido el Programa de Capacitación Integral para Residentes y Supervisores de Contratos de la Región Norte, mismo que se implementó a partir del año 2003 y continua vigente con las adiciones y modificaciones que las leyes y normatividad aplicables en la materia han presentado en los años subsecuentes y en el que además de personal de las unidades administrativas de la Región Norte, participa personal de otras Gerencias y Unidades Administrativas que prestan servicios de apoyo a la misma.

Para el ciclo 2010, el programa se integró con una duración total de 136 horas por los siguientes módulos: AUDITORÍAS AUDITORÍA SUPERIOR DE LA FEDERACIÓN 37%

SECRETARÍA DE LA FUNCIÓN PÚBLICA 22%

MÓDULOS INDUCCIÓN A LA CAPACITACIÓN Y MARCO LEGAL. ESTUDIO Y ANÁLISIS DE LEY DE OBRA PÚBLICA Y SERVICIOS RELACIONADOS CON LA MISMA Y SU REGLAMENTO. ESTUDIO Y ANÁLISIS DE LA LEY DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS DEL SECTOR PÚBLICO Y SU REGLAMENTO. TALLER DE ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE CONTRATOS. LLENADO DE BITÁCORA. PREVENCIÓN DE INCONFORMIDADES Y RESPONSABILIDADES ADMINISTRATIVAS DE LOS SERVIDORES PÚBLICOS. ANÁLISIS, CÁLCULO E INTEGRACIÓN DE PRECIOS UNITARIOS.

Se impartieron 38 cursos en la Región Norte y adicionalmente siete módulos a la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Norte.

CAPACITACIÓN CONCEPTO CAPACITADOS ASISTENCIA CURSOS IMPARTIDOS ASIDUIDAD PROMEDIO

2003 429 1,119 88 13

2004 263 604 56 11

2005 375 1,092 60 18

2006 180 443 24 18

SOLICITUDES DE ACCESO A LA INFORMACIÓN (IFAI) Durante el 2010, la Región Norte participó activamente en la atención de solicitudes de acceso a la información atendiendo directamente 152 de un total de 1,306* presentadas a PEMEX Exploración y Producción representando en ese orden, el 12 por ciento. Desta­ cando el hecho que de las 152 solici­ tudes corresponde el 49 por ciento a "Licitaciones y Contratos", el 22 por ciento a "Producción", el 18 por ciento a "Instalaciones/Equipos" y el 11 por ciento restante a otros conceptos.

De las 1038 solicitudes de acceso a la información atendidas por la Región Norte del 12 de junio de 2003 al 31 de

diciembre de 2010, en 47 casos se ha clasificado como Reservada y/o Confiden­ cial en la totalidad de la información requerida y en 131 casos se generaron versiones públicas de di­ versos docu­ 2007 2008 2009 2010 mentos lo que 204 241 217 169 representa un 668 753 862 637 35 35 45 38 cinco y 13 por 19 22 19 17 ciento respec­ tivamente privi­ legiándose así, el acceso a la información al entregar la misma en 95 por ciento de las solicitudes.

Sobresale el que únicamente se han recibido 37 recursos de revisión por las respuestas otorgadas al Instituto Federal de Acceso a la Información Pública y Protección de Datos (IFAI) que representa un cuatro por ciento del total de los recursos de revisión a los que el Instituto del Comité de Información de Pemex Exploración y Producción instruye se revoque o modifique la respuesta. Solamente en 15 del total de los recursos de revisión, el Instituto ha solicitado

*REGISTRO EN EL SISTEMA DE SOLICITUDES DE INFORMACIÓN (INFOMEX); WWW.INFORMACIONPUBLICA.GOB.MX DEL INSTITUTO FEDERAL DE ACCESO A LA INFORMACIÓN PÚBLICA Y PROTECCIÓN DE DATOS (IFAI).

RENDICIÓN DE CUENTAS

I. II. III. IV. V. VI. VII.

259

complementar la información requerida, lo que representa el uno por ciento del universo de la Región Norte.

ESTADÍSTICA DE SOLICITUDES DE ACCESO A LA INFORMACIÓN ATENDIDAS EN LA REGIÓN NORTE 265

257

162

152

82

260

RENDICIÓN DE CUENTAS

27 2003*

2004

46

47

2005

2006

2007

2008

2009

2010

*.- CIFRAS DE JUNIO A DICIEMBRE DADO QUE EN ESTE PERIODO FUE CUANDO INICIO LA LEY DE TRANSPARENCIA

Cabe destacar para la Región Norte, que durante el 2010, las solicitudes de acceso a la información disminuyeron en virtud de que parte de este volumen de solicitudes están siendo turnadas por la Unidad de Enlace de PEMEX Exploración y Producción directamente para su atención a diversas Subdirec­ ciones a nivel central.

ORGANIZACIÓN DE ARCHIVOS Con la finalidad de dar cumplimiento a la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental y demás ordenamientos aplicables así como para la Organización y Administración de los Archivos, la Región Norte ha implementado diversas estrate­ gias de trabajo impulsadas por la Subdirección Región Norte y la Gerencia de Administración y Finanzas, entre las cuales se destacan las siguientes:

Derivado de la aplicación del Sistema de Información para la Administración de Archivos (SIAAR) en la Región Norte, se continuaron proporcionando servicios a través de la Mesa de Ayuda de Archi­ vos la cual brinda apoyo en diversos eventos de concientización y capacitación.

PROGRAMA NACIONAL DE RENDICIÓN DE CUENTAS, TRANSPARENCIA Y COMBATE A LA CORRUPCIÓN MACROFUNCIONES: CICLO FINANCIERO, OBRA PÚBLICA Y ADQUISICIONES

En el 2010, la Región Norte participó activamente en la atención y cumplimien­ to del Programa en diversas macrofun­ ciones a través de la Gerencia de Administración y Finanzas Región Norte, cumpliendo satisfactoriamente con las acciones establecidas.

INDICADORES DE TESORERÍA (ACCIONES DE MEJORA DE ÍNDICES). PORCENTAJE DE AVANCE EN LA MEJORA DE LAS ÁREAS DE VENTANILLA ÚNICA

Los sistemas institucionales de registro de información para pagos a terceros están operando al 100 por ciento: SICODI / SAP R/3: 128,689 documen­ tos operados que representan un monto de 89,028 millones de pesos.

SIDEFI: 881 firmas registradas.

