120730_confiabilidadoperacional

Modelos para la Excelencia Operacional

Julio 2012Ing. Pedro I. Hernández DelgadoPEMEX Refinación

Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Refinación.

Petróleos Mexicanos es una empresa que se distingue por elesfuerzo y el compromiso de sus trabajadores con laSeguridad, la Salud en el trabajo y la Protección Ambiental.

Política y Principios de SSPA en PEMEX

I. La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambientalson valores de la más alta prioridad para la producción, eltransporte, las ventas, la calidad y los costos

II. Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenirIII. La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental

son responsabilidad de todos y condición de empleoIV. En Petróleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar

con la protección y el mejoramiento del medio ambienteen beneficio de la comunidad

V. Los trabajadores petroleros estamos convencidos de quela Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambientalson en beneficio propio y nos motivan a participar en esteesfuerzo

2


En Petróleos Mexicanos la Confiabilidad Operacional es un valor fundamentalde la Organización que contribuye a una operación confiable, segura ysostenible a lo largo del ciclo de vida de los activos, con igual prioridad quela seguridad, la producción, la calidad y las ventas en la empresa

Política

Principios

Política y Principios de Confiabilidad

1. Mejoramos la Confiabilidad Humana, motivando a nuestro Personal, capacitándolo, proporcionándolelos recursos necesarios y fomentando el trabajo en equipo para el desempeño de sus funciones.

2. Mejoramos la Confiabilidad del Diseño, proyectando y construyendo Instalaciones seguras quepermitan el mantenimiento integral y de sus componentes.

3. Mejoramos la Confiabilidad de los Procesos, operando la infraestructura de acuerdo al contexto operacional y apego a la Disciplina Operativa.

4. Mejoramos la Confiabilidad de Equipos e instalaciones, documentando los procesos, optimizandoplanes de mantenimiento e inspección, eliminando sistemáticamente las causas raíz de las fallas yadministrando la gestión de operación y mantenimiento en el sistema institucional.

3

Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Refinación. 4

Antecedentes


Plan de Negocios y líneas de acción

5

Crecimiento

Maximización del valor económico

de forma sustentable

ResponsabilidadCorporativa

Eficiencia

Modernización de la gestión

Maximizar la rentabilidad de losactivos

Cultura en desempeño del negocio

Administra y controlariesgos en los procesos

Cultura en seguridad

PEMEX - Confiabilidad y PEMEX SSPA se complementan y fortalecen las líneas de acción del Plan de Negocios

6

Zona Productora

Refinería

Centro Petroquímico

Centro Procesador de Gas

Centro de Venta

Ducto

Ruta Marítima

1/ Anuario Estadístico Pemex 2011.

Sistemas de Ductos (longitud, Km)2/

Total 65,811Ductos de Producción Primaria 24,974Oleoductos 9,966Gasoductos 16,558Poliductos de Petrolíferos 8,297Petroquímicos Básicos y Secundarios 2,070Otros ductos 3,946

3/ 13 de las 39 plantas petroquímicas se encuentran en proceso de Enajenación, Nueva etapa de Ávalúo y en Convenio Sindical

Infraestructura de producción y distribución

Campos en producción 405Pozos en explotación 7,476Plataformas Marinas 233

Centros Procesadores de Gas 9Endulzadoras de gas 20Plantas criogénicas 21Fraccionadoras 9Endulzadoras de condensados 6Recuperadoras de azufre 14Refinerías 6Complejos petroquímicos 8Plantas petroquímicas3/ 39Terminales de distribución GLP 18Terminales de almacenamiento y reparto de petrolíferos 77

Terminales Marítimas 15

Información al cierre de 20101/

Anualmente se generan más de un millón cuatrocientas mil órdenes de trabajo de mantenimiento por año, lo que equivale aproximadamente a tres órdenes por minuto.

2/ Informe Ejecutivo de Responsabilidad Social 2010

Para atender a los diversos mercados, Pemex cuenta con infraestructura productiva y logística, la cual está distribuida en todo el territorio nacional

DCO- Subdirección de Coordinación de Mantenimiento -v.1

Factores clave de éxito SSPA

Proceso de implantación de SSPAAccidentabilidad en PEMEX, histórico

1. Pronunciamiento del Director General.2. Compromiso visible y demostrado de

los Directores.3. Continuidad en el proyecto.4. Integración de un solo sistema.5. Asignación de recursos para la

implantación del Sistema.

Proyecto con visión a largo plazo.

0

1

2

3

4

5

6

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

SIASPA (ADL)•PREF•PPQ•PEP

PGPBDiciembre 1996

PROSSPA (DuPont) PGPB

Agosto 1997

PEMEX Global

Índice de frecuencia

6. Condición de empleo, no complacencias.

7. Funcionamiento de equipos de liderazgo.

8. Rendición de cuentas.9. Responsabilidad de la línea de

mando.


4.92

3.96

2.68

1.39

1.19 1 1.171.09

1.5

1.06

0.67 0.60.47 0.42 0.42

0.54 0.54

0

1

2

3

4

5

6

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Cinco Presidentes y TAD El Sardinero

Batería Chiapas‐ Giraldas y Refinería Tula

DuctosCosoleacaque y U.O.

Comalcalco

PlataformaUsumacinta

Inicio SIASPA

Inicio PROSSPA

Inicio Pemex‐ SSPA

Evolución de los índices de accidentabilidad

CPG Cactus y San Juan Ixhuatepec

Fuente: Sitios web de Compañías 2012

Las compañías de Oil & Gas con mejor desempeño en accidentalidad, operan por debajo de 0.5 lesiones de trabajo por millón de horas hombre laboradas.

