Post on 10-Aug-2015
AnAnáálisis de Riesgos y Programas de lisis de Riesgos y Programas de Seguridad en Instalaciones de PEMEXSeguridad en Instalaciones de PEMEX
Mayo 22 de 2008
I. Descripción general de PEMEX
VI. Estrategias para la atención de emergencias
V. Integridad de ductos de PEMEX
VII. Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE)
VIII. Protección Civil en PEMEX
IX. Conclusiones
III. Seguridad, Salud y Protección Ambiental en PEMEX
II. Presencia de PEMEX en la Región Sureste
IV. Análisis de riesgo en instalaciones de PEMEX
Contenido
I. I. DescripciDescripcióón general de PEMEXn general de PEMEX
Descripción general de PEMEX
Quiénes somos
Petróleos Mexicanos (Pemex) es la empresa estatal encargada del aprovechamiento de la riqueza petrolera de México; está integrada por un Corporativo y Cuatro Organismos Subsidiarios.
Que hacemos
Pemex realiza actividades de exploración, producción y comercialización de petróleo crudo y gas natural; así mismo procesa y distribuye en el país productos refinados, gas y petroquímicos que comercializa en el mercado interno y en el exterior.
El activo principal de PEMEX son sus recursos humanos, los
cuales representan una fuerza laboral de 154,761 trabajadores.
Exploración
y
Producción
Crudo
Gas natural y
condensados
Exportación
Refinación
PMI Comercio Internacional
Petrolíferos
Lubricantes y asfaltos
Coque
Procesamiento
Gas
Etano
Gas LP y Naftas
Gas seco
Investigación
y
Desarrollo
Procesos Petroquímicos
Organización y procesos productivos
Corporativo
Fuente: Anuario Estadístico PEMEX 2007
1° En producción de crudo en costa afuera
6° En producción de petróleo crudo
17° En reservas de petróleo crudo
35° En reservas de gas
12° En capacidad de refinación
12° En producción de gas natural
PEMEX- Posición Internacional
Localización de las principales instalaciones
Principales instalaciones de PEMEX
Exploración y producción
Campos en producción 364
Pozos en explotación 6,080
Plataformas marinas 206
Principales instalaciones de PEMEX
Procesamiento de Gas
Centros Procesadores de Gas 12
Plantas Endulzadoras de Gas 20Plantas Criogénicas 17Plantas de AbsorciónTerminales de Gas licuado
220
Principales instalaciones de PEMEX
Refinerías 6Capacidad de proceso(millones de barriles por día) 1.5
Centros Petroquímicos 8Plantas Petroquímicas 37TAR´s 77Tuberías de transporte (Km.) 57,000Buques tanque 11Autos Tanques 1,490Carro Tanques 526
Procesamiento de petróleo
Principales instalaciones de PEMEX
306267
189166 152
98 97 92 85
339
Exxon Mobil RD Shell BP Chevron ConocoPhillips
Total Sinopec PEMEX ENI PDVSA
Ventas totales, principales empresas petroleras, 2007(miles de millones USD)
Fuente: Petróleos Mexicanos- Anuario Estadístico 2007
50
100
150
200
250
300
PEMEX- Posición internacional
Reservas de Petróleo y Gas
Reservas de petróleo y gas natural (1)
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)
(1) Reservas a Diciembre 31 2007
14.7
15.1
14.6 44.4
Probadas Probables Posibles Totales
Producción de Crudo y Gas
Producción de Crudo Ligero Pesado Superligero MBDRegión Marina Noreste 44 1,888 - 1,932 Región Marina Suroeste 335 - 142 477 Región Sur 326 10 119 455 Región Norte 21 62 - 83
Producción Total 2,947
Producción de Gas MMPCD
REGIONES MARINAS 2,554
REGIÓN SUR 1,396 REGIÓN NORTE 2,576
Producción Total 6,526
Fecha 5/feb/2008
615 millonesTanques
300 litrosGas LP
II. II. Presencia de PEMEX en la RegiPresencia de PEMEX en la Regióón Suresten Sureste
(CHIAPAS, OAXACA, TABASCO Y VERACRUZ)
Chiapas
Instalaciones de PREF en el estado de Chiapas
Instalaciones de PGPB en el estado de Chiapas
Oaxaca
Instalaciones de PREF en el estado de Oaxaca
Instalaciones de PREF en el estado de Oaxaca
Tabasco
La Región Sur posee una superficie de 390 mil Km2 y abarca los estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, así como la totalidad de Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo y Chiapas.
En lo referente a los Estados que nos ocupa, comprende los Activos Cinco Presidentes, Samaria Luna, Bellota-Jujo, Muspac y Macuspana.
La producción promedio anual de petróleo crudo fue de 491mil 318 barriles por día y la de gas natural de 1 mil 352 millones de pies cúbicos por día
En el transcurso de 2006, la actividad estratégica de mayor importancia se obtuvieron de cuatro proyectos de exploración Cuichapa, Julivá, Reforma y Simojovel; y las componentes exploratorias de los dos proyectos integrales: Comalcalco y Macuspana.
Se terminaron 50 pozos, de ese total cinco fueron de exploración y 45 de desarrollo.
Tabasco: Instalaciones de PEP en el Estado
Tabasco: Instalaciones de PREF en el estado
-92°00'-94°00'
18°0
0'19
°00'
17°0
0'
18°0
0'17
°00'
19°0
0'
CHIAPAS
-92°00'-94°00' -90°00'
ACTIVOS EN EL ESTADO DE TABASCO
TABASCO
DOS BOCAS
VILLA HERMOSA
CAMPECHE
VERACRUZ
SISTEMA DE INFORMACION GEOGRAFICA COORDINACION GRAFICA: D.I. J. PEREZ A.
GOLFO DE MEXICO
100 150500ESCALA APROX. EN: km
GUATEMALA
COORDINACION Y EVALUACIONUNIDAD DE SISTEMAS
SUDIRECCION DE PLANEACION
SIMBOLOGIA
OLEODUCTOPOLIDUCTO
TERMINAL DEALMACENAMIENTOY DISTRIBUCION
POBLACIONRELEVANTE
TERMINALMARITIMA
Dentro de las instalaciones de Pemex Refinaciónen el estado de Tabasco se tiene una terminal de almacenamiento y reparto localizada en la ciudad de Villahermosa, dependiente de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Golfo. Esta terminal se abastece por medio del poliducto Minatitlán-Villahermosa de 12 “ de diámetro y 232 kilómetros de longitud, operado por el Sector Minatitlán, dependiente de la Subgerencia de Ductos Sureste.
