Redalyc.Sistema de gestión de administración en integridad ...

Científica

ISSN: 1665-0654

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Instituto Politécnico Nacional

México

Martínez-Frías, Jorge Enrique; Sánchez-Pineda, Francisco; Gutiérrez-López, Juan Carlos

Sistema de gestión de administración en integridad mecánica y confiabilidad operativa para

plataformas marinas fijas

Científica, vol. 16, núm. 1, enero-marzo, 2012, pp. 33-45

Instituto Politécnico Nacional

Distrito Federal, México

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Cientijica. voL 16, num. 1, pp. 33-45, enero-marzo 2012.ISSN 1665-0654, ESIME Instituto Politecnico N acional MEXICO

Sistema de gestion de administracion enintegridad mecanica y confiabilidadoperativa para plataformas marinas fijasJorge Enrique Martfnez-FrfasFrancisco Sanchez-PinedaJuan Carlos Gutierrez-Lopez

Constructora Subacuatica DIAVAZ, SA de CVDepartamento de Integridad Mecanica y ConfiabilidadCd. Del Carmen, Campeche.MEXICO.

Tel. (52) 93 81047786correo electronico (email):[email protected]

[email protected]@diavaz.com

Recibido 26-03-2011, aceptado 06-10-2011.

1. Resumen

Un sistema de gesti6n de administraci6n de integridad mecanica y confiabilidad operativa debera contenerun Plan Maestro deAdministraci6n de Integridad y Confiabilidad que pelTIlita establecerun Programa de Mantenimiento Priorizado y Optimizado.

El Programa de Mantenimiento Priorizado y Optimizado debeestar constituido por un Programa de Personal, Programa deEquipos y Herramientas, Programa de Desarrollo de Mantenimiento y un Programa de Compra de Materiales, dada la ejecuci6n del mantenimiento debe evaluarse mediante los indices clavede desempefio tacticos 0 estrategicos, tecnicos u operativos definidos para ese activo.

Este articulo presenta el modelo del Sistema de Gesti6n de Administraci6n de Integridad Mecanica y Confiabilidad Operativa(GAllvfCO) para PlatafolTIlas Marinas Fijas Costa Afuera conbase en los estandares internacionales tales como BS-PASS 55,API-RP-SIM,API-RP-2A-WSD, SHELL-SIMS,NRF-PEMEXYlas mejores practicas mundiales.

El sistema GAllvfCO-DIAVAZ proporciona un Programa deMantenimiento Priorizado y Optimizado que contempla todoslos equipos y actividades criticas. Pone enfasis en la reducci6nde los niveles de riesgo tan bajos como sean posibles, 10 cual, de

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manera natural, conduce a mejorar la confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad de los equipos, minimizando, 0 en el mejor de los casos, eliminando las frecuencias de fallas, paros deproducci6n no programados, perdidas de contenci6n, sobrecostospor mantenimiento no programado y maximizando las gananciasporproducci6n y extensi6n de la vida en servicio de las platafonnasmarinas fijas.

Palabras clave: integridad mecanica, confiabilidad operativa,platafolTIlas marinas fijas costa afuera.

2. Abstract (System of Administration Management Mechanical Integrity and Reliability)

A System of Administration Management Mechanical Integrityand Reliability Operational must include a Plan Master of theManagement of Integrity and reliability, in order to establish aprogram to prioritize and optimize maintenance.

The prioritized and optimized maintenance program should consistof a staff personal Program, Equipment and Tools Program,Maintenance Program Development and materials PurchaseProgram because of the execution of maintenance should beevaluated through Key PerfolTIlance Indices tactical or strategic,technical or operational defmed for that asset.

This paper presents the Management System AdministrationOperating Mechanical Integrity and Reliability (GAIMCO) modelfor Fixed Offshore Marine PlatfolTIls. It is based on internationalstandards such as BS-PASS 55,API-RP-SIM,API-RP-2A- WSD,SHELL-SIMS, NRF-PEMEX and engineering global bestpractices.