Mayo2012

0.44

0.39

0 0.5 1

2012

2011

0.77

0.8

0 0.5 1

2012

2011

0.78

0.67

0 0.5 1

2012

2011

0.31

0.17

0 0.5 1

2012

2011

0.3

0.46

0 0.5 1

2012

2011

PEP

REF

PPQ

PGPB

CORP

Meta 2012

0.40

0.30

0.29

0.16

0.10

Periodo 2011 (ene-dic)2012 (ene-may)

0.2 0.29 0.30.45 0.52

0.75

1.24

Esso Chevron Exxon Mobil BP Petrobras Dupont Shell

Índice de Frecuencia Oil & Gas Producers ''11


Confiabilidad Operacional


• Bajo aprovechamiento de la capacidad de los activos.

• Cultura organizacional reactiva con mayor énfasis en la tarea diaria y no en los resultados sostenibles.

• No existe una política para la jerarquización de los recursos presupuestales. Se privilegia el crecimiento de infraestructura.

• Ingresos no capturados por paros no programados que afectan producción, seguridad, salud, ambiente y la vida útil de los equipos.

• Desalineamiento entre planes y programas operativos y de mantenimiento, con su presupuesto asociado.

• Bajo cumplimiento a normatividad técnica.

• Se trabaja en silos sin rendición de cuentas para aporte al EVA.

• Alta certeza en un plan integral a 5 años de operación, mantenimiento, recursos humanos, finanzas y proyectos.

• Optimo aprovechamiento de los activos sustentado en la mejora de la confiabilidad operacional.

• Presupuestos alineados al cuidado de los activos físicos y humanos, acorde a la edad.

• El mejoramiento de la confiabilidad operacional es responsabilidad de todos.

• Rendición de cuentas para garantizar el cumplimiento del mejoramiento continuo.

Situación actual de PemexMejores prácticas en Shell, BP, Total, Exxon Mobil, Conoco Phillips, ChevronTexaco

Contexto Operacional: Diagnóstico Petróleos Mexicanos, 2005


Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección Corporativa de Operaciones. 11

Menor Tiempo Fuera de Servicio

Menor Costo de Mantenimiento

Menor Costo de Operación

Mayor tiempo de corrida

Mayor disponibilidad mecánica

Disminuir lo paros y disminuciones no programados

Mayor enfoque en el monitoreo de condiciones y la prevención en los equipos

Producir Más

Mayor Confiabilidad

Mejor Desempeño

Mayor Vida Útil

Mayor Seguridad

Alcanzar la excelencia operacional

Establecer la Confiabilidad Operacional como un objetivo de la empresa, no de un departamento.

Confiabilidad Operacional es laprobabilidad de que un equipo, sistema opersona desarrolle su función, dentro desu contexto operacional por un períodoespecificado de tiempo.

¿Cuál es el reto?


Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección Corporativa de Operaciones.

2006 - 2008 2009 - 2012

P1 P2 P3 P4 P5

P6 P7 P8P9

P10 P11P12

P13 P14

PC

Las iniciativas contribuyeron a la contención de fallas y retrasos en reparaciones.

Dada la complejidad de la empresa, estas se direccionaron hacia los activos críticos del negocio.

A través de la Comisión Asesora de Mantenimiento, se identificaron y homologaron estas prácticas para su aplicación en Petróleos Mexicanos.

Capacitación y

Certificación

RBI

Taxonomía

de

equipos

Compromisoy liderazgoAdmon de

libranzas y reparaciones

Suministros KPIsASP

Integridad

EléctricaEstudiosBenchmarking

Plan Quinquenal

Factor Complejidad

Planeación y

ProgramaciónRedes de Expertos

En el período 2006-2009 se trabajó en diferentes iniciativas, que en sinergia componen las bases del Modelo PEMEX – Confiabilidad.

Integración de actividades hacia PEMEX-Confiabilidad



“Establecen el Por qué”De acuerdo al estado actual y a

la visión de la Dirección. SSPA + PEMEX Confiabilidad

“Facilitan el Cuándo y Cuánto”

Integración de planes, programas y presupuestos

¨Plan Táctico¨

“Deciden el Cómo”Definición a detalle de las

actividades con procedimientos e instructivos de trabajo

Plan Especifico

2008 2010 2012

Rendición de Cuentas y Evaluaciones Interactivas

2014…

Censo, CMMS, Taxonomía, Criticidad, Operación Rango Seguro

Integridad Mecánica, RCM, RBI, Ventanas Operativas

SSPA Sistema de Seguridad y Protección A.

Pemex Confiabilidad

• Incrementar la disponibilidad y Confiabilidad de los activos

• Optimizar recursos

A través de la integración de:SGP Sistema de Gestión por Procesos

Disciplina Operativa, Ciclo de Vida de Activos.

Una buena “Estrategia” sin lo “Táctico” o lo “Operativo”, no conducen a la consecución

de la visión.

EVA

Qué

Plan Operativo Quinquenal

Confiabilidad Humana, Liderazgo y Cultura.

Estructura Organizacional y Regulación interna

Estratégico

Táctico

Operativo

Mejora Continua

La Estrategia para alcanzar la Efectividad de los Activosdesde el Corporativo a Organismos y Centros de Trabajos


Flujograma de Pemex Confiabilidad

14Organización Estructurada (roles y funciones)

Compromiso visible y demostrado

Autoevaluaciones de Mejores Prácticas

Aplicación puntual de metodologías

Órgano rectorEstratégico –DirecciónTáctico-Subdirección

Operativo-C.T.