RENDICIÓN DE CUENTAS

Durante el 2010, se impartieron 40 pláticas presenciales en diversas áreas y centros de trabajo mediante las cuales se difundieron aspectos generales de la Ley de Transparencia y la Organización de Archivos, con una asistencia de 515 registros de participación así como tres pláticas masivas con una asistencia de 494 participantes. Las pláticas masivas contaron con la participación, vía videoconferencia, de personal adscri­ to a los Centros de Trabajo Burgos, Veracruz, Altamira, Tampico, Cerro Azul y Talleres de Reconstrucción de Equipo Dinámico Catalina.

261

SIFE: 552 contratos vigentes de los cuales, 308 tienen grado de integración extranjera y 244 son nacionales.

Anexo G-1: De un total de 3,860 millones de dólares se documentaron 2,385 que representa el 62 por ciento.

PORCENTAJE DE AVANCE DEL ÍNDICE DE PERCEPCIÓN DE TRANSPARENCIA

Atención a Proveedores, Contratistas y Trabajadores:

262

RENDICIÓN DE CUENTAS

El 99 por ciento de los usuarios se encuentran satisfechos.

La percepción de insatisfacción se dio principalmente en el pago de facturas de proveedores.

Se aplicaron dos encuestas, una por cada semestre (agosto y diciembre).

PORCENTAJE DE AVANCE DE LAS ACCIONES DE MEJORA EN LA DIFUSIÓN DE INFORMACIÓN DE PAGOS.

Campaña permanente de difusión sobre el uso de medios electrónicos para consulta de pagos (11 correos difusión del Portal) y trámite de 32 NIP's.

PROYECTO ICONO F, PAGO CENTRALIZADO DE JUBILADOS, FOLAPE Y POST-MORTEM.

El proyecto "Fusión de Procesos de la Gestión Financiera Institucional" incluye la regionalización de los pagos de nómina a personal activo, jubilados, gastos de viaje y viáticos, afectaciones y contratistas. La Región Norte fue asignada

para pagar jubilados, pensiones alimen­ ticias y post mortem a nivel PEMEX Exploración y Producción, función que actualmente se está realizando al 100 por ciento.

A partir del 1° de junio de 2009, la Gerencia de Recursos Financieros dio inicio al pago centralizado del proyecto ICONO-F, con lo que los pagos a proveedores y contratistas son realizados por el Corporativo en su totalidad.

MACROFUNCIÓN DE ADQUISICIONES LAS MÁS REPRESENTATIVAS SE INDICAN A CONTINUACIÓN: Porcentaje de inconformidades pre­ sentadas en licitaciones públicas convocadas.

50 licitaciones convocadas de Enero a Diciembre de 2010 en las cuales, se presentaron siete inconformidades, lo que representa un 14 por ciento. En 2009, se presentaron dos inconformi­ dades presentadas en las licitaciones celebradas en 2009; de las cuales una fue fundada y la otra no procedió.

Porcentaje de procesos licitatorios con inconformidades fundadas en licitaciones públicas convocadas.

De las siete inconformidades presen­ tadas en 2010, dos resultaron funda­ das que representan un cuatro por ciento.

Porcentaje de licitaciones declaradas desiertas.

RENDICIÓN DE CUENTAS

263

De las 50 licitaciones convocadas de enero a diciembre de 2010, dos fueron declaradas desiertas que repre­ sentan un cuatro por ciento.

MACROFUNCIÓN DE OBRA PÚBLICA INDICADORES:

264

RENDICIÓN DE CUENTAS

Porcentaje de procesos licitatorios con inconformidad presentada.

En el periodo enero - diciembre 2010, se llevaron a cabo 27 licitaciones de las cuales, se presentaron cinco inconformidades que representa el 18 por ciento. En 2009, se presen­ taron tres inconformidades de las cuales resultaron infundadas.

Porcentaje de procesos licitatorios con inconformidades fundadas.

En el periodo enero a diciembre de 2010, se llevaron a cabo 27 licita­ ciones convocadas de las cuales no se presentaron inconformidades.

Porcentaje de licitaciones declaradas desiertas.

En el periodo enero-diciembre de 2010 se llevaron a cabo 27 licita­ ciones de las cuales se presentaron dos licitaciones desiertas que representan un siete por ciento.

ESTRATEGIA DE INDEMNIZACIONES

La Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación, como parte del Grupo Interdisciplinario para la Atención de Afectaciones, Reclama­ ciones y Prevención (GIAARP) responsable de atender la Estrategia de In-

demnizaciones a nivel de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, obtu­ vo los siguientes resultados: De acuerdo al Sistema de Información para la Administración de Archivos (SIAAR) implantado a nivel PEMEX Exploración y Producción para el con­ trol y seguimiento de las afectaciones y reclamaciones, se registraron 6,717 afectaciones y 1,831 reclama­ ciones durante el año 2010, dando un total de 8,548 casos atendidos en la Región Norte, y cuyos pagos fueron emitidos a través de pago de cuenta bancaria a terceros (Dispersión Empresarial DIE).

Durante el 2010, se incluyó el Anexo "AE" (Asuntos Externos) en 670 solicitudes de contratación de obras y servicios en la Región Norte. Este anexo es un mecanismo en materia de responsabilidad social para los terceros (contratistas y prestadores de servicios) y tiene como fin, lograr una relación armónica con las comu­ nidades.

PROGRAMA DE BLINDAJE ELECTORAL 2010

El objetivo de este programa es evitar que en los procesos electorales que se desarrollen en el País, los recursos públicos sean utilizados a favor o en contra de algún candidato o partido político y que los servidores públicos federales se conduzcan con estricto apego a la legalidad en el ejercicio de sus funciones.

ACCIONES DESARROLLADAS:

De control interno: Monitoreo del personal Monitoreo del uso del parque vehicular Monitoreo del uso de inmuebles Monitoreo del uso de máquinas y equipos Monitoreo del uso del ejercicio presupuestal Monitoreo de campañas de publicidad.

De capacitación y difusión: Difusión de la prevención de delitos electorales Capacitación en la prevención de delitos electorales Información a través de comprobantes de pago de nómina Información a través de correo electrónico institucional Difusión a los usuarios o beneficiarios De no condicionamiento de programas, trámites y servicios.

RENDICIÓN DE CUENTAS

Para acreditar el cumplimiento de las acciones derivadas de este Programa, se elaboraron cuatro reportes, obteniendo una calificación de desempeño de 10* para los ocho centros de trabajo reportados.

265

266

RENDICIÓN DE CUENTAS

Para el cumplimiento de este Programa, se incluyó la participación de todas las Áreas de la Región Norte, así como de otras Áreas no adscritas a la Región, tales como Transporte y Distribución de Hidrocarburos, Recursos Humanos, Tecnología de Información y la Unidad Regional de Contraloría Interna Norte del Órgano Interno de Control en PEMEX Exploración y Producción. Por cuanto hace a la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Norte y sus Áreas Operativas, reportaron a través de su respectiva Subdirección.