DIAVAZ GAIMCO-System provides a maintenance program toprioritize and optimize equipment and covers all critical activitiesand places emphasis on reducing risk levels as low as possible,which naturally leads to improved reliability, availability andmaintainability ofequipment, minimizing, or at best, eliminatingthe frequency offailures, unscheduled production downtime, lossof containment, cost overruns for unscheduled maintenance andmaximizing production and profits by Life Extension Service Fixedoffshore platforms.

Kev wordS: mechanical integrity, operational reliability, fixedoffshore marine platfolTIls.

Sist£rna de gesDon de adrninistracion en int£grldad rnecanica yconjiabllidad operativa para platajormas marinasji;as

_ JOlge Ennque Martinn-J'rias,Flanciseo Sanchn-Plneda, Juan Callos Gutierru-Lopn

3. Introduccion

3.1. AntecedentesTabla 2. lipos de plalaformas en el activo de producci6n Poza

Rica Altmira PEMEX Exploraciln y Pnoducciln(Fuente: MlSO/APPRA).

En Mexico, la geografia petrolera del pais esta dividida encuatro regiones: Region Sur, Region Norte, Region MarinaSuroeste y la Region Marina Noreste. Las tres tiltimas regiones, mencionadas allterionnente, poseen entre sus activos platafonnas marinas fijas; las cnaies estan instaladas enla platafonna y talud continental del Golfo de Mexico.

Las platafonuas marinas fijas suelen clasificarse por su servicio 0 por el tipo de estroctura (vease tabla I).

Tipo de senricio plataforma

PerforacionRecuperador de pozosTOTAL PLATAFORMAS

cantidad

123

15

Tipo de senricio de plataformas

Tipo de estructura de pLataforma

~- ijEij-.t9.';>;;J

·ij1.W>I9'"~

..... 2'~liJ!b

Fig. 1. D~tribuci6n de edades de las p~taformas marinas fijasdel activo de producciln Poza Rica Alt<rnira PEMEXExpklraci6n y Producci6n (Fuente: MISO/APPRA).

EI activo de produccion Cantarell perteuece a la Region Marina Noreste, la cual se localiza en el Sureste de la Republica MexicaJlll, en aguas territoriales nacionales, frente a lascostas de los estados de Campeche, Yucatan y Quintana Roo.Abarca una superticie aproximada de 166 000 kilometroscuadrados, e incluye parte de la plataforma y talud contiuentales del Golfo de Mexico [I].

mlltribud6n porcelltU<l1 de Edode' de I.s IPJatafo.rmas Marinas Fllas. Reg~n Norte

Unidos de America, aI Oriente con la isobata de 500 metrosdel Golfo de Mexico, al Occidente con el Oceauo Pacifico y alSur por el rio Tesechoacan [I]. Posee 15 plataformas marinasfijas, cuyos servicios son 12 plataformas de perforacion ytres plataforruas recuperadores de pozos (vease tabla 2). Cnatroplataformas fueron instaiadas entre los mos 1966-1969, esdecir poseen mas de 40 mos desde su instalacion, entre losanos 1973-1975 se instalaron cuatro plataformas y sieteplataformas mas fueron instaladas en el periodo comprendidoentre los mos 2004-2010 (vease figura I) .

TetrapodoSea pony

Oct6podoTripode

Perforacion ProduccionSoportes Compresi6nQuemadores InyeccionTelecomunicaciones HabitacionalesBase Naval EnlaceRecuperador de Pozos

EI activo de producciou Poza Rica Altamira, pertenece a laRegion Norte. Comprende una extension superior a los dosmillones de kilometros cuadrados, incluyendo una porcionterrestre y otra marina Se localiza en la parte norte de laRepublica Mexicallll, limitaudo al N0l1e con los Estados

Tabla 1. Clasificaci6n de plalaformas m<rinas faas.

I. Aproximadamente el 50% de sus activos tienen nuis de20 alios de servicio.

2. 30% de estos activos tienen entre 30 y 46 mos de serviciocontinuo.

3. Declinacion de la produccion de los activos.4. No existe illl sistema de administracion de integridad y

confiabilidad instimido, para los activos en general.

Dado que:

Existen dos activos de produccion que son de interes paraeste articulo: Poza RicaAltamira (Region Norte) y Cautarell(Region Noreste).