Proceso de Rendición de cuentas

Tablero de Indicadores

Asignación de Metas

UpTime Eliminación de DefectosAcciones a corto Plazo

Acciones a corto Mediano y Largo Plazo

Sistematización de Metodologías

Enfoque Proactivo Equilibrio Preventivo Predictivo

PIMG

Mejores PrácticasCasos de Negocio

Rendición de Cuenta


Se cuenta con el Tablero de Confiabilidad Operacional, que identifica los cuartiles de desempeño yes el soporte de la evolución en la implantación de PEMEX Confiabilidad, orientada a resultados.

Fuentes :PhysicalAsset Management Handbook

Solomon Associates

Tablero de Control de Confiabilidad Operacional


PEMEX Confiabilidad: Catorce Mejores PrácticasPrioritarias.......

Confiabilidad: Diseño Humana Proceso Equipo

Censo de equipos y taxonomía

Mantenimiento Centrado en Confiabilidad

RCM

Inspección basada en

riesgo (IBR)

Administración de libranzas y reparaciones

Funciones protectoras

inst.

IEC-60706

API-RP-580/581; Plantas Ind.API-1160 Ductos, DNV-RP-

G101 Plataformas

ISO-9712 AICHETécnica Japonesa

Implantada por el JICARef. Salamanca

ISO-15663

EXXON MOBIL IS0-14224SAE-JA-1011/12 ISA 84.00.01

Costos y ciclo de vida

MantenibilidadCapacitación y

certificación habilidades

Compromiso y Liderazgo

Orden y Limpieza

(5’s)

Shell Global Solutions

Administración de trabajos


Almacenes y suministros


Plan de producción


Ventanas operativas



Mejorar yHacerlo sostenible

Mejorar yHacerlo sostenible

Ejecutar paraContener

Situación actual y planeación

Ejecutar paraControlar

Situación actual y planeación

1. Establecimiento de proceso de rendición de cuentas

2. Asesorías y coaching a todos los niveles de la organización

3. Establecimiento del proceso de eliminación de defectos

4. Sistematización de las 14 mejores prácticas de PEMEX-Confiabilidad

5. Auditoria al proceso de implantación

2008 20122010

1. Desarrollo de Modelo PEMEX-Confiabilidad

2. Capacitación y certificación del personal

3. Reducir los Retrasos en Reparaciones Programadas

4. Disminuir Fallas Imprevistas

Confiabilidad Operacional¿Qué se ha realizado?


Índice de paros no programados (incluye causas operativas, mantenimiento y retrasos), %

IPNP causas propias (operación + mantenimiento + retrasos + servicios principales)

Estándar internacional 1%

IPNP fallas operación y mantenimientoIPNP Retraso en reparaciones mayores

IPNP causas externas (falta carga, calidad, etc)IPNP fallas en servicios principales

Periodo enero-mayo 2012

2)

(1) IPNP.- En base a pérdida de función de las 44 instalaciones críticas(2) UNP en base a equipos de perforación Propios, estándar 1.5%

IPNP 2007-2011 (valor anuales); 2012 (periodo enero-mayo)

0.7 0.8 0.7

3.9

1.80.9

1.4

0.3

5.0

2.6

0.5 0.8 0.4

1.7 1.9

0.8

1.6

0.3

3.3

1.9

Turbo-generadores

Turbocomp.Booster

Turbobombas Turbocomp.Alta Pres.

UNP

2009 2010 2011 2012

0.8 1.4 1.3 0.3 0.6 0.3

2007 2008 2009 2010 2011 2012

3.5 3.4 2.75.3 5.6 4.2

2007 2008 2009 2010 2011 2012

3.0 2.7 3.6 3.2 2.1 1.4

2007 2008 2009 2010 2011 2012

PEP 1)

Meta 2012: 1-2%

PREFMeta 2012: <6%

PGPBMeta 2012: ≤1%

PPQMeta 2012: 2-3%

Sin considerar el proceso de H-oil


Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección Corporativa de Operaciones. 19

Prácticas de Mantenimiento

En las mejores plantas, las tecnologías predictivas y preventivasson utilizadas como herramientas para crear una culturaproactiva y son combinadas con prácticas operacionales, dediseño, procura, instalación y almacenamiento.

Med

ició

n de

Des

empe

ño

Producción de Clase Mundial

Estrategias

Proactivo

Planeado

Reactivo

Regresivo

Mejor Desempeño

Ventaja Competitiva

No sorpresas Competitivo

Tiempo Extra Héroes

Cumplir con elPresupuesto

Recompensa

No solo lo arregles,Mejóralo !

Arréglalo antes deQue falle !

Arréglalo después deque falle !

No lo arregles !

Zonas de transición

PPQ PEP

PGPB

PREF


Procesos de implantación de SSPA y Pemex ConfiabilidadProyectos con visión de largo plazo

0

1

2

3

4

5

6

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

SIASPA (ADL)•PREF•PPQ•PEP

PGPBDiciembre 1996

PROSSPA (DuPont) PGPB

Agosto 1997

PEMEX Global

Índice de frecuencia

02468

10

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015PEP* PGPB PPQ PREF

IPNP, causas propias

Gestión Mantto.

SCO PEP

PAS-55

Planes piloto

*PEP a partir de 2009 se evalúa por pérdida de función

PEMEX Confiabilidad

SSPA PEMEX Confiabilidad Rentabilidad Sustentabilidad

Ruta para alcanzar la misión de la empresa y sus metas

E

RCC

MG

MVE


¿Qué estamos haciendo?


Seguimiento a Metas y Objetivos de Confiabilidad

Para la implantación se debe formalizar una organización estructurada con los roles y funcionesestablecidos en el manual de Pemex Confiabilidad.