La terminal marítima de Dos Bocas de servicio a los barcos que operan en la Sonda de Campeche y es operada por la residencia de operaciones portuarias de Dos Bocas, dependiente de la Superíntendencia General de Operación de Terminales Marítimas de Cd. del Carmen; en ella se descarga diesel marino y diesel de bajo azufre procedentes de las terminales marítimas de Maderoy de Pajaritos. También se abastece por medio del poliducto El Castañito-Dos Bocas de 16” de diámetro y 55.585 kilómetros de longitud, con capacidad para transportar hasta de 15,000 bd de diesel. Este ducto es una derivación del poliductoMinatitlán-Villahermosa.
Instalaciones
Terminales de almacenamiento y distribuciónT.A.D. Villahermosa
OtrosR.O.P. Dos Bocas
Complejo procesador de gas La Venta. Se encuentra ubicado en la zona sureste de la República Mexicana, en la población La Venta, municipio de Huimanguillo, Tab., ocupa una superficie de 71 hectáreas. Las actividades principales de este complejo son las de procesar, mediante el proceso criogénico, el gas natural de los pozos del activo, conocido como 5 Presidentes, así como el gas húmedo dulce proveniente de los Complejos Ciudad Pemex y Cactus.
Complejo procesador de gas Ciudad Pemex. Inició operaciones en el año de 1958, procesando gas natural húmedo producido en los campos de José Colomo, Chilapilla y Hormiguero. Posteriormente, se construyó un gasoducto de 24” de diámetro por 780 km. de longitud de Ciudad Pemex hacia la ciudad de México. En la actualidad, el complejo cuenta con cuatro plantas endulzadoras de gas, dos plantas de azufre y dos plantas criogénicas.
Una vez procesado el gas húmedo, se envía para ser procesados a Nuevo Pemex y AreaCoatzacoalcos. En el caso del gas húmedo dulce se envía para ser procesado en el Complejo Procesador de Gas La Venta.
Actualmente se construye, dentro de dicho complejo, la planta de eliminación de nitrógeno (NRU).
CPG La Venta
CPG Cd. Pemex
Tabasco: Instalaciones de PGPB en el estado
Veracruz
Instalaciones PEP en el estado de Veracruz
La Región Norte supera una extensión de dos millones de Km 2, abarca parte del Estado de Veracruz y lo comprenden los Activos Veracruz y Poza Rica – Altamira.
Veracruz Norte
Veracruz Centro
Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz
Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz
Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz
Instalaciones de PEP y PPQ en el estado de Veracruz
Instalaciones de PGPB en el estado de Veracruz
Nuevo PemexCactus
Matapionche
Poza Rica
Ciudad Pemex
CangrejeraMorelos
La Venta
Pajaritos
Área Coatzacoalcos
III. III. Seguridad, Salud y ProtecciSeguridad, Salud y Proteccióón Ambiental en PEMEXn Ambiental en PEMEX
MA
CR
O P
RO
CES
OS
PRIM
AR
IOS
Cad
ena
de C
rudo
Cad
ena
de G
as
PR
OC
ES
OS
DE
SO
PO
RTE
PEP PGPB PREF PPQ PMI
Finanzas (FIN)
Mantenimiento (MTTO)
Suministros (SUM)
Recursos Humanos y Relaciones Laborales (RHRL)
Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA)
Administración de Proyectos (AP)
Tecnologías de Información (TI)
Servicios Corporativos (SCO)
Gestión de Tecnología (GDT)
Transporte de Hidrocarburos por Ductos (THD)
Planeación y Ejecución (PLA)
Legal (LEG)
Mercadeo, Ventas Mercadeo, Ventas y Distribuciy Distribucióón (MVD)n (MVD)
ExploraciExploracióónny Producciy Produccióón (EP)n (EP)
TransformaciTransformacióón n Industrial (TRI)Industrial (TRI)
CO
RPO
RA
TIVO
AdministraciAdministracióón por Procesosn por Procesos
PolPolííticatica
La Seguridad, Salud y ProtecciLa Seguridad, Salud y Proteccióón Ambiental son valores n Ambiental son valores con igual prioridadcon igual prioridad que la que la producciproduccióón, el transporte, las ventas, la calidad y los costosn, el transporte, las ventas, la calidad y los costos
Todos los incidentes y lesiones se pueden Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenirprevenir
La Seguridad, Salud y ProtecciLa Seguridad, Salud y Proteccióón Ambiental son n Ambiental son responsabilidadresponsabilidad de todos y de todos y condicicondicióónn de empleode empleo
En PetrEn Petróóleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la proteccileos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la proteccióón y el n y el mejoramiento del medio ambiente mejoramiento del medio ambiente en beneficio de la comunidaden beneficio de la comunidad
Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la SeguriLos trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguridad, Salud y dad, Salud y ProtecciProteccióón Ambiental son en beneficio propio y n Ambiental son en beneficio propio y nos motivan a participarnos motivan a participar en este en este esfuerzoesfuerzo
PrincipiosPrincipios
PetrPetróóleos Mexicanos es una empresa eficiente y competitiva, leos Mexicanos es una empresa eficiente y competitiva, que se distingue por el esfuerzo y el compromiso de sus que se distingue por el esfuerzo y el compromiso de sus
trabajadores trabajadores con la Seguridad, la Salud y la Proteccicon la Seguridad, la Salud y la Proteccióón Ambientaln Ambiental
PolPolíítica de Seguridad, Salud y Proteccitica de Seguridad, Salud y Proteccióón Ambientaln Ambiental
A travA travéés de la Disciplina Operativa y la aplicacis de la Disciplina Operativa y la aplicacióón de las 12 mejores prn de las 12 mejores práácticas cticas internacionales de SSPA, Los esfuerzos de Petrinternacionales de SSPA, Los esfuerzos de Petróóleos Mexicanos se orientan a la leos Mexicanos se orientan a la consolidaciconsolidacióón de un solo sistema para la administracin de un solo sistema para la administracióón de la Seguridad, Salud y n de la Seguridad, Salud y ProtecciProteccióón Ambiental.n Ambiental.