Es de destacar el hecho de que durante el proceso Electoral Federal de 2010, no se reportaron en la Región Norte incidentes, ni quejas o denuncias rela­ cionadas con el mismo, según reportes de la Unidad de Administración de Asun­ tos Externos y de Comunicación de la Región Norte.

LOGRO

Gracias al trabajo en equipo, la Región Norte solventó, con un alto índice, las observaciones y recomendaciones de los entes fiscalizadores, lo que fortalece positivamente la imagen institucional de PEMEX Exploración y Producción.

CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN

Con la nueva Ley de Petroleros Mexi­ canos expedida el 28 de noviembre de 2008, culminó el proceso de revisión del marco jurídico que regía hasta esa fecha, la gestión de la industria petrolera.

Con este nuevo instrumento y los cam­ bios a otras leyes que integraron la

Reforma Energética, Petróleos Mexi­ canos tiene mayor flexibilidad en aspec­ tos fundamentales de su gestión. Este conjunto de reformas considera princi­ palmente: Un régimen contractual específico me­ diante el cual Petróleos Mexicanos podrá enfrentar con mayor flexibilidad la in­ certidumbre que caracteriza sus actividades; optar modalidades especiales de contratación siempre con un precio cierto; revisar contratos plurianuales, penalizar a los contratistas por impac­ tos ambientales negativos o incum­ plimientos en tiempo o calidad o com­ pensarlos por un mejor tiempo de ejecución de las obras u otros aspectos que redunden en las obras y servicios contratados por la empresa o sus Or­ ganismos Subsidiarios así como por la apropiación de nuevas tecnologías que aporten mayor utilidad a Petróleos Mexicanos y los beneficios derivados de su aplicación.

Un Gobierno Corporativo fortalecido mediante la incorporación de cuatro consejeros profesionales al Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos designados por el Ejecutivo Federal y ratificados por el Senado de la República, y la integración de siete Comités de Apoyo al Consejo.

Los consejeros profesionales serán servidores públicos y estarán sujetos a las responsabilidades administrati­ vas correspondientes.

Los siete Comités de Apoyo al Con­ sejo de Administración son los siguientes: i) Auditoría y evaluación del desempeño; ii) Estrategia e inver­ siones; iii) Remuneraciones; iv) Adqui­ siciones, arrendamientos, obras y servicios; v) Medio ambiente y desarrollo sustentable; vi) Transparencia y rendición de cuentas; vii) Desarrollo e investigación tecnológica.

Se establecen nuevos mecanismos de control, transparencia y rendición de cuentas adicionales a los actuales, en donde destacan el Comité de Au­ ditoría y Evaluación del Desempeño y la designación de un Comisario en apoyo al Consejo de Administración, quien será el vigilante de los intereses de los tenedores de los bonos ciudadanos.

Los consejeros de administración de los Organismos Subsidiarios, inte­ grarán al menos a dos consejeros profesionales y a dos Comités: el de Estrategia e Inversiones y el de Adqui­ siciones, Arrendamientos, Obras y Servicios.

Un nuevo Régimen Fiscal que permita explotar los yacimientos más complejos y costosos en tierra y aguas profundas de forma rentable; mayor autonomía

para integrar y ejecutar su presupuesto; y proponer anualmente a las autoridades hacendarias y al Poder Legislativo, su balance financiero para un periodo de cinco años. Asimismo, el Consejo de Administración tendrá la facultad de aprobar adecuaciones al presupuesto anual sujeto a la meta de balance finan­ ciero del Gobierno Federal y podrá uti­ lizar gradualmente los excedentes que genere sobre los ingresos propios esti­ mados en corto plazo.

Un Régimen Específico de Deuda en el cual se elimina el esquema de finan­ ciamiento PIDIREGAS y el gasto de inversión dejará de contabilizarse como parte del balance financiero del Sector Público. Petróleos Mexicanos podrá analizar y acudir a los mercados finan­ cieros de acuerdo con los términos y condiciones que para tal efecto apruebe el Consejo de Administración y emitirá bonos ciudadanos, títulos de crédito que no otorgarán derechos de propiedad o de control, los cuales, fungirán tam­ bién como herramientas que favorecerán una mayor transparencia y rendición de cuentas.

Petróleos Mexicanos estará sujeto a los lineamientos generales de endeu­ damiento que emita la Secretaria de Hacienda y Crédito Público (SHCP). Se suprimen las autorizaciones por parte de esa dependencia para transacciones específicas y solo por causa justificada, podrá oponerse a operaciones específi­ cas de endeudamiento.

RENDICIÓN DE CUENTAS

Las resoluciones del Consejo de Administración requerirán del voto favorable de por lo menos dos conse­ jeros profesionales.

267

Durante las reuniones del Consejo de Administración en el 2010, se consideraron diferentes temas en los que resalta los proyectos Aceite Terciario del Golfo y Burgos. A continuación se mencionan los temas tratados en las diferentes reuniones en las cuales tuvo injerencia la Región Norte:

268

RENDICIÓN DE CUENTAS

Sesión extraordinaria 129 celebrada el 24 de febrero de 2010.- Se participó informando al Consejo de los avances de los Proyectos Burgos y Aceite Terciario del Golfo presentan­ do los siguientes temas:

Estrategia para expandir el cono­ cimiento Subsuelo Evaluación y selección de tec­ nologías críticas Instrumentos para acelerar el conocimiento Manejo de la producción, medición y reducción en la que­ ma y venteo de gas

Objetivo

Estrategia contractual para la generación de valor

Avances del proyecto

Gestión del conocimiento

Retos

Reducción de costos.

Para el caso del proyecto Aceite Terciario del Golfo, se presentó información de los Laboratorios de Campo Y procesos de recuperación se­ cundaria y mejorada.

Sesión ordinaria 131 celebrada el 23 de junio de 2010.- Se participó informando al Consejo sobre los avances del proyecto Aceite Terciario del Golfo y recomendaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos describiendo los siguientes temas: Estrategia y avances del proyecto A c e i t e Te r c i a r i o d e l G o l f o

Avance programático 2010.

Sesión extraordinaria 133 celebrada el 25 de agosto de 2010.- Se participó presentando al Consejo los principales proyectos de inversión, entre ellos, el proyecto Aceite Tercia­ rio del Golfo describiendo los siguientes temas: Objetivo Avances Iniciativas estratégicas en ejecución Y Laboratorios de Campo.

Avances del proyecto y resultados

Atención a recomendaciones de la Comisión Nacional de Hidrocar­ buros (CNH) y CEI (consejeros de PEMEX) Escenarios 2011 y replanteamien­ to del proyecto Apoyo a la comunidad Conclusiones.