PEPPGPBPREFPPQ

SeguimientoDCO-Pemex y

SFP

Metas y Objetivos EstratégicosMetas y Objetivos Estratégicos

Selección de actividades concretas con enfoque a resultados

Programa ejecutivoPrograma ejecutivo

PEMEX ConfiabilidadIndicadores Cuartiles

Negocio 1er 2do 3er 4to1 Costo de Mantenimiento / Valor de Reemplazo de Activos, % 2.0-2.5 2.5-3.0 3.0-3.5 >3.52 Costo de Producción por Unidad de Salida Varía de acuerdo a la Unidad de Producción

Instalaciones – Equipo3 Disponibilidad Mecánica, % >97 95-97 80-95 <804 Utilización de activos con respecto a su capacidad, % >89 80-89 70-79 <705 Índice de Paros No Programados, % ≤1.0 1.0-2.0 2.0-3.0 >3.0

Planeación y Programación6 Trabajo Planeado / Trabajos Totales, % >85 75-85 65-75 <65

AM

PIMGMejores PrácticasCasos de Negocio

CT2 CTnCT1

Subdirección 1Subdirección 1

Grupo de Liderazgo

O.S. - 1

…

CT2 CTnCT1

Subdirección n

CT2 CTnCT1

Subdirección 1

O.S. - nO.S. - n

…

CT2 CTnCT1

Subdirección nSubdirección n

Bimensual

Mensual

Organización Estructurada

El PIMG contempla las acciones a detalle que se ejecutarán para lograr las metas y objetivos establecidos.


Diseño de procesosControles básico, alarmas y

control del operadorAlarmas críticas e

intervención manualSIS o ESD automáticos

Protección física (PSV's etc.)Protección física (diques, etc.)

Respuesta a emergencias de la plantaRespuesta a emergencias de la comunidad

Capas típicas de protección en una planta industrial moderna


Prácticas Operativas y de Mantenimiento

Hacer lo correcto, bien y a la primera

Operativas

Planeación de la Producción

Control del proceso

Operación

Mantenimiento

Preventivo

Predictivo

Proactivo

Alta Confiabilidad

Alto Up-Time

Bajos costos de operacióny mantenimiento

Cumplimiento en la calidad de los productos

Resultan en


Especificación o límite

Objetivo del operador

Antes de “VO”

Setpointajustado

Implantación “VO”

Caso Base Estabilidad Explotación

Prácticas Operativas: Áreas de atención

Sistemas de Instrumentación y ControlMantenimientoMediciónCapacidad de controlAnálisis de laboratorio

Mejorar los métodos de planeación de producción

Asegurar que los principios elementales deoperación sean aplicadosCapacitar en:

o El proceso y los límites de controlo Arranques, paros, pruebas e incidenteso Monitoreo de la condiciones del equipoo Cuidados básicos de los operadores

Medir y realizar tendencias de las principalesvariables del proceso

Realizar rutinas caminando a través de laplanta

Asegurar la medición y capacidad de control,así como la capacidad de laboratorio

Crear y mantener un ambiente que favorezcael sentido de pertenencia y de orgullo en losoperadores.


Estrategias de Confiabilidad

26

Proactivo

Predictivo

Preventivo

Las compañías con mejordesempeño, tienen o utilizanprincipalmente la práctica basada enla condición.

La mejor práctica es utilizar enforma balanceada e integral elmantenimiento preventivo,predictivo y proactivo.

En una organización con una culturaenfocada en la confiabilidad, cerofallas es la Meta.

El monitoreo de la condición de losequipos se sigue “Religiosamente”.


Estrategias de Confiabilidad

27

Bajo una misma estrategia demantenimiento, todo incrementoen la disponibilidad mecánica,lleva consigo aumento en loscostos.

La única manera para reducircostos de mantenimiento eincrementar la disponibilidadmecánica simultáneamente, esevolucionar hacia estrategias demantenimiento más proactivas.

La mejor práctica es utilizar enforma balanceada e integral elmantenimiento preventivo,predictivo y proactivo.

Enfoque en Confiabilidad

Basado en condición

Intervalos fijos

Reactivo

BA

Costo de mantenimiento

Dis

poni

bilid

ad M

ecán

ica


Prácticas de Mantenimiento: Áreas de atención

Las compañías con mejor desempeño,tienen o utilizan principalmente lapráctica basada en la condición.

La mejor práctica es utilizar en formabalanceada e integral el mantenimientopreventivo, predictivo y proactivo.

En una organización con una culturaenfocada en la confiabilidad, cero fallases la Meta.

El monitoreo de la condición de losequipos se sigue “Religiosamente”.

Mantenimiento Preventivo

Basado en tiempo, pero solo cuando los periodosde tiempo son justificables

Mantenimiento Predictivo

El conocimiento de la condición del equipoutilizando las tendencias, asegura Confiabilidady Up-Time

Mantenimiento Proactivo

Mantenimiento Proactivo es más una forma depensar/ser, que una metodología específica.

Es menos sobre mantenimiento, se trata deeliminar los defectos que resultan en fallas querequieren mantenimiento.

DCO-Subdirección-[nombre]-v1

29

Proceso de planeación de las Reparaciones Mayores en Petróleos Mexicanos

‐16 ‐12 ‐9 ‐ 6 FT + 2

E‐6 Ejecución E‐1

DesarrolloConceptual

E‐2 Diagnósticos

E‐4 Programación

E‐7 Evaluación

FI FT

Reparación de Marzo

F M A M J J A S O N D E F M A M J J AN D EF M A M J J A S OE

PAI 3

E 2 E 1 E 4E 3 E 5 E 7E 6

Línea del tiempo

Procedimiento para planear las libranzas y reparaciones

Procedimiento para jerarquizar las actividades que se realizaran en la

reparación en base al análisis de riesgos

PAI 4

E‐3 Planeación

E‐5 Trabajos Previos


¿Cuál es nuestra responsabilidad en la eliminación de

las causas?