Sistema de Administración de SSPA
Disciplina Disciplina OperativaOperativa
Sistema de Administración de la Salud Ocupacional
Sistema de AdministraciSistema de Administracióón de la n de la Seguridad de los ProcesosSeguridad de los Procesos
Sistema de AdministraciSistema de Administracióón Ambientaln Ambiental
12 mejores prácticas
internacionales de SSPA
PEMEX-SSPA
Principales iniciativas
0.570.38
M'07 M'08
0.381.00
1.17 1.091.50
1.060.67 0.59
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
Índice de Frecuencia
18
353367
100969693
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
Índice de Gravedad
1.38
4.84
1.08
2.722.281.82
2.091.56
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
Índice de Fatalidad
0.41 0.45 0.460.35
0.15
0.670.59
2006 2007 E F M A M
Índice de Frecuencia 2008
Índice de Gravedad 2008
Índice de Fatalidad 2008
514
2622
33 35
24
2006 2007 E F M A M
0 0
3.17
01.08
4.84
3.27
2006 2007 E F M A M
33%
25
18
M'07 M'08
28%
3.80
1.38
M'07 M'08
0.38
18
64%
* Acumulado a Mayo
2001-2008 calculado con Lineamiento Actual COMERI R 221 Rev. 3
Objetivo
Accidentalidad en PEMEX, 2001-2008
1.38
Objetivo
Objetivo: 0.48
Objetivo: 26
Objetivo: 0
Reporte de fugas en ductos
Causas de las fugas en ductos
Tomas Clandestinas
Registro de Tomas Clandestinas al 30 de abril del 2008
Total: 1,670
Tomas Clandestinas
37 32 41 27 28 26 15 28
152120 90 128 124
84 119
176
269
91
189
152131
155 152
110
220
323
102
627
4
17
1
10
1
10
1
6
136
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Descontroladas Herméticas PEP PGPB Suma
Se han detectado 60 tomas clandestinas en oleoductos (56 en oleoductos de Pemex Refinación y 4 en oleoductos de PEP) y 41 tomas clandestinas en poliductos y 1 en un gasoducto de PGPB.
Tomas Clandestinas
2008
Tomas Clandestinas en Pemex 2008
VER, 60, 59.41%
NL, 7, 6.93% GTO, 5, 4.95%MEX, 5, 4.95%
TLAX, 4, 3.96%
COAH, 3, 2.97%
HGO, 3, 2.97%
JAL, 3, 2.97%
TAMPS, 2, 1.
CHIH, 1, 0.99%
OAX, 3, 2.97%
PUE, 2, 1.98%
TAB, 3, 2.97%
Las Entidades Federativas con mayor incidencia de tomas clandestinas en 2008 (Incluyendo PEP y PGPB) son:
60 en Veracruz 7 en Nuevo León5 en Guanajuato 5 en Estado de México4 en Tlaxcala3 en Hidalgo3 en Oaxaca3 en Tabasco3 en Jalisco3 en Coahuila2 en Puebla
Tomas clandestinas
Detección de tomas clandestinas
Sistemas de Transporte Paso Aéreo “Algodonera” Mpio. de
Maltrata, Ver
KM 345+753 Oleoducto de 30”ØNvo. Teapa – Vta. de Carpio
(PR)
KM 553+026 Gasoducto de 30”ØCactus – México – Guadalajara
(PGPB).
Atentados terroristas a los ductos
KM 553+026 Gasoducto de 30”ØCactus – México – Guadalajara
(PGPB).
KM 345+753 Oleoducto de 30”ØNvo. Teapa – Vta. de Carpio (PR)
Cruce aéreo la algodonera
IV. Análisis de riesgo en instalaciones de PEMEX
Barreras de protección para una instalación
Análisis de RiesgoPermite evaluar todas las barreras de protección y disminuir el riesgo
Menor
Mayor
Niv
el d
e R
iesg
o
Instrumentación básica
Diseño Seguro
Planes de respuesta a emergencia
Dispositivos físicos de protección
Sistemas instrumentados de seguridad
Alarmas criticas / acciones
operadores
G R A M E’ s
Objetivo: Establecer los elementos para organizar la seguridad en los procesos que manejan sustancias químicas, a fin de prevenir accidentes mayores y proteger de daños a los trabajadores e instalaciones de los centros de trabajo.
Subsistema de administraciSubsistema de administracióón de los n de los procesosprocesos
* 1. Tecnología del Proceso* 2. Análisis de riesgos del proceso** 3. Procedimientos de Operación y Prácticas Seguras* 4. Administración de Cambios de Tecnología* 5. Entrenamiento y Desempeño* 6. Contratistas* 7. Investigación de Incidentes
8. Administración de Cambios de Personal** 9. Planeación y Respuesta a Emergencias* 10. Auditorias** 11. Aseguramiento de Calidad** 12. Revisiones de Seguridad de Prearranque* 13. Integridad Mecánica* 14. Administración de Cambios Menores
* Elemento requerido por la NOM-028-STPS-2004
** Elemento requerido en PSM - OSHA 1910.119
Elementos del SASP:
CONFORME A NOM 028, SEMARNAT Y COMERI 144, REQUISITOS MCONFORME A NOM 028, SEMARNAT Y COMERI 144, REQUISITOS MÍÍNIMOS DE ARP NIMOS DE ARP
Normatividad Aplicable:• NOM 028 STPS 2004: SEGURIDAD DE LOS PROCESOS.• SEMARNAT: GUÍAS PARA ELABORAR LOS ANÁLISIS DE RIESGOS.• PEMEX COMERI 144: LINEAMIENTOS PARA ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.
Tecnología del proceso1. Utilizar información de los procesos actualizada, completa y vigente.
Identificación y evaluación del riesgo2. Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación del Riesgos, con personal con experiencia y capacitado.
3. Utilizar metodologías recomendadas u otras similares aprobadas por la SEMARNT.
4. Utilizar simuladores recomendados o otros similares aprobados por la SEMARNAT, para determinar los radios de afectación.
5. Evaluar el nivel de consecuencias asociado al riesgo, de acuerdo a efectos sobre las personas, el ambiente y el negocio.
Administración de los riesgos6. Jerarquizar los riesgos utilizando la Matriz de Riesgos (Frecuencia x Consecuencia).
7. Eliminar los riesgos o bien, aplicar controles hasta lograr que estos sean tolerables.
8. Mantener actualizado el catálogo de escenarios de riesgo – Plan de Respuesta a Emergencias.
DuctosDuctos Instalaciones superficialesInstalaciones superficiales Instalaciones costa afueraInstalaciones costa afueraInstalaciones:Instalaciones:
• Las herramientas tecnológicas, deben cumplir con los requisitos fundamentales de ARP.
ANALISIS DE RIESGOS DE PROCESO
SECRETARÍA DEL MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES (SEMARNAT):
METODOLOGÍAS PARA IDENTIFICAR Y EVALUAR RIESGOS EN LOS PROCESOS
Ductos en operaciónEstudio de Riesgos
Instalaciones superficiales en OperaciónEstudios de Riesgos (a)
Nivel 0 Ductos Nivel 1 IPR Nivel 2 AR Nivel 3 ADR
Metodologías Alguna de las siguientes:¿Qué pasa si?, Lista de verificación, HAZID, HAZOP, Árbol de Fallas, o similares.
Alguna de las siguientes:¿Qué pasa si?, Lista de verificación, Índice Dow, Índice Mond, FMEA, otra similar a las anteriores o combinación de estas.
Alguna de las siguientes:HAZOP, FMEA con Árbol de Eventos, Árbol de Fallas o alguna otra similar o combinación de estas.