RENDICIÓN DE CUENTAS

Sesión extraordinaria 134 celebrada el 19 de octubre de 2010.- Se participó presentando al Consejo, los principales proyectos de inversión, entre ellos, el proyecto Aceite Tercia­ rio del Golfo, describiendo los siguientes temas:

269

Recursos Humanos y Organizaciรณn

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

272

y los Organismos Subsidiarios. Por ello, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos, en su Sesión Or­ dinaria número 814 mediante acuerdo CA-072/2010, estableció los "Criterios Generales en Materia de Racionalidad, Austeridad y Disciplina Presupuestaria para Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, durante el Ejercicio presu­ puestal 2010". Para dar cumplimiento a lo establecido, la Subdirección Región Norte adoptó medidas en todos los Activos Integrales para el control del gasto de mano de obra, mediante el desarrollo de herramientas para su monitoreo con el objeto de disminuir los costos generados por tiempo extra medido, logrando un ahorro en este rubro, de 112 millones en el año 2010 con respecto al año 2009.

TIEMPO EXTRA

De acuerdo a lo establecido en el Decre­ to de Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2010 así como en la Ley Federal de Presupues­ to y Responsabilidad Hacendataria y demás disposiciones aplicables en las medidas de racionalidad, austeridad y disciplina presupuestaria, que las eroga­ ciones derivadas de las operaciones de Petróleos Mexicanos y los Organismos Subsidiarios, se deberán llevar a cabo bajo criterios de eficiencia y eficacia, así como una asignación adecuada de los Recursos Presupuestales. Bajo este esquema, la Subsecretaría de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, dio a conocer el Programa Na­ cional de Reducción del Gasto Público, que es de aplicación general y observan­ cia obligatoria en Petróleos Mexicanos

$60

DISTRIBUCIÓN TIEMPO EXTRA MONTO (MM$) $56.91

$53.03

$50.90

$50

$42.90 $40 $32.63 $20

$35.18

$32.26

$35.46

$35.62

$38.73

$34.39

$33.75

$33.41

F

M

A

M

J J 2009

A

S

O

N

D

E

F

$24.31 $22.12

$19.87

$19.24 E

$33.94

$31.83

$10

$0

$44.74

M

A

M

$23.63

$23.17

J J 2010

A

$22.61

S

O

$22.16

N

D

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

Recursos Humanos y Organización

273

800,000

DISTRIBUCIÓN TIEMPO EXTRA HORAS

724,018 500,000

685,347

300,000

439,514 436,209

200,000 100,000

274

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

0

683,629

478,637

470,373

432,322

473,376

F

M

521,228 390,054 370,462 336,683

422,600 420,104

240,407 237,578

259,689

E

493,039

238,148

A

M

J J 2009

A

S

O

N

D

E

F

M

A

M

238,747

J J 2010

A

219,319

231,767 210,074 S

O

N

D

La Dirección General de PEMEX Exploración y Producción autorizó, me­ diante Acuerdo número PEP/039/2008 de fecha 09 de mayo de 2008, la estruc­ tura de organización para algunas de­ pendencias que conforman el Activo Integral Aceite Terciario de Golfo en una primera etapa de implantación de la estructura orgánica y ocupacional sin costo adicional, ya que fueron apertura­ das mediante movimientos compensa­ dos. Cabe resaltar que se aplicaron varios acuerdos para la aplicación de estructuras: en acuerdo PEP-308/2008 fue autorizada la estructura de Diseño de Proyectos; en acuerdo PEP297/2008 se autorizó la plantilla de personal de apoyo de COPIE, MEDYSA y CAF y en acuerdo PEP-755/2009 la estructura de COPIE MEDYSA y Sec­ tores de Apoyo. Con estas acciones, fue reforzada la plantilla organizacional del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, además, se han realizado diversas transferencias de plazas entre los Ac­ tivos Integrales Poza Rica - Altamira y Aceite Terciario del Golfo.

to de Pozos en jurisdicción de la Sección 30 del Sindicato de Trabajadores Pe­ troleros de la República Mexicana (STPRM).

DCA-10540-2009

Establecimiento de las condiciones es­ peciales de trabajo para elevar niveles de eficiencia operativa, grado de segu­ ridad y desarrollo de los trabajadores de los equipos de Perforación y Terminación y Reparación de Pozos (CAS Marco).

DCA-10556-2009

Aplicación del CAS número 10540/2009, en las tripulaciones de los equipos de Perforación y Terminación y Reparación de Pozos propiedad de Petróleos Mexi­ canos y que operan en jurisdicción de la Sección 3 del STPRM, en Altamira, Tam. (CAS Local).

DCA-10557-2009

CONVENIOS ADMINISTRATIVOS SINDICALES (CAS)

Aplicación del CAS número 10540/2009, en las tripulaciones de los equipos de Perforación y Terminación y Reparación de Pozos propiedad de Petróleos Mexi­ canos y que operan en jurisdicción de la Sección 09 del STPRM, en Veracruz, Ver. (CAS Local).

Se inició la aplicación de los convenios administrativos sindicales:

DCA-10558-2009

SCRL 10511-2008

Estructura ocupacional sindicalizada de la Región Norte de PEP: Centro de Trabajo Poza Rica - Altamira, área Poza Rica y la División Norte de la Unidad Operativa de Perforación y Mantenimien­

Aplicación del CAS número 10540/2009, en las tripulaciones de los equipos de Perforación y Terminación y Reparación de Pozos propiedad de Petróleos Mexi­ canos y que operan en jurisdicción de las Secciones 13 y 25 del STPRM, en Cerro Azul y Naranjos, Ver. (CAS Local).

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

REFORZAMIENTO DE LA PLANTILLA LABORAL DEL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

275

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

276

DCA-10559-2009

Aplicación del CAS número 10540/2009, en las tripulaciones de los equipos de Perforación y Terminación y Reparación de Pozos propiedad de Petróleos Mexi­ canos y que operan en jurisdicción de la Sección 30 del STPRM, en Poza Rica, Ver. (CAS Local).

comunicación y trato respetuoso, de incluir los aspectos familiares y de salud como motivación primordial del trabaja­ dor. Este programa fue dirigido al per­ sonal no sidicalizado de la Región Norte y consta de dos fases: PRIMERA FASE:

DCA-10560-2009

Aplicación del CAS número 10540/2009, en las tripulaciones de los equipos de Perforación y Terminación y Reparación de Pozos propiedad de Petróleos Mexi­ canos y que operan en jurisdicción de la Sección 36 del STPRM, en Reynosa, Tam. (CAS Local).