Modelo para mejorar Up-time

30

Preguntas Acciones

¿Cuál es mi Up-Time?

¿Cuáles son las causas de las bajas

o pérdidas en Up-Time?

¿Qué estamos haciendo para eliminar éstas

causas?

• Identificación de los Malos Actores

• Medición de Up-Time o utilización + Disponibilidad Mecánica

• Realizar Proceso de eliminación de Defectos (PED´s)

• Implementar las acciones sugeridas de los PED´s

31

Implementación del Proceso de Confiabilidad

¿Dónde empezar?• Compromiso y patrocinio para la implementacióndel proceso de la parte superior de la organización. Compromiso visible y demostrable•Identificar áreas de mejora a través de comparacionesInternas / externas. Benchmarking Medición de la utilización de activos y pérdidas.

Plan Para Mejorar Confiabilidad

• Resumen Ejecutivo. Valor de las mejoras. Pasos relevantes para el logro. Inversión requerida.

• Posicionamiento y brecha según el Benchmarking.

• Análisis de fortalezas y debilidades.

• Plan. Oportunidades de mejora. Siguientes pasos, jerarquizados. Tecnologías a ser aplicadas. Equipo. Roles. Recursos Requeridos. Mediciones específicas del desempeño. Resultados esperados.

• Revisiones / Actualizaciones.

Medición de las pérdidas con respecto al Ideal

Pemex Exploración y Producción: Up time, %Enero – diciembre 2011

92 93

50

60

70

80

90

100

2010 2011Paro

Programado. 3.73

Paro no Programado.

0.77

Pérdidas en el Proceso.

1.74

PérdidasCalidad.

0.73

PérdidasTransición.

0.02

Pérdidas de Proceso

Paros Programados

Pérdidas de calidad

Pérdidas Transición

Paros no Programado

Mantto preventivo TC.Paro parcial programado a TC.Mantto preventivo TB.

Variación del Flujo de proceso.Baja presión en cabezal.

Alto contenido de nitrógeno y salinidad.

Pérdidas de transición por rechazo de carga.

Mantto Correctivo a TC.Ajuste de programa de Transporte.

CATEGORÍAS DE PÉRDIDAS 01 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE 2011

No se considera pérdidas por falta de materia prima.


Índice de paros no programados (incluye causas operativas, mantenimiento, retrasos y causas externas)

CPG Cactus

IPNP Total (propias + falta de carga + calidad+ altos inventarios + retraso proyectos + clima) IPNP causas propias (operación + mantenimiento + retrasos + fallas eléctricas)

Estándar internacional

IPNP fallas operación y mantenimientoIPNP Retraso en reparaciones mayores

IPNP causas externas (falta carga, calidad…)IPNP fallas en servicios principales

CPq Morelos

Fuente: Subdirección de Coordinación de Mantenimiento

1.2 1.1 0.02.5 1.9

0.02.2 1.7

0.02.6 2.7 1.5 1.7 1.4

7.3

1.3

8.1

3.21.3

3.31.4 1.6 1.4 1.6

1.2

9.7

0.72.5 3.8

0.02.2 1.7

0.03.4 3.2

1.5 2.5 3.6

7.3

14.6 13.1

3.21.3

3.35.2

1.63.3

5.1

jun´10

jul´10

ago´10

sep´10

oct´10

nov´10

dic´10

ene´11

feb´11

mar´11

abr´11

may´11

jun´11

jul´11

ago´11

sep´11

oct´11

nov´11

dic´11

ene´12

feb´12

mar´12

abr´12

may´12

3.7 4.5 4.9

1.52.8 1.9

12.3

7.45.6

2.74.6 3.7

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Asahi, Switch y oxígeno (falta de etileno por disparo etileno por tormenta eléctrica)

Swing reparación Cambiador E-301 C

Asahi TA control de nivel

Asahi TB falta carga por TRP

Switch TB (Agitador reactor)

Switch TB (Agitador reactor D-2201)

Asahi TB (compresor C-301B y extrusor)

Asahi TA (limpieza torre agotadora)

Swing (falta catalizador)

Asahi TA (agotador D-321 A)

Switch TB (extrusor)

Ox. Etil (baja presión de Oxígeno)

Switch TB (rep. no

prog)

Asahi TA (eliminación de fugas)

Acrilonitrilo(falla en bomba)

Switch TB (motor de Z-2401)

Ox. Etil T2, Glicoles y Oxígeno (retraso en reparaciones)

Falta de etano

Oxígeno (inundación)

Switch (Subestación)

Swing (limpieza)

Asahi TA (falla TR-M1)

Asahi TB(Subes-tación)

Switch TA (DM-

201)

Switch TB (problema

Circulación)

Falta de etano de PGPB

Swing limpiezas

Acrilonitrilo(suministro propileno)

SwitchTB

(lavado)

Acrilonitrilo(altos inventarios)

0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.5 0.0 0.0 0.0 0.00.7

0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.60.0 0.4 0.3

0.0 0.3 0.60.0 0.4 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0

0.70.0 0.0 0.3 0.0

1.20.0 0.0 0.0 0.4 0.6

0.0 0.4 0.3

jun´10

jul´10

ago´10

sep´10

oct´10

nov´10

dic´10

ene´11

feb´11

mar´11

abr´11

may´11

jun´11

jul´11

ago´11

sep´11

oct´11

nov´11

dic´11

ene´12

feb´12

mar´12

abr´12

may´12

0.22.1

0.3 0.8 0.1 0.3

1.43.0

0.8 1.20.2 0.3

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Azufre 1 y 4 Correctivo

Modular 5

Paro en enduzaldoras 3 y 4 por Inundaciones

Retraso reparación End. Gas 10

Azufre 3 (fugas vapor)

Gas 2 (rehervidor y regenerador)


PEP: Eventos RelevantesDel 03 al 16 de Septiembre 2010

Eventos de falla

Cantidad de eventos

50% de Eventos

80% de la Producción

diferida

10 5 45.1

80%

MB

Ev. Fecha Descripción del Evento Dif.