Alguna de las siguientes: HAZOP y Árbol de Fallas, FMEA y Árbol de Fallas o alguna otra similar o combinación de estas.
Nota: Cualquier metodología que caiga en la categoría de “similar”, debe ser validada ante la SEMARNAT, antes de su aplicación en nuestros estudios.
IPR: Informe Preliminar de Riesgos, AR: Análisis de Riesgos, ADR: Análisis Detallado de Riesgos
(a): El Nivel de Estudio de Riesgo esta en función del uso de suelo en el sitio, materiales peligrosos en los procesos, riesgo sismológico e hidrometeorológico, dimensión del proyecto (complejos petroquímicos), otros.
Matriz de riesgos
COMERI 144
F4 B B A A
F3 C B B A
F2 D C B A
F1 D D C B
C1 C2 C3 C4
ESTABLECIMIENTO DEL NIVEL DE RIESGO
ConsecuenciaC:
FrecuenciaF:
Riesgo razonablemente aceptable: El riesgo requiere acción, pero es de bajo impacto y puede programarse su atención y reducción conjuntamente con otras mejoras operativas.
D
Riesgo aceptable con controles: El riesgo es significativo, pero se pueden acompasar las acciones correctivas con el paro de instalaciones programado. Para no presionar programas de trabajo y costos. Las medidas de solución para atender los hallazgos deben darse en los próximos 18 meses. La mitigación debe enfocarse en la disciplina operativa y en la confiabilidad de los sistemas de protección.
C
Riesgo indeseable: El riesgo debe ser reducido y hay margen para investigar y analizar a más detalle. No obstante, la acción correctiva debe darse en los primeros 90 días. Si la solución se demora más tiempo, deben establecerse Controles Temporales Inmediatos en sitio, para reducir el riesgo.
B
Riesgo intolerable: El riesgo requiere acción inmediata; el costo no debe ser una limitación y el no hacer nada no es una opción aceptable. Un riesgo Tipo “A” representa una situación de emergencia y deben establecerse Controles Temporales Inmediatos. La mitigación debe hacerse por medio de controles de ingeniería y/o factores humanos hasta reducirlos a Tipo C o de preferencia a Tipo D, en un lapso de tiempo menor a 90 días.
A
CRITERIOSNIVEL
DE RIESGO
Inspección Basada en Riesgo
La Inspección Basada en Riesgo RBI es la aplicación de principios de Análisis de Riesgos a fin de desarrollar y administrar programas de inspección para el Equipo Estático de una instalación, en base a la jerarquización del Riesgo. (API 580/581)
• El 10% del Equipo Estático, contribuye al 90% del Nivel de Riesgo de una instalación, al identificarlos, su inspección y mantenimiento preventivo contarán con mayor atención, dando como resultado mayor confiabilidad y disponibilidad, disminuyendo el costo total de mantenimiento.
Inspección Basada en Riesgo
Programa de Inspección Típica
Inspección Basada en Riesgo
Potencial de disminución
RIESGO
Nivel de Inspección
Base de Datos de la Instalación
Jerarquización de los activosDeterminación de los Modos de Falla
Determinación del RiesgoElaboración de los Planes de Inspección
Actualización de la inspección
Auditorias
Proceso de mejoramiento
Inspecciona en Intervalos Fijos. Intervalos basados en la Probabilidad y en la Consecuencia de la falla.
Los recursos de inspección se orientan de manera genérica a todos los circuitos.
Desconocimiento de la Intensidad de la Inspección. Se dejan de efectuar actividades necesarias o se efectúan actividades que no se requieren.
Esta enfocado a identificar el mecanismo de adelgazamiento (corrosión o erosión).
El Nivel o intensidad de la inspección está en función del mecanismo de daño identificado de acuerdo al servicio y determinado por el código.
Mide la reducción del riesgo como resultado de las prácticas de inspección, Mejora en el costo-beneficio de los recursos de inspección y mantenimiento.
Establece el nivel de riesgo, los jerarquiza y reorienta los recursos de inspección de equipos de bajo riesgo hacia los de alto riesgo.
Tienen la finalidad de garantizar la integridad Mecánica del equipo estático, aplicando Procedimientos, Códigos, Normas, Especificaciones y Técnicas de Ensayos no Destructivos.
Plan Tradicional Con Aplicación del RBI
• Incremento en la Disponibilidad Mecánica• Reducción del IPNP• Reducción de incidentes
• Reducción del Riesgo Financiero• Eliminación de fugas y derrames• Garantizar la Integridad mecánica
Planes de inspección
Beneficios de la aplicación de RBI
Agrupación de equipos
Plan tradicional. Con RBIUnidades de Control : Evalúa solo el mecanismo de deterioro “adelgazamiento por corrosión” para lo cual se agrupan los equipos bajo los siguientes criterios:
• Mismas condiciones de operación.• Misma corriente de proceso (Cualitativo).
Nodos : Evalúa 48 mecanismos de deterioro por lo que para la agrupación de equipos se adicionan los siguientes criterios:
•Composición química del fluido (Cuantitativo).•Ciclos térmicos de Presión y Temperatura.•Bajas temperaturas.•Altas Temperaturas.•Exposición al fuego directo.•Materiales de construcción.•Presencia de aislamiento térmico (-20 a 120°C).•Sistemas de aislamiento ( válvulas de bloqueo).
Opcional
Jerarquización
Matriz de Riesgo
Desarrollo de Plan de Inspección
Basado enRiesgo
(Guía de usuario operación
general HARMI® )
Desarrollo de Plan de Inspección
Basado enRiesgo
(Guía de usuario operación
general HARMI® )
Análisis de Riesgo Semi Cuantitativo
Opcional
Jerarquización
Matriz de Riesgo
Análisis de Riesgo Cualitativo
Proceso de Sistematización
(División de la instalación en
Nodos)
Desarrollo de Plan de Inspección Basado en
Riesgo
Administración de Plan de Inspección Basado en
Riesgo
Módulo Análisis de Riesgo Módulo del Plan de Inspección
Módulo de Administración del
Plan de Inspección
Módulo Sistematización
V. V. Integridad de Ductos en PEMEXIntegridad de Ductos en PEMEX
“Riesgo” en Pemex y en Protección Civil
Pemex(1) Protección Civil(2)
El riesgo de falla es el resultado del producto de la consecuencia de una falla por la probabilidad de que ésta ocurra.
ROF = COF X LOF
El riesgo es la posiblidad de ocurrencia de daños o efectos indeseables sobre sistemas constituidos por personas, comunidades o sus bienes.
El riesgo de falla en una instalación depende de dos elementos:
1. Probabilidad de falla estadística con base diferentes factores de riesgo, tales como: corrosión interior y exterior, movimiento del suelo, operación del sistema, diseño y construcción, etc.