Estos convenios han sido positivos para retener y garantizar la mano de obra capacitada y calificada de manera definitiva en las Unidades Operativas Poza Rica (Incluye Cerro Azul - Naranjos), Reynosa y Área Alejada Altamira.

INICIATIVAS REGIÓN NORTE DESARROLLO ACTITUDINAL DEL RECURSO HUMANO

La Subdirección Región Norte autorizó, por segundo año consecutivo, el Progra­ ma denominado "Desarrollo Actitudinal del Recurso Humano", impartido por la compañía Seminarios Internacionales, cuyo objetivo es integrar a los miembros de la Subdirección de la Región Norte de PEP y todos sus Activos, a un compromiso compartido de alta calidad en la producción con seguridad así como mostrar los beneficios de trabajar en equipo, de fortalecer las relaciones interpersonales con una mejor

Que tuvo por objetivo, el desarrollo de las motivaciones, actitudes y valores para alinear las conductas de los par­ ticipantes a un alto nivel de productividad y seguridad en todos los procedimientos del desempeño laboral, con el personal de Pemex Exploración y Producción en la Región Norte, y en la cual se consideraron los siguientes temas: Cambio para la seguridad laboral Desarrollo actitudinal y bloqueos mentales Compromiso para la seguridad laboral.

SEGUNDA FASE: CALIDAD DE VIDA Y SALUD EN EL TRABAJO

En esta fase participó el personal que tomó con anterioridad el curso "Actitud, Productividad y Seguridad" a fin de comprender el papel fundamental de la Salud en el Trabajo y reconocer como afectan los principios y creencias per­ sonales en la calidad de vida y las con­ secuencias del estilo de vida moderno.

Se utilizaron estas prácticas para me­ jorar de manera visible y cuantificable,

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

ACTITUD, PRODUCTIVIDAD Y SEGURIDAD

277

sus avances hacia un estilo de vida saludable, seguro y productivo y en la cual se consideraron los siguientes temas: Enfoque multifactorial de la calidad de vida Prevención, promoción y educación en la salud ¿Cómo se puede recuperar la Salud en el Trabajo?

278

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

La solución en nuestras manos.

Dentro del programa fueron contempla­ das reuniones masivas en las cuales, los trabajadores son invitados libre­ mente a asistir con sus familias a una plática complemento del programa. Las exposiciones son temas abiertos orien­ tados a concientizar a los trabajadores en la importancia de la familia y el bienestar de los hijos para mejorar su calidad de vida. Se impartieron 75 even­ tos, los cuales se distribuyeron de la siguiente manera: C.T. POZA RICA BURGOS VERACRUZ ALTAMIRA

FASE 1 GRUP PART 24 315 15 278 6 94 5 72

FASE 2 GRUP PART 6 3 2

108 45 44

DIPLOMADOS AIPM

La Subdirección Región Norte autorizó 4 diplomados impartidos por la AIPM: En la ciudad de Reynosa, Tamaulipas se impartió el Diplomado titulado: "Automatización de Instalaciones de Producción" con la asistencia de 15 participantes. El objetivo fue de conocer el sistema de automatización (SCADA, PLC y SCD), para instalaciones de producción de gas natural.

En la ciudad de Veracruz, Veracruz se impartió el Diplomado titulado: "Actualización de Geología Petrolera" con la asistencia de 10 participantes. El objetivo fue de conocer, analizar y aplicar los nuevos conceptos geológicos em­ pleados en la exploración y explotación de hidrocarburos así como también el desarrollo de habilidades en el manejo, interpretación y síntesis de la información geológica, aplicadas en la elaboración de textos técnicos y princi­ palmente de mapas.

En la ciudad de Poza Rica, Veracruz se impartieron dos diplomados: el primero, titulado: "Geología Petrolera para no Geólogos" con la asistencia de 18 participantes; el segundo "Ingeniería Petrolera para no Petroleros" con la asistencia de 20 participantes.

El objetivo del primero fue el de proveer los conocimientos necesarios sobre geología petrolera para realizar de manera satisfactoria las funciones técnicas dentro de las áreas de trabajo en la industria petrolera analizando los diver­

El segundo fue desarrollado para que los profesionistas que laboren en la industria petrolera, fortalezcan sus conocimientos en las actividades prioritarias que realiza Petróleos Mexicanos, a fin de tener una visión global más clara de lo que es la empresa.

SICAM (SISTEMA INSTITUCIONAL DE CAPACITACIÓN MODULAR)

Este sistema tiene como objetivo insti­ tucional, establecer un programa insti­ tucional alineado a la estrategia corpo­ rativa y a los acuerdos de la Comisión Nacional Mixta de Capacitación para llevar al personal sindicalizado a una alta competitividad laboral con base en trayectorias de carrera para cada es­ pecialidad y en apego a las necesidades de las Líneas de Negocio.

Durante 2007 y 2008, se crearon 17 especialidades las cuales fueron: Instrumentación, Mecánica de Piso,

Máquinas Herramientas, Electricidad, Bombeo y Almacenamiento, Seguridad y Contra Incendio, Laboratorio Químico, Combustión Interna, Soldadura, Palería, Tubería, Pintura, Albañilería, Carpintería, Mantenimiento Civil, Operación de Equipo Pesado (gruero) y Servicios Auxiliares.

En 2009, se complementaron seis es­ pecialidades más: Vigilancia, Intendencia, Chofer Operador de Auto-tanque, Servi­ cios de Salud, Informática y Proveeduría y Almacenamiento, así mismo, se alcanzó un avance de 70% en cuatro especialidades más: Servicios Auxiliares, Producción, Perforación y Telecomunica­ ciones.

En 2010, se crearon seis especialidades y cuatro subespecialidades, llegando a un total de 33 en el Portal del Sistema Institucional de Capacitación Modular.

Además, se llegó a un acuerdo con la Comisión Nacional Mixta de Capacitación, Recursos Humanos, Instituto Mexicano del Petróleo e Instituto Politécnico Nacional, para alinear y registrar en el sistema, los planes de carrera de la Región Norte con la finalidad de optimi­

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

sos métodos o técnicas exploratorias para seleccionar las mejores opor­ tunidades o "plays" para encontrar hidro­ carburos.

279

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

280

Se tiene contemplado para el año 2011, la liberación del Sistema de Evaluación PILOT para la Evaluación Diagnóstica de Competencias.