A 13-sepBaja presión en la red de BN por problemas dePGPB 15.6

B 3-sepBaja presión en la red de BN por problemas en C7 /C8; problemas de espumamiento en planta - 1 deAkal C-8

14.1

C 16-sep Problemas de admisión en BN en válvulas de fondoen Maloob A; problemas de admisión de gas de B.N. 5.9

D 8-sep Falla de equipo de Bombeo en Nohoch-A. 5.3

E 6-sepSale de operación Turbobombas en E-Ku-A1 yequipos de compresión en E Ku A2 por falla degeneración Eléctrica

4.2

F 6-sepBaja presión en la red de BN por problemas en C7 /C8; por reducción de carga en C8 por activacióndel SPPE de Akal-C6

3.3

G 5-sep Falla de bombas de reactivo antiespumanteprovocando baja presión de succión en PB-Zaap-C 2.5

H 11-sepFalla o activación del sistema de paro poremergencia; cierre de la SDV salida de gas de Akal-DB hacia Akal-D

2.5

I 10-sep Baja presión en la red de BN por problemas dePGPB

2.0

J 12-sep Baja presión en la red de BN por problemas dePGPB

1.5

TOTAL 56.9

A

B

C

DE

FG

HI J

0

10

20

30

40

50

60

Fuente: Reporte de Rendición de Cuentas PEP

Eventos relevantes de PEP

Acciones para restablecer

De 11 a 18 hrs. Se derivó la producción de aceite de Akal-H hacia el Centrode Proceso Akal-C para su manejo.

El día 08/09/2011 se envía motor nuevo N/P: 1057378-1 recibiéndose en elCentro de Proceso hasta el día 10/09/2011 por cierre de navegación marítimay aérea por malas condiciones climatológicas.

Causa de la Falla

Debido al deterioro y a las fuertes rachas de viento de la tormenta tropicalNate, el techo del Transformador “TR-05” en Takin-A se desplomó hacia elinterior del gabinete provocando corto circuito por contacto con pedazos delámina del mismo, produciéndose de este modo un cambio súbito en la cargade los Turbogeneradores en Nh-A saliendo de operación. Debido al corte desuministro eléctrico se presentó disparo del equipo de bombeo teniendo comoconsecuencia el daño del motor de enfriamiento del sistema de aceitelubricante (daño de reten) de la Turbobomba 4.

UbicaciónSubdirección. RMNE

Activo / Gerencia. Activo Integral Cantarell

Centro Operativo. Nohoch-A

Instalación. Nohoch-A1

Equipo. TG-3902.

Ficha técnica de: Falla de Generacióneléctrica del CP Nohoch‐A, por malascondiciones climatológicas.

Taxonomía de la Falla

Datos generales de la falla

Fecha – Hora 08-Septiembre-2011 10:50 Hrs

Duración del evento 07 horas. aprox.

Impacto en la producción 5.4 Mb.

No. SAP aviso de avería S/N

Falla Funcional

Síntoma del daño Parte Objeto Causa

0021 Valores altos de Flujo

C105 Tiempo / Secuencia.

Transformador/ Sistema de generación

eléctrica

5601Falla Inducida/Corto

Circuito

Acciones para evitar la recurrenciaRealizar los ajustes y pruebas de acuerdo con el Estudio de Corto Circuito yCalibración de Protecciones motivo de que algunos dispositivos de protecciónactuaron pero no liberaron la falla en el punto más cercano al origen.

Fecha compromiso para terminar ACR 18-Septiembre-2011

Elaborar el ACR 100 %

Aplicar recomendaciones Octubre 2011

Difundir recomendaciones Octubre 2011Fuente: Reporte de Rendición de Cuentas PEP

AApli

Equipos con mayor impacto identificados:

Elaboración de Proceso de Eliminación de defectos

Enfoque Proactivo

Equipo No. 1

EquipoNo. 3

Equipo No. 1

Aplicación de las acciones para solucionar

las causa raíz

Mejora de Resultados

El proceso de eliminación de defectos no solo presenta beneficios parael área que lo elabora directamente, sino que también representalecciones aprendidas para otros Centros de Trabajo en condicionessimilares.

• Incremento de la producción.

• Incrementa el MTBF.

• Aumenta la disponibilidad.

• Previene incidentes y paros en

lugares dónde no han ocurrido.

• Establece un sistema de

administración del

conocimiento.

• Desarrolla las actitudes

analíticas en la Organización.

EquipoNo. 2

EquipoNo. “n”

Enfoque proactivo de la atención PED´s


Plataforma Tecnológica Integral de Pemex

PEP

REF

PGPB

PPQ

DCF

DCA

CMMS

Migrar de los CMMS de los O.S. y del Corporativo a la Plataforma Tecnológica Integral

Plataforma Tecnológica

Integral

Marco de Referencia Técnico ERP, BI y CE

BIERP

CE

Inte

rfaz

con

Sis

tem

as

“Leg

acy”

In

terf

az c

on S

iste

mas

“L

egac

y”

Contar con asistencia técnica integral a Petróleos Mexicanos, para la aplicación de las mejoresprácticas internacionales del proceso de mantenimiento, con una plataforma tecnológicahomologada y alineada. Preservando el contexto de Proceso, Organización y Tecnología.