2. Consecuencia de falla, obtenida a partir de la cuantificación del impacto en la población, medio ambiente y negocio.
El riesgo de ocurrencia de un desastre depende por lo general de dos factores:
1. El riesgo físico del lugar, que refleja la probabilidad estadística de que se produzcan en él, hechos específicos de carácter natural o tecnológico.
2. Vulnerabilidad de las personas o grupos sociales y la infraestructura.
El entorno se integra a este modelo como un factor de riesgo para las instalaciones de Pemex.
Las instalaciones de Pemex representan una riesgo como un hecho específico tecnológico.
(1) De acuerdo a metodología aplicada en la Administración de Integridad, basada en ASME y API.
(2) Guía Metodológica para la Elaboración de Atlas de Peligros Naturales a Nivel de Ciudad
Antecedentes
•A nivel internacional, empresas similares a las áreas de transporte de Petróleos Mexicanos, tienden a agrupar todas las actividades relacionadas con la integridad, operación y seguridad en un solo proceso.
•Con este esquema se garantiza que el proceso de “Administración de Integridad y Confiabilidad en Instalaciones Superficiales”, permita correlacionar todos los elementos vinculados a los ductos e instalaciones, partiendo de una exhaustiva recopilación de documentación para después identificar los puntos críticos en el proceso de logística, transporte y distribución de hidrocarburos.
1160B31.8S
PROY-NOM-XX-SENER
Identificación de HCA’s
Adquisición de datos e integración
Evaluación inicial de riesgo
Desarrollo de programa inicial
Inspección y/o mitigación
Actualización, integración y evaluación
de datos
Reevaluación de riesgo
Revisión de programa de
inspección/mitigación
Evaluación del programa
Administración de cambios en el
programa
Identificación de impacto potencial
Adquisición e integración
Evaluación de riesgo
¿Se evaluaron todos los tipos de falla?
Evaluación de integridad
Reparación y mitigación
si
no
ASME B31.8SAPI1160
Evaluación de Riesgo, Un Elemento de la Administración de Integridad
Identificación de HCA’s
Adquisición de datos e integración
Evaluación inicial de riesgo
Desarrollo de programa inicial
Inspección y/o mitigación
Actualización, integración y evaluación
de datos
Re - evaluación de riesgo
Revisión de programa de
inspección/mitigación
Evaluación del programa
Administración de cambios en el
programa
Identificación de impacto potencial
Adquisición e integración
Evaluación de riesgo
¿Se evaluaron todos los tipos de falla?
Evaluación de integridad
Reparación y mitigación
si
no
ASME B31.8SAPI1160API1160 ASME B31.8S
En México, en conjunto con la Secretaría de Energía se promovió la creación de una Norma Oficial Mexicana para la “Administración de Integridad en Ductos de Recolección y Transporte”, misma que estará en consulta pública para su posterior entrada en vigor y que integra estos estándares en un solo documento normativo.
Evaluación de Riesgo, Un Elemento de la Administración de Integridad
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
Alineación de Procesos de Pemex
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
Alineación de Procesos de Pemex
• Actualización de trazos y caracterización de derechos de vía.
• Identificación de invasiones a derechos de vía.
• Actualización de clases de localización.
• …
FDS
NRF
-030
FDS
NRF
-030
GAS NATURAL16" PGPB
GAS NATURAL10" PEP2.
07 1.30
9.00 (NRF-030) 4.00 (NRF-030)
COMERCIOMAMPOSTERÍA
KM 1+644
13.972.33
9.00 3.30 4.00
16.30
12.69
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
Alineación de Procesos de Pemex
• Planes de respuesta a emergencias.
• Estudios para ubicación de equipos y materiales críticos.
• Programas de celajes de línea.
• …
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluaciónde Riesgo
A. Actualizaciónde Datos
C. Administraciónde Riesgo
D. Evaluación de Integridad
E. Evaluación de Referencia
F. ReparaciónRehabilitación
G. Programas yAcciones deMitigación
H. Evaluacióndel Programa
5. Identificación de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,Revisión e Integración
de Datos
7. Evaluaciónde Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación de Integridad
9. Repuesta a laEvaluación dela Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. ProgramaciónDe Re-evaluación
2.1Segmentación
2.2. Zonas deAltas
Consecuencias
2.3. Acopio eIntegración de
Datos2.4. Evaluación
de Riesgos 2.5. Plan deEvaluación
Inicial yMétodos deEvaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continuae Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio eIntegraciIntegracióón den de
DatosDatosiiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónnde Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan deEvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a laEvaluaciEvaluacióón den dela Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas yAcciones deAcciones deMitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónndel Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8Syy
API 1160API 1160
Alineación de Procesos de Pemex
• Determinación de segmentos de ductos en Zonas de Altas Consecuencias.
Zonas de Alta Consecuencia
•• ÁÁreas Pobladasreas Pobladas
•• Cuerpos de AguaCuerpos de Agua
•• RRííosos
•• Zonas EcolZonas Ecolóógicasgicas
•• Zonas de alta concentraciZonas de alta concentracióón n de personasde personas
•• EscuelasEscuelas
•• Campos deportivosCampos deportivos
•• IglesiasIglesias
•• HospitalesHospitales
•• Prisiones Prisiones
Las Zonas de Alta Consecuencia son Las Zonas de Alta Consecuencia son ááreas reas pobladas o ecolpobladas o ecolóógicamente sensibles que en gicamente sensibles que en caso de una fuga pueden ser afectadas con un caso de una fuga pueden ser afectadas con un nivel mnivel máás alto de consecuencias.s alto de consecuencias.
Por lo que es imprescindible su localizaciPor lo que es imprescindible su localizacióón y n y consideraciconsideracióón durante todo el proceso.n durante todo el proceso.
Administración de Integridad en Pemex
Objetivo:
Asegurar mediante la interacción de las mejores prácticas de ingeniería, operación y mantenimiento la integridad de los sistemas de transporte por ducto, incrementando la confiabilidad de sus instalaciones.
Establecer procedimientos homologados en mantenimiento y
operación.
Integrar sistemas y fuentes de información en plataformas estándares.
Adoptar e implementar las mejores prácticas de seguridad, salud y
protección ambiental.
Establecer lineamientos para evaluar y administrar el riesgo y la integridad.
Evaluar las condiciones de riesgo y confiabilidad en instalaciones
superficiales.
Herramientas Utilizadas
Pemex cuenta con herramientas de apoyo para la integración y análisis de datos y que le permiten sustentar la Administración de Integridad y Confiabilidad en los sistemas de ductos e instalaciones superficiales.