SISTEMA PEMEX-SSPA SUBSISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE SALUD EN EL TRABAJO (SAST)

En 2007, el Subsistema de Administración de la Salud en el Trabajo (SAST), inicia su actividad definiendo a la Salud en el Trabajo como una actividad multidisciplinaria dirigida a proteger y promover la salud de los trabajadores mediante la prevención de accidentes y enfermedades de trabajo así como la eliminación de los factores o condiciones de riesgo que ponen en peligro su salud y seguridad. Tiene por objeto promover, mantener y vigilar un ambiente de tra­ bajo seguro y saludable así como traba­ jadores sanos con capacidad de desempeño adecuada, que mediante la administración de riesgos para la salud y el desarrollo de un marco regulatorio en Petróleos Mexicanos y sus Organis­ mos Subsidiarios, contribuya a la pro­ ductividad y competitividad de la empre­ sa. Los alcances son: Aplicar las prácticas de Higiene In­ dustrial, consistentes en la identificación de peligros y evaluación

de riesgos, con el propósito de emitir recomendaciones de control a fin de prevenir enfermedades y lesiones en los trabajadores.

Aplicar programas de vigilancia de la salud orientados a la prevención y control de riesgos a la salud por exposición, con estricto apego y cumplimiento a los protocolos estable­ cidos por la ciencia médica, siendo parte de las medidas, orientadas a mantener y mejorar el estado de salud de los trabajadores.

Determinar los requerimientos de desempeño de los puestos de trabajo en aspectos anatómicos, funcionales y psicológicos, que permita establecer la compatibilidad puesto-persona para ubicar a los trabajadores en puestos acordes a sus capacidades.

El Subsistema de Administración de la Salud en el Trabajo se basa en la aplicación de aquellos elementos esen­ ciales que rigen las mejores prácticas de un proceso integral de salud en el trabajo y que se desarrollan multidisci­ plinariamente a través de recursos humanos, higiene industrial, medicina del trabajo, ergonomía y psicología laboral y que están dirigidos a proteger y promover la salud de los trabajadores, mediante la prevención de enfermedades de trabajo y la eliminación de los agentes y factores de riesgo que ponen en peligro su salud.

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

zar los esfuerzos en esta Región. Esto contribuye a los logros de la Región Norte ya que aporta un programa insti­ tucional de planes de carrera al personal sindicalizado para potencializar las ca­ pacidades técnicas de los mismos.

281

I. ACTIVIDADES DE IMPLANTACIÓN DEL SUBSISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE SALUD EN EL TRABAJO (SAST) EN REGIÓN NORTE

CALENDARIO DE REUNIONES 2010 SUBEQUIPO DE LIDERAZGO DE SALUD EN EL TRABAJO Y SERVICIOS MULTIDISIPLINARIO DE SALUD EN EL TRABAJO

NIVEL 1: EVALUANDO EL SISTEMA Y CREANDO CONCIEN­ CIA

MES FECHA LUGAR TIPO MINUTA ENERO FEBRERO 16 PR VIDEOCONFERENCIA SI MARZO ABRIL 22 PR VIDEOCONFERENCIA SI MAYO JUNIO 29 PR VIDEOCONFERENCIA SI JULIO AGOSTO 10 AL 12 PR VIDEOCONFERENCIA SI SEPTIEMBRE OCTUBRE 11 PR VIDEOCONFERENCIA SI NOVIEMBRE DICIEMBRE 10 PR VIDEOCONFERENCIA SI

NIVEL 2: DESARROLLANDO EL SISTEMA.

282

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

1).- Se actualizó la organización estruc­ turada del Subequipo de Liderazgo de Salud en el Trabajo (SELST) Región Norte (nivel táctico): Se establecen siete unidades de implantación de nivel operativo y se actualizó su organización estructurada: Activo Integral Burgos Activo Integral Poza Rica-Altamira (AIPRA) Activo Integral Veracruz Activo Integral Aceite Terciario del Golfo Activo de Exploración Golfo de México Norte Gerencia de PMP División Norte y Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Norte.

Funcionamiento del Subequipo de Liderazgo de Salud en el Trabajo (SELST) y Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST) de nivel táctico y operativo:

Dentro de los requisitos del nivel 2 de implantación del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST), se solicita se integre el Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST), siendo éstos los prestados por profesionistas competentes para realizar funciones de prevención, protección y control así como de asesoría al patrón, a los trabajadores y a sus represen­ tantes en materia de Salud en el Trabajo, pudiendo ser internos, externos o mix­ tos y que para fines del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST), estarán integrados de manera básica por las especialidades de Administración del Servicio Multidiscipli­ nario de Salud en el Trabajo (SMST), Higiene Industrial y Medicina del Trabajo complementadas con la Ergonomía y Psicología del Trabajo u otras necesarias, que de acuerdo con las características de exposición de los trabajadores a los agentes o factores de riesgo, dañen la salud.

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

283

En cumplimiento al lineamiento para la organización y funcionamiento del Ser­ vicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST) en PEMEX y Organismos Subsidiarios, se actualizó la estructura organizacional de nivel táctico regional y las siete unidades de implantación de nivel operativo.

De acuerdo a las siete unidades de implantación de nivel operativo, se inte­ gra un Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST):

284

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

Activo Integral Burgos Activo Integral Poza Rica-Altamira (AIPRA) Activo Integral Veracruz Activo Integral Aceite Terciario del Golfo Activo de Exploración Golfo de México Norte Gerencia de PMP División Norte y Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Norte.

El informe de actividades preventivas del Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST) de nivel táctico y operativo se lleva a cabo conjuntamente con los integrantes del Subequipo de Liderazgo de Salud en el Trabajo (SELST) de manera bimestral de acuerdo al

cumplimiento al calendario de reuniones: CALENDARIO DE REUNIONES 2010 SUBEQUIPO DE LIDERAZGO DE SALUD EN EL TRABAJO Y SERVICIOS MULTIDISIPLINARIO DE SALUD EN EL TRABAJO MES FECHA LUGAR TIPO MINUTA ENERO FEBRERO 16 PR VIDEOCONFERENCIA SI MARZO ABRIL 22 PR VIDEOCONFERENCIA SI MAYO JUNIO 29 PR VIDEOCONFERENCIA SI JULIO AGOSTO 10 AL 12 PR VIDEOCONFERENCIA SI SEPTIEMBRE OCTUBRE 11 PR VIDEOCONFERENCIA SI NOVIEMBRE DICIEMBRE 10 PR VIDEOCONFERENCIA SI

2).- Capacitación genérica en los 14 elementos y el Manual del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (Versión 1.0) dirigida a los integrantes del Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST) y Línea de Mando.

CAPACITACIÓN NÚMERO DE TRABAJADORES INDUCCIÓN AL SAST 534 MANUAL SAST V1.0 264

3).- Capacitación Específica en los 14 elementos del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo dirigido a los integrantes del Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST).