ERP: Enterprise Resource Planning BI: Business Intelligence CE: Contenido Empresarial


Rubro ObjetivoCapacitación Total

CapacitadoTotal

CertificadoTécnico Manual

14 Mejores Prácticas PEMEX

Confiabilidad

Proporcionar los conocimientos prácticos de las 14 Mejores Prácticas

de PEMEX Confiabilidad4,388 2,324 6,712 N/A

Ingeniería de Confiabilidad

Proporcionar los conocimientosbásicos de metodologías de

Confiabilidad662 330 992 327

Inspección Técnica

Especializar y certificar en técnicas ensayos no destructivos y mejores

prácticas de Inspección482 423 905 353

Estudios Benchmarking

Proporcionar los conocimientos en el uso, manejo, interpretación y análisis de los resultados de benchmarking.

143 N/A 143 N/A

Principales rubros de Capacitación y Certificación proporcionados para Confiabilidad Operacional, 2007 - 2011

5,675 3,077 8,752 680

Capacitación y Certificación coordinada por la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento

DCO-Subdirección-[nombre]-v1

Capacitación y certificación en confiabilidad con SMRP*

Certificados por SMRP

Capacitados en Confiabilidad

DCO 4 17

PEP 9 54

PREF 7 24

PGPB 3 82

PPQ 4 21

TOTAL 27 198

Información junio 2012

Personal CertificadoPaís Cantidad

USA 2,066

Colombia 263

México 56

Venezuela 10

Brasil 5

Otros países 543

Total 2,943De los 56 certificados en México, 27 son de Petróleos Mexicanos.

* Society for Maintenance and Reliability Professionals


Resultados en la Subdirección de Producción


Comportamiento personal Jubilado, retiros potenciales y requerimiento de proyectos especiales

41

Jubilados real 2009-2011

Retiros potenciales 2012-2014

Requerimientos de profesionistas para proyectos especiales 2012-2015

Real Asignado Faltante

322 216 253 134 119

En los últimos años, en la Subdirección de Producción, se ha presentado laproblemática de la actualización del Recurso Humano, tanto en capacidadcomo en número de profesionistas requeridos, para cubrir las vacantes porJubilación y necesidades de proyectos especiales.

En resumen de las 322 jubilaciones del periodo 2009-2011 aún quedan 90plazas vacantes, que sumadas a las 216 potenciales y a las 119 faltantes paraproyectos especiales, hacen un total 425 plazas requeridas para los próximos 4años.


Atracción de Mejores EstudiantesPrograma en PXR 2012

REQUERIMIENTOS RECLUTAMIENTO EVALUACION SELECCIÓN

Platicas en universidades:

• IPN• UNAM• UAM• Universidad Anahuac.• ITESM• Universidad IBERO• Universidad Panamer.• UDLA• UVM

2,018 entrevistas para:530 candidatos

•64 Mecánicos• 84 Civiles• 25 Eléctricos• 156 Químicos• 25 Electrónicos• 34 Administración• 142 Ingria. Variable

realizado pendiente

1,413 Evaluaciones

•Conocimientos

•Psicométricos

• Ingles

1,060 Selecciones

•Ranking de candidatos

•Selección Candidato idóneo.

530 Contrataciones

Julio-Oct Julio-NovJulio - Sept13 Jun – 9 Jul

42


Esquema de Atracción de personal para los Proyectos de PXR, 2012

Banco de Datos

• Universidades• Bolsa de trabajo• Directorio de Talento• Inv. de RH - PXR• Semilleros• Otras fuentes

CandidatosCandidatosCandidatos

Contacto con Universidades:• UNAM• UAM• IPN

• ITAM• ITESM• Otras

Contacto con

candidatos

• Contacto• Presentación

Proyecto• Oferta

• Conocimientos• Psicométrico• Inglés

Evaluación de

candidatos

• Evaluación• Entrevista de

calidad

Evaluación de

resultados

• Envío oficio de candidatos

• Proyecto• Lugar• Puesto• Plaza

Preselección de candidatos

por puesto

• Entrevista• Selección del candidato

Entrevista de la Línea de Negocio

Reclutamiento Selección

Oficio de contratación

• Proced. Nvo. Ingreso• Exámenes médicos• Validación de Doctos.

43


Mapa Curricular de 28 semanas para Ingenieros Químicos

Conductuales(1 Semana)

Sistemas de calidad SSPA CCTVInducción

SNRGestión(2 Semanas)

Laboratorio Compresores Cambiadores Calor

Tanques y recipientes

Torres de destilación

Válvulas, tube-rias y trampas

de vaporSCD y PLC’s

Bombas y eyectores

Elementos motrices

(turb y motor)

Calentadores y calderas Reactores Absorción y

adsorción

Variables de operación eInstrument.

Técnicos(15 Semanas)

Termodiná-mica

Transferenciade calor

Flujos de fluidos Destilación Cinética de

reacciónSimulación de

procesos

Operacionesunitarias(4 Semanas)

Especialización(6 Semanas)

Mantenimiento mecánico

Mantenimiento civil

Mantenimiento de instrumentos

Mantenimiento a plantas

Plantas de proceso

Plantas de Tratamiento

Servicios Principales

Plantas ecológicasLaboratorio

Mantenimiento eléctrico

Mantenimiento

Operación

Configuración de un Centro de

Trabajo

Liderazgo Trabajo en Equipo Técnicas de supervisión

44


1/ No incluye transferencias ni componentes de importación2/ Meta anual

Indicador 2011(1)

2012 Diferencias

Real(2)

Meta(3) (2)-(1) (2)-(3)