Integridad en Ductos
IAP - DI
Confiabilidad en
Instalaciones
@ditpemex
IAP – DI (Ductos)
Especificaciones del Ducto
(@DitPEMEX)
Registros ILI(Excel / Otras)
Monitoreo de Corrosión
(Excel / Otras)
Información Geotécnica
(SQL, GIS, Planos)
Inspeccionesdel Ducto
(Reportes y Access)
CondicionesOperativas(SCADA)
Datos de Protección Catódica(Reportes, Excel,
Access, Doc)
De Terceros(Reportes, Excel, etc.)
Características de Importación de Datos
Entrada de Datos de Interfases del Usuario
CaracterísticaSegdinTransformadaSeriesAuditoriaExportadosMeta datosCálculosReglasTablas/hojasEstadosAgregaciónHerramientas de análisis
Configuraciones y Aplicaciones del IAP-DI
Km de Ubicación (Ductos)Evaluación de Riesgo – L1 Inspección de AmenazasEvaluación de Riesgo – L2 Indices (IAP)Evaluación de Riesgo – L3 Nueva GeneraciónAdministrador de Anomalías – Gas, LíquidosEFRDPresión, Análisis de Pérdida de VolumenECDA, SCCDA, ICDA (En proceso)
Datos de Ubicación (Estaciones)Evaluación de Riesgo de Instalaciones (AST’s, Bombas, Compresores, M/R)
Bases de Datos Cliente – Servidor MS SQL
IAP-DIServidor
IAP-DICliente
IAP-DICliente
IAP-DIClienteIAP-DI
Cliente
IAP-DICliente
Arquitectura Típica del IAP-DI
Gráficos
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
1901 1930 1942 1948 1953 1961 1966 1971 1976 1982 1989 1994 1999 2004
AntigüedadDistribución
PIPELINE INTEGRITY ASSESSMENT PROFILEBass-Trigon Software8101 South Shaffer Parkway, Suite 201
Littleton, Colorado 80127
Database Name:Drawing Name:
Date:
Station Start:Station End:
Operator:12/02/03Drawing2
Transmission A
Relative Stationing
-1.0
1.7
4.3
7.0
9.7
EC Index
0.00
0.29
0.58
0.87
1.16
ILI - Anomaly Wall Loss
0
3
7
10
14
ILI - Anomaly Orientation
None
x x x x x xx x x x x x x x x x x x x xx x x x x xx x x x x
Crossings & Valves
Loam Rock Sand Sandy Loam Clay GravelSoil Profile - Soil TypeSoil Type
30.000 0.375 52,000ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.37552,000
ERW Low Freq.Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
Pipe Design
Coal Tar Enamel (hotAsphalt)1/1/1964
TGF1/1/1964
Coal Tar Enamel (hotAsphalt)1/1/1964
Coal Tar Enamel (hot Asphalt)1/1/1964
Coal Tar Enamel(hot Asphalt)
1/1/1964Coal Tar Enamel (hot Asphalt)
1/1/1964External Coating
ROW - Construction ActivityROW - Farm Activity
ROW - One CallROW - Patrol FrequencyROW - Public Education
ROW - Line MarkingROW - ROW Condition
ROW - Vandalism Potential
Right of Way
Class 2 Class 3 Class 1Class Location - Class
Class 2 Class 3 Class 1Class Location - DesignClassClass Location
GIS PDM
Análisis
Tablas Dinámicas
MS Visio
Excel
Matriz
Aplicaciones del Programa IAP-DI
Fuentes de Datos del Usuario
IAP – DI (Instalaciones)
Definición de Estación Prototipo
Definición del Sistema
Definición de Áreas a Evaluar
• Recopilación y Análisis de Información Disponible de la Estación Nuevo Teapa (HAZOP y Diagnóstico)
Definición de Elementos por Área
Modos de Falla de los Elementos
Identificación de Variables y Atributos
Puntajes de Contribución de Atributos y Variables
Información de tipos de Fallas (HAZOP, Oreda, FMEA´s, Manuales, Bitácoras, etc.)B
OM
BEO
: Nue
vo T
eapa
PR
EF
Principales Características de IAP - DI
• Administra la información de instalaciones, tales como sistemas de ductos, tanques, estaciones de compresión, bombeo y regulación / medición.
• Permite crear un plan base de evaluación de integridad y confiabilidad para ductos e instalaciones.
• Integra, evalúa y prioriza defectos identificados por equipos instrumentados, pruebas hidrostáticas o evaluación directa (EC, IC, SCC).
• Analiza el costo/beneficio de la implementación de proyectos.
• Proporciona soporte a la programación de reparaciones y acciones de mitigación del riesgo.
• Facilitando el análisis y manejo de datos relevantes de cualquier escenario específico.
• Soporta la programación de diferentes metodologías de análisis (índices de riesgo, escenarios, árbol de falla, HAZOP, FMEA y probabilísticos)
• Capacidad para generar reportes y gráficos 3D.
Análisis Detallado de Riesgo
Evaluación de Integridad con Base a Hojas de AlineaciónIntegración de Datos de la
Empresa, Ductos e Instalaciones
Identificación de ZAC
Administración de Integridad
Evaluación Directa
• Evaluación de segmentos localizados en ZAC• Caracterización de Zonas de Altas Consecuencias• Polígonos de Afectación (Buffer)• Análisis de transporte en tierra• Análisis de derrame de líquidos• Análisis de fuga de LMV(1)
• Análisis de sitios identificados
• Corrosión Exterior• Corrosión Interior• Terceras Partes• Fuerzas Externas• Defectos de Fabricación de
Equipos• Agrietamiento Asistido por
Corrosión (SCC)• Operación Incorrecta• Consecuencias
Integración de datos de las diferentes fuentes y diversos sistemas de referencia en la aplicación de evaluación de riesgo(2)
Administración de cualquier tipo de amenaza para sistemas de ductos de gas o líquidos o instalaciones
(1) Programas IAP / IMP / PIRAMID(2) Líquidos Muy Volátiles
Trayectoria en 3D
Proceso de Análisis
Identificación de ZAC
Integración de Base de Datos
Evaluación de Riesgo
Plan de Evaluación de
Referencia
Evaluación de Integridad
Reparación & Mitigación
Prueba Hidrostática
Inspeccíon Interrior
• En Pemex, la evaluación de riesgo es un componente de la Administración de Integridad de Ductos y Confiabilidad de Instalaciones Superificiales.
• La Administración de Integridad de Ductos y Confiabilidad de Instalaciones Superificiales, permite a las áreas de Petróleos Mexicanos involucradas con el proceso de Logística, Transporte y Distribución, contar con información actualizada y vigente.
• Conforme la población crece, se desarrolla y se moviliza, así debe comportarse la industria petrolera nacional, satisfaciendo a través de procesos cada vez más seguros la demanda de hidrocarburos, por lo que una visión común de la Administración de Riesgo entre Protección Civil y Petróleos Mexicanos, les permitirá transmitir a la sociedad en general que el respeto a las áreas en donde se encuentran instalaciones petroleras, asegurará una mejor convivencia entre todos, especialmente en aquellas zonas especialmente sensibles.