CAPACITACIÓN PROCEDIMIENTOS

NÚMERO DE TRABAJADORES 251

4).- Capacitación a la Línea de Mando en el elemento 11 (Compatibilidad Pues­ to -Persona) del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

285

(SAST) desarrollado en el Activo Integral Veracruz CAPACITACIÓN NÚMERO DE TRABAJADORES COMPATIBILIDAD PUESTO-PERSONA 28

286

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

5).- Capacitación a los integrantes del Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST) y Línea de Mando en el elemento 5 (Factores Psicosociales y Efectos Negativos) del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST) en el área Poza Rica.

6).- Capacitación a personal médico y técnico de los integrantes del Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST) en el elemento 4 (Factores de Riesgo Ergonómicos y Estudios Preliminares) del SAST en el área Poza Rica y Veracruz.

CAPACITACIÓN NÚMERO DE TRABAJADORES FACTORES DE RIESGO ERGONÓMICO 52

7).- Capacitación a los integrantes del Servicio Multidisciplinario de Salud en el Trabajo (SMST) en el conocimiento del Marco Jurídico para la elaboración y cumplimiento del Programa de Salud en el Trabajo (PST) sus objetivos, metas e indicadores.

8).- Inducción a la Salud en el Trabajo y Marco Normativo a los integrantes de la Comisión Local Mixta de Seguridad e Higiene, área Poza Rica (con prioridad al elemento 10 del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST) (Comunicación de Riesgos para la Salud).

CAPACITACIÓN INTEGRANTES CLMSH

NÚMERO DE TRABAJADORES 12

9).- Desempeño del Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST) Región Norte enero a diciembre de 2010 en Región Norte:

POR ELEMENTO DEL SUBSISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE SALUD EN EL TRABAJO (SAST):

3 60

61

100

30

30

30

30

20

20

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

AGENTES FÍSICOS

AGENTES QUÍMICOS

AGENTES BIOLÓGICOS

2

60

30

30

8

8

8

25

100

100

87

87

87

100

97

100

100

100

100

100

100

100

100

SERVICIOS AL PERSONAL

SELECCIÓN DE EPPE

1

FACTORES FACTORES ERGONÓMICOS PSICOSOCIALES

PROGRAMA VENTILACIÓN DE Y CALIDAD CONSERVACIÓN DE AIRE AUDITIVA

COMUNICACIÓN COMPATIBILIDAD VIGILANCIA RESPUESTA OBJETIVOS, RIESGOS PUESTO DE LA MÉDICA METAS, PARA PERSONA SALUD A EMERGENCIAS PROGRAMAS LA SALUD E INDICADORES

CALIFICACIÓN TOTAL 1.9% POR CENTRO DE TRABAJO (UNIDAD DE IMPLANTACIÓN): RESULTADOS CUALITATIVOS Y CUANTITATIVOS 1° VERSION SAST (A JULIO DE 2009) ÚLTIMA VERSIÓN SAST (ENERO A DICIEMBRE DE 2010) MEJORA CONTINUA

4

SISTEMA ESTABLECIDO

3

ESTABLECIENDO EL SISTEMA

2

DESARROLLANDO EL SISTEMA

1

EVALUANDO EL SISTEMA Y CREANDO CONCIENCIA

0

2.6

2.6 1.9

AIB II. ACTIVIDADES OPERATIVAS DE ACUERDO AL PROCESO DE SALUD EN EL TRABAJO 1).- HIGIENE INDUSTRIAL

Se define como el conjunto de actividades que tienen por objeto, el recono­ cimiento, la evaluación y el control de aquellos agentes o condiciones pre­ sentes en el ambiente laboral que dada una acción continua, se pueden generar enfermedades de trabajo. Para tal efec­ to, contamos con estudios de higiene industrial y atlas de riesgo a la salud.

196 137 91 25 REQUERIDOS

PEP

REALIZADOS HASTA 2009

REQUIEREN ACTUALIZAR

PROGRAMA 2010

2.6 1.9

AIPRA

1.9

AIV

1.9

1.9

1

1

AIATG

AEGMN

INSTALACIONES QUE REQUIEREN ACTIVO ATLAS DE REALIZADOS REQUIEREN PROG INTEGRAL RIESGO 2009 ACTUALIZACIÓN 2010 AIB 23 33 33 0 AIPRA 113 77 48 16 AIV 34 24 10 3 AIATG 26 0 0 6 TOTALES 196 137 91 25 * NO SE CONTÓ CON RECURSOS PRESUPUESTALES RECORRIDOS SENSORIALES A LAS ÁREAS DE TRABAJO DEL EDIFICIO ADMINISTRATIVO REGIÓN NORTE

El objetivo es identificar las exposiciones de los trabajadores y jerarquizar su importancia para la salud de ellos con base en las características del agente o factor de riesgo, la frecuencia e inten­ sidad de la exposición para contribuir en la integración del mapa de riesgos de los procesos y del centro de trabajo.

RECORRIDOS PROGRAMADOS REALIZADOS EVIDENCIA

03-21 DICIEMBRE 2010 06 06 ACTAS DE VERIFICACIÓN

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

5

287

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

288

PRINCIPALES PADECIMIENTOS: Obesidad, Dislipe­

demias, Hipertensión y Diabetes Mellitus PRINCIPALES FACTORES DE RIESGO: Sedentarismo,

Tabaquismo y Alcoholismo

Permite la observación e investigación regular y continua de las principales características y componentes del pro­ ceso salud-enfermedad.

Examen médico periódico con detección de factores de riesgo Se define como la evaluación médica integral que se utiliza para detectar, en trabajadores de planta, factores de riesgo para su salud por estilo de vida y exposición laboral y daños a la salud en etapas iniciales.

En el examen médico periódico llevado a cabo al perfil de salud a funcionarios, nivel 39 y superior, se examinaron inte­ gralmente con el siguiente informe:

AÑO 2009-2010 TOTAL

EXAMEN MÉDICO PERIÓDICO CON DETECCIÓN DE FAC­ TORES DE RIESGO EN REGIÓN NORTE: AÑO 2010 6,066

526 9% 958 16%

4,582 75%

CON PADECIMIENTOS

SANOS

SANOS CON FACTOR DE RIESGO

NÚMERO DE EVALUADOS 204 204

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

2).- VIGILANCIA DE LA SALUD

Se cuenta con un informe estadístico por Centro de Trabajo que permite de­ tectar trabajadores, nivel 38 e inferiores, que se encuentren en los niveles de sanos, sanos con factores de riesgo por estilo de vida y exposición laboral así como daño a la salud en etapas iniciales.