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Sistema de gestion de administracion en integrldad mec!mica yconjiabilidad operativa para plataformas marinasji;as

Jorge EnriQue Martinez-Frias,Francisco S:inch~z-Pineda,Juan Carlos GutiiJrrez-Lopez

Tabla 3. Tipos de plataformas en el activo de producconcantarell, PEMEX Exploracion y Produccion

(Fuente: SADI RIMjMEDSAjAPC).

Tipo de servicio plataforma

Perforaci6nSoportes

QuemadoresProducci6nHabitacionales

Compresi6nEnlaceTelecomunicaciones

Base NavalInyecci6nTOTAL PLATAFORMAS

Cantidad

5838181212753II

155

O~tribt,lqi~m.p~el'\tU!iI~r;.·e.~lJi:h!$def~S:.F!aw:h)rma$

M~r.h.as FljJs;'di!lIA:P.C-Rsgmrt N,Qres'te

Fig. 2. Distribucion de edades de las plataformas marinas fijasdel activo de produccion Cantarell, PEMEX Expklracion y

Produccion (Fuente: SADI RIMjMEDSAjAPC).

I

Es uuo de los activos de producci6u mas importautes paraPEMEX, a pesar de la siguificativa disruiuuci6u de la producci6n, la cual requiere todos los esfuerzos necesarios paramaximizar el rendimiento del campo.

EI activo de producci6u Cautarell esm couformado por oucecampos de producci6u, dos de ellos aim uo estim eu producci6u (Kambesah y Dtim).

Para la explotaci6u de estos carupos eu producci6u se utilizau155 plataformas cou diez tipos de plataformas (vease tabla3), 18 plataformas fuerou iustaladas eutre los anos 19781979, eutre los anos 1980-1989 se iustalarou 42 plataformas,24 plataformas eutre 1990-1999 y 71 plataformas se iustalarou eu el periodo compreudido eutre los anos 2000-2010(vease figura 2).

3.2. Estado del arte y normatividad sustento

Eu euero de 1990, la Americau Petroleum Iustitute publicala practica recomeudada API-RP-750: Management ofProcess Hazards [2]. Esta pcictica tieue como objetivo asistireu la gesti6u de riesgos de los procesos, ayudaudo a preveuirla ocurrencia 0 reduciendo al minimo las consecuencias deescapes catastr6ficos de materiales t6xicos 0 explosivos. Estedocumento se refiere a la gesti6n de riesgos de proceso, enel disefio, construcci6n, puesta en marcha, operaci6n, inspecci6u, mauteuiruieutoy modificaci6u de iustalacioues. Se aplicaespecificamente a los procesos e instalaciones con un potencialde liberaci6n catastr6fica, tales como instalaciones que

utilicen, produzcan, procesen 0 almacenen: sustanciasflaruables 0 explosivas cou uua Iiberaci6u subita de materialpreseute de mas de ciuco toueladas de gas 0 vapor que puedeocurrir eu cuesti6u de miuutos 0 que su iudice de peligrosidadde la sustaucia (Substance Hazard Index-SHI) sea mayor de5 000 SRI [2].

Esta uorma, por su geueralidad, es uu refereute iuicial paralos couteuidos de los sistemas de gesti6u de adiuiuistraci6u deiutegridad mecituica y coufiabilidad operativa de los sistemasactuales.

Eu mayo de 2001, el Code of Federal Regulatious (CFR) public6 el documeuto 49-CFR-195.452 [3] refereute a "PipeliueIutegrity Mauagemeut iu High Cousequeuce Areas". EI prop6sito es exaltar y validar la iutegridad de tuberias, y proveermecanismos de protecci6n a las areas de alta consecuenciaque puedeu ser afectadas por uua fuga accideutal de Iiquidospeligrosos eu uu sistema de tuberias.

De igual forma eu uoviembre de 2001, laAmericauPetroleumIustitute (API), publica el estaudar API Standard 1160, 1"edition, deuomiuado Managing System Integrity HazardousLiquid Pipelines [4]. EI alcauce de esta uorma es aplicable asistemas de tuberias que utilizau 0 trausportau Iiquidos peligrosos, tal como se defiueu enlaregulaci6n49-CFR-195.452.EI Estindar esm especificaruente diseiiado para tuberias dentro de uu derecho de via 0 de trarupa a trampa. Sin embargo,pueden ser aplicados a toda la instalaci6n de tuberias, incluyendo estaciones de tuberias, termiuales e iustalaciones deentrega; asociados con el sistema de tuberias.