Conclusiones
VI. Estrategias para la atención de emergencias
Todas las actividades relacionadas con el manejo de hidrocarburos en sus diferentes modalidades, representan riesgos inherentes a su naturaleza. En ese sentido, en PEMEX se han establecido múltiples acciones para reducir, controlar, administrar y, en su caso, eliminar estos riesgos. Sin embargo, la probabilidad de ocurrencia, aunque baja, siempre está latente, por lo que es esencial estar preparados para respondereficaz y oportunamente para reducir daños y sus efectos.
Respuesta a emergencias
Estrategia Corporativa (Organización y gestión)
Asesores:
• Órgano Interno de Control
• Abogado General de PEMEX
Vocales:
• Pemex Exploración y Producción
• Pemex Refinación
• Pemex Gas y PQ Básica
• Pemex Petroquímica
• DCIDP.
• PMI Comercio Internacional.
• DCA (Servicios Médicos, Seguridad Física, Admón. Patrimonial, Comunicación Social y Gerencia de Desarrollo Social, Recursos humanos)
• DCF (Gerencia de riesgos y seguros)
Secretario Técnico
______________
GAC
Presidente
_____________DCO / SDOSSPA
Gerencia de Atención a
Contingencias
Comisión Asesora Interorganismos de Emergencias y Protección Civil (CAIEPC)
Sesiona mensualmente
Objetivos de la CAIEPC
2.1 Acordar de manera colegiada las acciones institucionales para la atención de Emergencias y Protección Civil, incluyendo la propuesta de normatividad en la materia.
2.2 Coordinar el diseño e implantación del proceso de Administración de Respuesta a Emergencias y proponer su inclusión en el Sistema PEMEX SSPA.
2.3 Asegurar la existencia de PREs, PPA’s, PI de PC basados en Análisis de Riesgo, así como asegurar el cumplimiento de las medidas correctivas y preventivas incluidas en estos estudios.
2.4 Promover la creación y asegurar el funcionamiento de los Grupos Regionales para la Atención y Manejo de Emergencias (GRAME’s) y los Centros Regionales de Atención a Emergencias (CRAE’s).
2.5 Promover la creación de la red de expertos en respuesta a emergencias.
2.6 Diseñar e implantar el Sistema de Manejo de Crisis.
Normatividad interna
Lineamientos para el análisis y evaluación de riesgos en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (COMERI-144). En este documento se describen las directrices para realizar en cada centro de trabajo los estudios de riesgo a fin de identificar los escenarios de riesgo y la evaluación de sus consecuencias.
Lineamientos para la formulación de los Planes de Respuesta a Emergencias (COMERI-145). En este documento se establece que en cada centro de trabajo se debe contar con un PRE, con una Unidad de Respuesta a Emergencias (URE) y su Centro de Operación de Emergencias (COE), a fin de responder a aquellas emergencias que se presenten en el interior (PLANEI) y exterior (PLANEX) del centro de trabajo indicado.
Normatividad interna
Lineamientos para la programación, planeación, ejecución, evaluación y control de los ejercicios y/o simulacros de los planes de respuesta a emergencias (COMERI-146).En cumplimiento a este documento normativo, en todos los centros de trabajo de PEMEX se programan y realizan simulacros de emergencias a fin de probar la efectividad de los procedimientos, capacidad de respuesta de las brigadas de emergencias y asegurar que los recursos disponibles son suficientes y los requeridos.
NRF-018-PEMEX-2007.- Estudios de Riesgos. Se utiliza cuando se contratan los servicios de especialistas para realizar dichos estudios, la cual entra en vigencia el 5 de enero del 2008 y está disponible en la página de Internet de PEMEX: www.pemex.com en el apartado de Productos y servicios.
Plan de Respuesta Interno (PLANEI)
• Acciones Inmediatas • Activar el plan de respuesta a emergencias de la instalación.• Realizar las acciones operacionales para controlar el evento.• Aviso oportuno a Protección Civil local para poner a resguardo a
la población cercana y restringir el paso en las áreas de amortiguamiento.
Objetivo: Responder de manera oportuna y efectiva a emergencias internas.
Centros de trabajoPRE’s
Manejo local de la emergencia Nivel I, II y III
GRAME’s-CAMManejo Regional de
emergencia Nivel IV y V
Estructura Manejo de Crisis
CCAE
Puede cubrir uno o más estados
Puede requerir apoyo corporativo
Nivel 1
Nivel 2
Nivel 3
Puede requerir apoyo regional
Asesoría externa
Seguridad FísicaOAG
DCF
Normatividad
DCA
GIT/AP, SS
Relacio
nes
públ
icas
DCA
R-H y RL
SSPA
DCO
DCIDPOrganismos
Subsidiarios
CENTRO CORPORATIVO DE MANEJO DE CRISIS
(GRUPOS REGIONALES DE ATENCIÓN Y MANEJO DE EMERGENCIAS (GRAME’s)
Estrategia regional
Existen en PEMEX diferentes organizaciones regionales para atender las emergencias mayores, cuando la emergencia rebase la capacidad de respuesta del Centro de trabajo afectado.
CPG Ciudad PemexCPG Nuevo PemexCPG Cactus
Subdirección de Producción
TDGL CactusSubdirección de GLPB
Sector de Ductos CárdenasSector de Ductos Nuevo Pemex
Subdirección de Ductos de PGPB
Subdirección de Pemex RefinaciónTAD Campo Carrizo
PGPB
PREF
Región SurActivo Integral MacuspanaActivo Integral 5 PresidentesActivo Integral MuspacActivo Integral Samaria LunaActivo integral Bellota Jujo
PEP
Región Marina SOTerminal Marítima Dos BocasRegión Marina NEAreas de Perforación enTabasco y Norte de CampecheSubdirección de perforación
Instalaciones de perforación en Tabasco y Norte de campeche
GRAME SUR
PGPBSubdirección de Producción•CPG Coatzacoalcos•TR Pajaritos•CPG La Venta•TexistepecSubdirección de GLPB•TDGL PajaritosSubdirección de Ductos de PGPB•Sector de Ductos Minatitlán y Nvo. Pemex•TDGL PajaritosPEPRegión Sur•Activo Integral 5 Presidentes•CA Tuzandepetl•PalomasPREFSubdirección de Producción•Refinería Gral. Lázaro Cárdenas del RíoSubdirección de Almacenamiento y Reparto•TAR Pajaritos•TAR MinatitlánSubdirección de Distribución•Sector de ductos Minatitlán•TM PajaritosPPQ PEMEX Corporativo•C.P. Cangrejera Servicio Médico•C.P. Morelos Telecom•C.P. Pajaritos Relaciones Públicas•C.P. Cosoleacaque Desarrollo Social •Corporativo PPQ
GRAME-Veracruz Sur
Centros de acopio y apoyo a emergencias
MATRÍZ DE RESPONSABILIDADES EN EL MANEJO DE CRISIS
VII. Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE)
Estrategia de comunicación
• Recibir información de los Centros de Trabajo y de la ciudadanía en general sobre incidentes, accidentes y/o emergencias.