289

PERIODO: ENERO A DICIEMBRE 2010 AVANCE: EXAMEN MÉDICO PERIÓDICO: PERFIL DE SALUD A FUNCIONARIOS Y DETECCIÓN DE FACTORES DE RIESGO, RN

290

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

TOTAL CON EXAMINADOS TOTAL TOTAL FACTORES CON ENVÍO A CENTRO (TRANSITORIOS EXAMINADOS EXAMINADOS DE TRABAJO -PLANTA) (TRANSITORIOS) (PLANTA) SANOS DE RIESGO PADECIMIENTO ESPECIALIDAD 255 1,966 161 ACTIVO INTEGRAL BURGOS 2,904 449 2,455 234 96 213 29 SECTOR ALTAMIRA 956 626 330 21 374 141 104 SECTOR CERRO AZUL 1,639 1,038 601 86 41 181 192 SECTOR NARANJOS 1,365 1,119 246 24 770 127 ACTIVO INTEGRAL POZA RICA 6,950 6,112 838 53 15 35 591 143 EDIFICIO ADMINISTRATIVO RN 1,093 405 688 62 142 720 162 ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ 1,379 471 908 46 958 4,582 918 TOTAL 16,286 10,220 6,066 526 TOTAL DE TRABAJADORES EXAM (P+T) 16,286 OTRAS ACTIVIDADES PREVENTIVAS DE SOPORTE: INMUNIZACIONES

Se define como una actividad de salud pública enfocada a estimular el sistema inmunológico mediante la aplicación de vacunas a los trabajadores para el control de los padecimientos suscepti­ bles de prevención por este medio. Tiene como objetivo, mantener a la población trabajadora protegida inmunológicamente con esquemas de vacunación completos.

UNIDAD DE MEDIDA ESQUEMAS COMPLETOS

PROGRAMADO 4,348 REAL 11,981

NOTA: EN 2009 Y 2010 SE INCREMENTÓ LA PRODUCTIVIDAD DEBIDO A LA APLICACIÓN DE VACUNA DE LA INFLUENZA ESTACIONAL Y H1 N1A.

EDUCACIÓN PARA LA SALUD Se define como una actividad multidis­ ciplinaria mediante la cual se informa a los trabajadores sobre los factores de riesgo por exposición laboral y por estilo

de vida así como las medidas de prevención y control a su alcance. Tiene como objetivo, proporcionar a los traba­ jadores la información necesaria y sufi­ ciente sobre los riesgos que se generan en los procesos de trabajo y por estilo de vida así como las medidas de prevención y control a su alcance para propiciar la modificación hacia la mejoría de sus prácticas de trabajo y de vida.

Se otorgaron sesiones de fomento a la salud al personal en base al diagnóstico de salud: para los trabajadores sanos y expuestos, los temas fueron neta­ mente preventivos y para trabajadores con padecimientos, las sesiones se enfocaron hacia el control, limitación del daño y prevención de complicaciones.

UNIDAD DE MEDIDA SESIONES DE PLÁTICAS

2010 PROGRAMADO 884 REAL 1,343

SEGUIMIENTO A LA VIGILANCIA DE LA SALUD (LABORATORIO DE SALUD)

Derivado del examen médico periódico, se invita a los trabajadores con uno o más factores de riesgo y/o padecimien­ tos, a participar en el autocuidado de la salud mediante los siguientes servi­ cios: Somatometría Examen de laboratorio Plan de activación física Plan de alimentación

AVANCES DE ASISTENCIA A LABORATORIO DE SALUD: 2010 ACTIVIDADES LABORATORIO DE SALUD

PROGRAMADO 132 REAL 132

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

1).2).3).4).-

291

ACTIVACIÓN FÍSICA EN LOS CENTROS DE TRABAJO DE LA REGIÓN NORTE

Tiene como objetivo, contribuir a desarrollar hábitos y actitudes entre los trabajadores de PEMEX Exploración y Producción Región Norte hacia la prác­ tica del ejercicio cotidiano que permita mejorar su salud y tener una mejor calidad de vida.

Dentro de los beneficios que se han alcanzado

292

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

Desarrolla las capacidades físicas condi­ cionales: Resistencia, flexibilidad y fuerza Reducir la ansiedad y el estrés Disminuye los factores de riesgo como: obesidad, el sobrepeso, el sedentarismo, entre otros Mejorar el metabolismo Mejorar el rendimiento sexual Reforzar la autoestima Otros.

PUESTOS CENTRO DE TRABAJO CONFIANZA SINDICALES VERACRUZ 8 30 TOTAL POZA RICA 267 120 38 CERRO AZUL 16 11 387 ALTAMIRA 12 33 27 BURGOS 39 43 45 RN 299 82 TOTAL 342 536 299 AVANCE 100% 100% 878

Actualmente se brinda asesoría en cada área de trabajo para desarrollar una rutina en posición sentada y de pie aplicando las tres fases de activación física proporcionado por la CONADE.

RECURSOS HUMANOS Y ORGANIZACIÓN

293

CrĂŠditos

PUBLICADO POR

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

296

CRÉDITOS

SUBDIRECCIÓN REGIÓN NORTE GERENCIA DE PLANEACIÓN Y EVALUACIÓN

Juan Arturo Hernández Carrera SUBDIRECTOR REGIÓN NORTE

Juan Bujanos Wolf GERENTE DE PLANEACIÓN Y EVALUACIÓN

Alejandro Camps Pérez SUBGERENTE DE EVALUACIÓN DE RESULTADOS

EQUIPO EDITORIAL Dirección Editorial JUAN BUJANOS WOLF

Coordinación General y de Producción ALEJANDRO CAMPS PÉREZ

ANTONIO TOVAR IGLESIAS EDUARDO GUZMÁN GUZMÁN SILVINA AVILÉS ORTIZ LEONARDO PEÑALOZA TORRES OCTAVIO BARRERA TORRES RAÚL LEÓN VENTURA JOSÉ ADRIÁN SÁNCHEZ LIRA RUBÉN VÉLEZ ROSAS ERNESTO ÁLVAREZ GUDINI JORGE GONZÁLEZ ZAVALA EVERARDO CASTRO MEDELLÍN CARLOS ABURTO QUIROZ HUMBERTO CASTELLANOS RINCÓN RAMÓN VERA ORLÁN VÍCTOR DE ALLENDE Y GONZÁLEZ ROBERTO GUILLÉN MÉNDEZ

Fotografía y Diseño Gráfico GIOVANNI PELÁEZ MARCOS JAIME ARÉVALO

LA SUBDIRECCIÓN REGIÓN NORTE DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN AGRADECE A TODAS LAS DEPENDENCIAS DE PEP REGIÓN NORTE LA COOPERACIÓN Y EL INTERÉS MOSTRADO PARA LOGRAR LA EDICIÓN DE ESTA PUBLICACIÓN.

CRÉDITOS

Análisis y Evaluación de la Información

297

Informe de Resultados 2010