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Sistema de gesti6n de administraci6n en integrldad mec!mica yconjiabilidad operativa para plataformas marinasji]as

En 2001, la American Society of Mechanical Engineers(ASME) pnblico el ASME B31.8S-2001 Ysn posterior revisionASME B31.8S-2004 Managing System Integrity ofGasPipelines [5], qne esta vigente. Este estandar no es obligatorio, y es nn snplemento del codigo ASME B31.8 GasTransmission and Distribution Piping Systems [6]. Es aplicable a sistemas de tuberias costa adentro construidas conmateriales ferrosos y que transportan gas. Dichos sistemasinclnyen todas las partes fisicas instaladas en la tuberia qnetransporta gas: tuberia, vitlvnlas, nnidades de compresion,estaciones de medici6n, interconexiones, estaciones de regnlacion y accesorios [5].

En marzo de 2007, PEMEX Exploracion y Prodnccion, eligecomo base la primera edicion de las normas API Standard1160 [4] Y el ASME B31.8S-2004 [5] Ypnblica el Plan deAdministraci6n de Integridad de Ductos, PAID-PEMEX [7].Este docnmento es aplicable al sistema de dnctos con derechode via, ya sea costa adentro (dnctos terrestres), 0 costa afuera(dnctos snbmarinos). Analizando el alcance de estos tresdocnmeutos, se conclnye qne no pneden ser aplicados a tnberiasde proceso en plataformas costa afuera. Sin embargo los principios y el proceso de administracion de integridad mecanicapueden ser referenciados 0 utilizados.

SHELL-PDVSA pnblican el estandar P72.01.00-06-ST03Static Integrity Management System (SIMS) [8] en 2006.Cnbre la inspeccion periodica de los eqnipos estaticos,inclnyendo los recipientes a presion, intercarubiadores de calor,homos de proceso, tanqnes de proceso, tuberias de proceso.Sn objetivo es asegnrar la integridad mecitnica de la envolvente de presion para cualesqnier instalacion En este trab,yo, seutiliz6 este docmnento para el sistema de administraci6n deintegridad de eqnipos esmticos.

En 1969, la American Petroleum Institute (API) pnblico lapractica API-RP 2A - WSD Recommended Practice forPlanning, Designing and Constructing, Fixed OffshorePlatforms, Working Stress Design. La edicion vigente es del21 de diciembre de 2000 con "Errata y Snplemento" de octubre de 2007 [9].

La secci6n 17 de la mismapublicaci6nse denomina "Assessmentof Existing Platforms" y es complementada con la secci6n14, nombrada como "Surveys". Estas se apoyan en la experiencia colectiva de la indnstria, ganada con el tiempo y qnesirve como una practica recomendada, de todos aqnellos qneestin involncrados y les concierne la evalnacion de plataforruasmarinas existentes, para determinar sn aptitud para el prop6sito. Considera la vida util segura de la estructnra y las consecuencias de falla. No incluye consideraciones econ6micas deriesgo. La determinacion de nn nivel aceptable de riesgo


econ6mico se deja a consideraci6n del operador. Sin embargolos beneficios para qnien desarrolla nn anitlisis de riesgocosto-beneficio es adicional a la ntilizacion de esta practicarecomendada. Dnrante el tiempo de vida de nna plataformamarina, deben hacerse resumenes del estado de la plataforrna y la adecuaci6n del sistema de protecci6n de corrosi6n.Los cnales determinan la condicion de la plataforma dentrode un orden para salvagnardar la vida humana y la instalacion, protegiendo el medio ambiente y prevenir las perdidasde recursos naturales. El prograrua de inspeccion (qne sonlos, niveles de resumenes, frecuencia, resumenes especiales yresUmenes de areas preseleccionadas) deben ser compilado yaprobado por ingenieros calificados y faruiliarizados con losaspectos de la integridad estructural de plataformas.