• Confirmar y consolidar dicha información para su transmisión inmediata a:
– Alta Dirección– Comunicación Social – Otras Entidades Gubernamentales.
• Brindar apoyo a todo PEMEX y, cuando sea posible, a otras Entidades y a la Comunidad.
• Tener una visión global e independiente de los eventos para apoyar y optimizar la toma de decisiones.
• Facilitar las acciones que disminuyan el tiempo de respuesta durante una emergencia y contribuir al mejoramiento de la imagen de Petróleos Mexicanos.
Objetivos del CCAE
VIII. Protección Civil en PEMEX
Los reclamos de la población hacia las instalaciones petroleras, exigen la participación decidida de la alta Dirección de PEMEX para poner en marcha acciones contundentes que contribuyan a fortalecer la imagen institucional, como una empresa preocupada por proteger la vida de sus trabajadores y de la comunidad en general, y garantizar la seguridad en sus instalaciones y la protección del medio ambiente con visión de sustentabilidad y responsabilidad social.
Protección Civil
Relación de PEMEX con Protección Civil
Antes Durante Después(Prevención) (Auxilio) (Recuperación)
PLANES DE RESPUESTA A EMERGENCIAS (PRE’s)
La relación con Protección civil se da en los tres niveles de Gobierno. Se participa en los Consejos Municipales y Estatales de PC y se refuerza con la realización de Simulacros de emergencias donde se hace participar, entre otras instancias, a las comunidades vecinas.
Además, se ha iniciado una nueva relación con la Comisión de Protección Civil de la CONAGO, acordando, entre otros, tener reuniones mensuales para atender problemáticas comunes en la materia.
SEGOB
Relación de PEMEX con Protección Civil
En el presente 2008, la Coordinación General de Protección Civil de la Secretaría de Gobernación, en colaboración con los Directores de Protección Civil de los Estados, organizó por segundo año consecutivo las Jornadas Regionales de Protección Civil.
PEMEX participa, difundiendo los PRE’s, (GRAME’s) y el Plan Familiar de Protección Civil, con el mensaje de ser una empresa socialmente responsable.
NOROESTE (La Paz, Baja California.)
CENTRO (Pendiente).
SURESTE (Veracruz, Ver.)
CENTRO OCCIDENTE (Guadalajara, Jal.)
NORESTE ( Monterrey , N. L.)
PENÍNSULAR (Mérida, Yuc.)
Sedes:
Campaña de difusión a vecinos
Tríptico SSPA
Tríptico orientación a vecinos en caso de fuga de producto
Programa de difusión a la comunidad para atención de emergencias
Zonas de Amortiguamiento
• De acuerdo a la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección Ambiental (LGEEPA, Art. 2° Sección IV), se establece como utilidad pública la determinación de las zonas intermedias de salvaguarda, con motivo de la presencia de actividades consideradas riesgosas (como es el caso de PEMEX).
• Tradicionalmente las instalaciones petroleras, la mayoría construidas previo a la LGEEPA y alejadas de núcleos urbanos, se han visto afectadas por la creciente y descontrolada presencia de actividades incompatibles (vivienda, comercio, servicios urbanos, etc.). Esta situación, provoca que se incremente el riesgo, en virtud de que se entorpece la dinámica operacional de las instalaciones.
• PEMEX, está poniendo su máximo esfuerzo para garantizar la seguridad de sus operaciones, sin embargo no tiene injerencia en la regulación al exterior. Se requiere la colaboración de las autoridades estatales y municipales para diseñar los mecanismos legales que impidan la presencia de actividades incompatibles, mediante la regulación del uso de suelo, entre otras medidas, lo que permitirácontar con las zonas de amortiguamiento en beneficio de todos.
Participantes ExternosSeguridad Publica MunicipalSeguridad Publica EstatalSEDENACruz Roja PueblaProtección Civil MunicipalProtección Civil EstatalEscuelas PrimariasMedios de comunicación.ONG’s.Industria de la I.P.
Plan de Respuesta Externo (PLANEX)
Considera las emergencias en el exterior de la instalación y que pudieran afectar a la comunidad vecina.
93
IX. Conclusiones
• PEMEX está consciente de su responsabilidad social al establecer y operar el Sistema PEMEX SSPA, el cual privilegia la función preventiva, a fin de reducir, controlar y eliminar los riesgos, lograr niveles de excelencia en la salud de sus trabajadores y el respeto al medio ambiente.
• Con los Planes de Repuesta a Emergencias (PRE’s) se busca reducir los impactos de las emergencias internas y externas.
• El análisis de riesgo es la base para la elaboración de los (PRE’s), ya que nos permite identificar los escenarios de riesgo, evaluar suimpacto y tomar las medidas correctivas y preventivas correspondientes.
• Con los GRAME’s se dispondrán de los apoyos y recursos humanos y materiales, requeridos para responder oportunamente a las emergencias mayores, en coordinación con las autoridades de Protección Civil.
Conclusiones
• PEMEX solicita a las autoridades de Protección Civil su apoyo para desalentar la invasión a los derechos de vía, conservar las zonas de amortiguamiento y coadyuvar a enfrentar el mercado ilícito de combustibles.
• Es necesario realizar un diagnóstico conjunto de aquellos casos donde la invasión a los derechos de vía y zonas de amortiguamiento es una realidad, para plantear las vías de solución.
• La comunidad, ya puede reportar al teléfono 066 los eventos no deseados relacionados con la industria petrolera. Los reportes serán recibidos en el Centro de Control y Apoyo a Emergencias (CCAE), para optimizar la respuesta a las emergencias.
• Dada la vulnerabilidad de nuestras instalaciones, ante los hechos recientes, es imperioso que se incluyan las instalaciones petroleras en los planes de seguridad estatales a fin de combatir el Mercado Ilícito de Combustibles.
• Lo anterior, traerá beneficios mutuos y dará mayor confianza a inversionistas para el desarrollo de corredores industriales; así como el fortalecimiento de las empresas ya establecidas.
Conclusiones
Ing. Guillermo Camacho Uriarte
Subdirector de Disciplina Operativa, Seguridad, Salud y Protección Ambiental
Dirección Corporativa de Operaciones
Marina Nacional No. 329Torre Ejecutiva Piso 35
Col. Huasteca México D.F.C.P. 11311
Tel. (55) 1944 9761