Proceso de crudo (mbd) 1,167 1,219 1,304 52 -85

Porciento de crudo pesado (%) 36.4 44.0 43.3 7.6 0.7

Elaboración de destilados1/ (mbd) 729 786 866 58 -79

Rendimiento de destilados1/ (%) 62.4 64.5 66.4 2.1 -1.9

Utilización capacidad equivalente (%) 69.5 71.5 75.32/ 2.0 -3.8

Índice de paros no programados (%) 12.0 8.6 6.0 2/ -3.4 2.6

Índice de paros no programados propios incremental (%) 3.7 5.0 1.8 2/ 1.3 3.2

Índice de Intensidad de Energía 135.6 133.5 126.02/ - 2.1 7.5

45

Indicadores operativos del SNR, enero-mayo


46

425 536

742 683

1,167 1,219

2011 2012

Proceso de crudo (Mbd)

Pesado Ligero

Variación:52 MBD

20.0

20.5

21.0

21.5

22.0

22.5

04 05 06 07 08 09 10 11 12

Densidad API del crudo Maya entregado a PR

050

100150200250300350400

07 08 1009 11 12

Contenido de sal del crudo Maya entregado a PR, (lb/Mb)

Especificación 50 lb/Mb

Nota: En 2008 se presentaron contenidos de sal de hasta 1,500 lb/Mb.* enero-mayo

Proceso y calidad de crudo, enero-mayo, 2011-2012


(miles de barriles día)

47

1,1841,167

1,227

1,316

1,162 1,168 1,158

1,179

1,194

1,260

1,224

1,291

2010 2011 2012 I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM Meta

2011 2012

POT III1,242

1

1 Primer semestre: enero – mayo real, valor a junio mejor estimado.

Proceso de crudo, enero-mayo 2010-2012


48

397425

12219

29

Combustóleo

Elaboración de petrolíferos del crudo

428

Transferencias

Del crudo

Componentes de importación

313 283

332 361

397 425

144 175

1,186

Otros1

Destilados intermedios

Gasolinas

2011

786729

Variación:59MBD

Variación:29 MBD

2012

1,244

456

2011 2012

1 Incluye gas seco, gas licuado del crudo, lubricantes, aceite cíclico ligero, asfalto, coque, lubricantes y parafinas.

Producción Total de gasolinas

Elaboración de productos, enero-mayo, 2012 Vs 2011



49

746718

801

890

736712 711 714 777

825 826

859

2010 2011 2012 I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM Meta2

1 Elaboración del crudo, no incluye transferencias.

2011 2012

POT III822

2 Primer semestre: enero – mayo real y junio mejor estimado.

Elaboración de destilados1, 2010-2012



(miles de barriles diarios)Rendimiento de productos: 2010-2012, enero-mayo

61.647.7

61.6

14.2 16.6

26.8 23.2

28.5 29.6

34.5 34.9

2011 2012

Combustóleo

Destiladosintermedios

Gasolinas1/

Rendimientos de productos (%)

1 No incluye transferencias ni componentes de importación.2 Incluye gas seco, gas licuado del crudo, asfaltos, coque, lubricantes, parafinas, aceite cíclico ligero y petroquímicos.

Otros2/

103.5 104.3

62.4 64.5

61.647.7

61.6

3/ Rendimientos del crudo

79.3 69.9

47.758.8 63.3 60.6 62.4

77.4 73.762.8 59.0 61.7

58.164.5

Cad Mad Min Sal Scr Tul SNR

2011

2012

Rendimientos del crudo %Gasolinas y Destilados Intermedios3/ en Refinerías

• El rendimiento de destilados enero mayo 2012mejoró en 2.1 puntos porcentuales respecto alregistrado en 2011.

• En la comparación 2012 versus 2011 destaca:Minatitlán por inicio de operaciones de lasplantas nuevas del proyecto de reconfiguración.

• Las refinerías del centro del país vieron afectadosu desempeño por la demanda de residuales.


(Porcentaje)

51

63.061.6

65.3

67.6

63.4

60.9 61.4 60.665.1

65.5

67.566.5

2010 2011 2012 I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM Meta

1 No incluye transferencias ni componentes de importación2 Primer semestre: enero – mayo real y junio mejor estimado.

2

2011 2012

POT III66.1

Rendimiento de destilados1, 2010-2012


1 Considera la capacidad de las nuevas plantas de Minatitlán, de manera proporcional a la fecha en que se inició su operación.2 Solomon, 2010. RSC III.

Coquizadora

Alquilación

Reformadora

Catalíticas

Hidro dest. Inter.

Hidro de naftas

Primarias

78.0

69.5

71.5

63.2

65.2

70.3

72.1

71.9

53.6

70.2

67.0

60.5

71.4

75.3

83.9

69.5

71.5

70.2

65.2

71.7

79.1

71.9

53.6

70.2

67.0

60.5

71.4

75.3

Diferencia2012 vs. 20111

3.8

0.3

3.2

1.3

15.9

12.0

Considerando la nueva capacidad en Minatitlán

Sin el efecto de nuevas plantas en Minatitlán

2011

2012 (ene-may)

4.7

(3.2)

(1.1)

(3.8)

1.3

15.9

6.1

4.7

Diferencia2012 vs. 20111

83.8

75.7

73.0

86.6

73.2

76.2

82.4

Referencia2

52

Ocupación de plantas de conversión, (%)


Factores Clave de Éxito


Factores Clave de Éxito

54

1. Todo inicia con un firme compromiso y liderazgo.

2. Cooperación y coordinación efectiva.

3. Actitud positiva para el cambio.

4. Ejecución impecable de nuestros compromisos

“Hacer las cosas correctas, bien y a la primera”.

5. Evaluación continua y rendición de cuentas.

6. Ser parte de la solución y no del problema.

7. Tener el valor de imaginar un futuro brillante para Pemex.

120730_confiabilidadoperacional

Documents

Transcript of 120730_confiabilidadoperacional