En 2007, se pnblico el estandar internacional ISO-19902:2007(E) denominados Fixed Steel Offihore Structures [10]su finalidad es: la administracion de la integridad de estructmas costa afuera, la determinaci6n de la inspecci6n en servicio de estructuras nuevas y existentes, la evaluaci6n de estructuras existentes y la evaluaci6n de estructuras parareutilizacion en diferentes lugares. En particnlar, para la administracion de integridad de las estructuras de las plataformas fijas costa afuera de este proyecto, se utilizo este docnmento.

En 2006, el API presento el documento OTC-18332, TheDevelopment of a Recommended Practice for StructuralIntegrity Management (SIM) afFixedOffihore Platforms [11],un resumen de la propuestaAPI RP 2 SIM (APIRecommendedPractice for Structural Integrity Management) [12]. Este seenfaca a la administracion de la integridad de las plataformasexistentes. Tanto ISO-19902:2007(E) y API RP 2 SIM concoherentes y anitlogas para la adininistracion de la integridadde las plataformas existentes.

PEMEX Exploracion y Produccion publico el Manual delsistema de confiabilidad operacional (SCO) [13] en 2009.Aqui se describen los elementos, subelementos y fases deevoluci6n, asi como las guias tecnicas y documentos necesarios para su implantaci6n en las instalaciones y ductos.

BS-PAS 55:2004 [14] es la especificacion del British Standard para la gestion optimizada de activos fisicos. Proveelas definiciones y la especificacion de 28 requerimientos paraestablecer y auditar un sistema de gestion integrado yoptimizado a 10 largo del ciclo de vida para todo tipo deactivo fisico. Tiene reconocimiento internacional y estableceprioridades de mejora, logrando su capitalizacion y conexionesclaras entre los planes estrategicos organizacionales y eltrabajo real diario y las realidades de los activos. Es aplicablea cualquier organizaci6n, bien sea publica 0 privada, regu-

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lada 0 no regulada, qne tenga nna alta dependencia en sninfraestrnctura 0 eqnipos fisicos. Aderruis, describe qne se debehacer en una planificaci6n e implementaci6n sincronizadas,en la gesti6n integrada de la adquisici6n1creaci6n, operaci6n,mantenimiento y renovaci6n1desincorporaci6n yen los habilitadores qne impulsan un desempeno optimizado y snstentable.

En 2011, DIAVAZ concibe el "Modelo de Sistema de Gesti6nde Admiuistraci6n de Integridad Mecauica y ConfiabilidadOperativa (GAIMCO) para Plataformas Marinas Fijas CostaAfuera" que integra cada una de las normas anteriormentemencionadas bajo la filosofia de la British Standard PAS 55[14] Y SCO-PEMEX [13].

3.3. Planteamiento del problema

Los responsables del manteuimiento de plataformas marinasfijas tienen como objetivo administrar y gestionar la integridad de dichas instalaciones. Garantizando nna entregasegnra y confiable de los hidrocarbnros, la cnal no tengaefectos adversos en los empleados, el cliente, la instalaci6n,la sociedad 0 el medio ambiente.


Entre el Activo de Prodncci6n Poza Rica Altamira, Regi6nNorte, y el Activo de Prodncci6n Cantarell, Regi6n Noreste,poseen en total 170 plataformas marinas fijas.

Cada plataforma marina fija posee en promedio:

• 7 500 eqnipos estaticos y dinamicos• 5 000 elementos estmctnrales

En total son 2 125 000 activos qne reqnieren manteuimiento.La gesti6n de manteuimiento defiuido es por:

1vfantenimiento preventivo (frecuencia normada, especificaci6n del fabricante)Mantenimiento correctivo (dano, falla, discontinnidad,segnridad, reasegnros, anditorias)Manteuimiento predictivo (ensayos no destrnctivos, estndios de integridad, confiabilidad, potenciales)

Esto genera aproximadamente 5 000 000 de 6rdenes de servicio por gesti6n de mantenimiento.

Fig. 3. Marco normativo del sistema de gestion de administracion de integridad y confiabilidad operativa GA1MCO-DlAVAZ.

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Sistema de gesti6n de administraci6n en integrldad mecanicayconjiabilidad operativa para plataformas marinas ji;as

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Jorge EnriQue Martinez-Frias,Francisco Sanchez-Pineda, Juan Carlos Gutierrez-Lopez

Fig. 4. Modelo de gestion de administracion de integridad mecanica y confiabilidad operativa DJAVAZ.

4. Desarrollo4.1. Modelo GAIMCO

GAIMCO esti alineado a los 18 elementos de la Administracion de la Seguridad de los ProcesosASP (OSHA-29CFR910.119) [15] Y NOM-028-STPS-2004 [16]. Cnbre los aspectos fundamentales de los sistemas de administraci6n deintegridad: PASS-55 [14], ASME B31-8S [5], API-1160[4],PEMEX-PAID[7], SHELL-SIMS[8] y API-RP2-SIM [12].La fignra 3 mnestra la disposici6n normativa en la cnal sesnstenta el sistema GAIMCO DIAVAZ.

GAIMCO se establece a traves de nn ciclo de ocho procesosen total:

I) Metas y objetivos,2) Segmentaci6n,3) Base de datos de integridad y confiabilidad,4) Evalnaci6n de criticidad,5) Evalnaci6n de confiabilidad (riesgo),6) Plan de mantenimiento/monitoreo,7) Evalnaci6n de integridad,8) Indicadores clave de desempeiio.

Este ciclo forma un ente dimimico, el cual se moviliza atraves de tres procesos:

a) Compras de materiales, insnmos, stock,b) Implementaci6n 0 ejecuci6n del mantenimiento correc

tivo y preventivo,c) Base de datos 0 base del conocimiento.

Adicionalmente se contempla otros tres procesos que se encuentran inmersos en los cierres de cada uno de los procesos anteriormente mencionados:

I. Control de calidad y pruebas,2. Administraci6n del cambio y3. Administraci6n de segnridad y gesti6n ambiental:

La figura 4, muestra los procesos que deben ser cubiertospara poder establecer una administraci6n del mantenimientoadecuada, para garantizar la integridad mecanica y laconfiabilidad operativa de los equipos estiticos y las estructuras, los cuales estan alineados con los 18 elementos especificados por PEMEX-SSPA.

Derivado del marco nonuativo del sistema GAIMCO se haobtenido el Plan Maestro de la Gerencia Integral de Platafonuas




Fig. 5. Macroproceso del Sstema de Administraci6n de Integridad Mecanica y Confiabilidad Operativa GAIMCO-DIAVAZ.

Fig. 6. Pantalla princllal del sstema GAIMCO-DIAVAZ.




Fig. 7. Modulos de administracion del sistema GAIMCO-DIAVAZ. -------'~Marinas Fijas 0 Plan de Administracion de Integridad Mecanica y Confiabilidad Operativa de Plataforrnas Marinas Fijas.Esti conformado con los 14 procesos anterionnente mencionados y con base en la aplicacion conjnnta e integrada de lasmetodologias de integridad, confiabilidad con la gerencia de

activos. Este tiene vigencia a 10 largo del cicio de vida delnegocio, para qne el conjnnto de plataformas marinas fijasconsiga mantener planes adecuados de operaci6n y mantenimiento, qne logren garantizar la integridad y confiabilidadde la funcion de los activos fisicos, desde el diseiio hasta la

Fig. 8. Modulos seccionado conforme a la gestion KPI: indK:adores clave de desempeno que conforman el sistema GAIMCO-DIAVAZ.

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Fig. 9. Pantalla menu para acceder a datos tecnicos del sistema GAIMCO-DIAVAZ.

desincorporaci6n. Ese documento em disefiado especificamentepara proporcionar la informaci6n necesaria para desarrollare implementar un plan efuctivo de administraci6n de integridadempleando pcicticas y procesos probados en la industria. Losprocesos y metodos del plan son aplicables al conjnnto deplataformas marinas fijas nbicadas costa afuera.

Con el fin de aplicar el modelo GAIMCO-DIAVAZ, en lafignra 5 se describe el macroproceso asociado al modelo.Estos macroprocesos involucra las metas de la Direcci6n deNegocio y Activos, planificaci6n, compras, anitlisis de integridad y confiabilidad de la instalaci6n, control de gesti6nde mantenimiento, administraci6n de cambios menores y

Fig. 10. Datos tecnicos de platafonmas proporcionados por el sistema GAIMCO-DIAVAZ.




Fig. 11. Modulo tecnico de integridad estruclJJral, sistema GAIMCO-DIAVAZ.

mayores, desincorporaci6n de activos debido a sus ciclos devida limite y maximizacion del valor integral del mantenimiento del activo.

4.2. Aplicacion

Dada la carga de informacion de los activos de prodnccionmencionados en la seccion 3.3 de este articulo. Se presentanalgunas pantallas y resultados de la implementacion del sistema GAIMCO-DIAVAZ (vease figura 6).

Este sistema ha sido dividido en tres mOdulos de administraci6n: (I) Plataformas marinas fijas, (2) Terminales maritimas e instalaciones de almacenaruiento de gas y petr6leo,y (3) Tuberias de proceso y/o ductos terrestres y marinos(vease figura 7).

A su vez, cada m6dulo de administraci6n contiene otros tres:(I) Titctico gerencial, (2) Tecnico/evaluaci6n de integridad

y confiabilidad, y (3) Operativo/mantenimiento correctivo ypreventivo (vease figura 8). Estos se conciben en terminos delos indicadores claves de desempeno, definidos en el Sistemade Confiabilidad Operacional. Procedimiento KPI-DCOSCM-GT-012. (2009) [17].

En este articulo se muestra el modulo operativo, dado queeste contiene todos los formatos necesarios para informarsobre el mantenimiento correctivo y preventivo realizadoa un equipo 0 una plataforma en general, en forma de unreporte diario 0 final. Bajo este esquema, eI personaloperativo produce los reportes de sus actividades y proporciona informaci6n sustantiva y objetiva, en tiempo real alas bases de datos que son utilizadas en eI mOdulo tecnicoy tactico.

Los formatos que contiene son los reportes de inspecci6n (reporte de PND, inspecci6n visual general, visual detaIIada,levantaruientos fisicos, volumetrias e isometricos 2D y 3D,




Fig. 12. Modulo temico de confiabilidad, sistema GAIMCO-DIAVAZ.

Fig. 13. Plan de inspeccon y mantenimiento anual proporconado por el sstema GAIMCO-DIAVAZ.




Fig. 14. Modulo tecnico de confiabilidad, sistema GAIMCO-DIAVAZ.

secueneia de actividades fotognifieas), reportes de mantenimientodiario (eonsnmibles, eqnipo, materiales, personal, reportes deeierre, de interfurencias y paros operativos), perrnisos de trabaj 0

con riesgo y grMicos de seguimiento del mantenimiento(programado vs. real), acta de entregas, aetas de reparaei6n ydoenmentos firmados y reeibidos por el eliente-eontratista,eertifieados de ealidad.

EI m6dnlo operativo esta instalado eomimmente en bareosDP II, en ofieinas nbieadas en las plataformas marinas fijasy en las oficinas terrestres.

EI mOdulo teenieo proporeiona informaei6n de datos teenieos(metaoceitnieo, geoteenieos, eonstmeei6n, diseiio y operaei6n),de integridad (TVR, espesor minima, PMPO, eambios mayoresy menores, pesos adieionales, RSR, potencial eatOdieo, resultados de inspeeei6n END), eonfiabilidad (nivel de eritieidad,riesgo (sistema, tuberia, plataforma), mantenimiento en ejecuei6n, gesti6n del eambio, gesti6n de segnridad y proteeei6nambiental, planes de mantenimiento, documentaei6n hist6riea

y de mantenimiento aetna!, hoja de datos para aruilisis estadistieo y de tendeneia, por sistema, eqnipo, plataforma.

5. Resultados relevantes

1. Coneentra la base de datos teenieos de eada nno de loseqnipos estatieos y dinitniieos, estmetnra instalados eneada plataforma.

2. Proporeiona soporte a nivel operativo, gestionando la informaci6n presente e hist6rica de los equipos, instalaciones y plataforma, detalles de integridad, eonfiabilidad,costes, danos.

3. Contiene nn repositorio de informaei6n en PDF, Excel,fotos, maqnetas eleetr6nieas 3D, pIanos 2D.

4. Proporciona herramientas para la gesti6n-planificaci6ndel trabajo y estrategiea del area de mantenimiento.

5. Determina los indieadores c1aves de desempeiio KPI delactivo en los niveles tacticos, tecnicos y operativos.

6. Segnimiento y control de aetividades de mantenimientoaetnal y futnros de eada eqnipo, sistema y plataforma.



7. Proporciona planes de mantenimiento priorizadoscriticidad y riesgo, preventivos con base en las frecuenciasnormativas.

8. Proporciona planes de mantenimiento predictivos e inspecci6n para evaluar los mecanismos de deterioro, consecuencias al activo, producci6n, poblaci6n, personal,medio ambiente y probabilidad de falla.

9. Proporciona planes de adquisici6n y procnra de materiales,refacciones e insumos centrado en confiabilidad.

10. Proporciona cartas de integridad, riesgo y criticidadderivado de los ultimos reportes de manteuimientos pendientes.

II. Genera los reportes de manteuimiento diario y final.12. Garantiza trazabilidad y confiabilidad de informaci6n.

6. Conclusiones

El sistema GAIMCO para plataformas marinas fijas costaafuera estit disefiado para proporcionar:

1. Soporte para el manteniruiento integral a traves del mantenimiento preventivo, correctivo y predictivo a cargo delDepartamento de Integridad Mecimica y ConfiabilidadDIMCO-DIAVAZ.

2. Admiuistrador ilnico con nn alcance integral y montos deinversi6n homologados competitivos a nivel mundial, recursos hnmanos eficientes, dispouibilidad y flexibilidadoperativa (personal, barcos, eqnipos y materiales).

3. Sistema de Administraci6n de Integridad, soportado pornn tablero dashboard de gesti6n de mantenimiento.

4. Responsabilidad conjnnta cliente-DIAVAZ, con respectoal disefio, implementaci6n y administraci6n de programas de mantenimiento.

5. Estmctnra de admiuistraci6n y snpervisi6n de contratossimplificado para el cliente.

6. Cero interferencias y perdidas de tiempo por sobreposici6n de actividades de mantenimiento.

7. El sistema GAIMCO pnede ser aplicado a cnalqnier activopetrolero qne contenga en sn cadena prodnctiva a lasplataformas marinas fijas.

8. Posee nna flexibilidad operativa para adaptarse a otrosactivos fisicos en otras regiones del mundo.

9. Provee la informaci6n para que se asignen efectivamentelos recursos para actividades de prevenci6n, detecci6n ymitigaci6n apropiadas, que resultara en el mejoramientode la seguridad y una reducci6n en el numero de incidentes.


7. Referencias

[I] PEMEX, Reservas por Regiones (s.f.)., recnperado el12 de septiembre de 2011 http://www.pemex.comlfiles/contentIReservas_ porregionesjn109.pdf

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[3] CRF-195.452, Pipeline Integrity Management in HighConseqnence Areas, USA, Code of FederalRegulations, mayo, 20 II.

[4] API Standard 1160, Managing System Integrity forHazardous LiquidPipelines, USA, API STANDARS,noviembre, 2001.

[5] ASME B31.8S-2004, Managing System Integrity ofGas Pipelines, USA, ASME-American SocietyMechauicals Engineers, 2004.

[6] ASME B31.8-2007, Gas Trasmission andDistributionPiping Systems, USA, ASME-American SocietyMechauicals Engineers, 2007.

[7] PEP-PAID-OOI-Rev 01-2001, Plan deAdministraci6nde Integridad de Ductos de Pemex Exploraci6n yProducci6n (PAID), Villaherrnosa, Tabasco, Mexico,PEMEX Exploraci6n Prodncci6n, 2007.

[8] SHELL-PDVSA, P72.01.00-06-ST03, Static IntegrityManagement System, Veneznela, SHELL-PDVSA,2006.

[9] API RP 2A-WSD-2007, Recommended Practice forPlanning, Designing and Constructing Fixed OffshorePlatforms-Working Stress Design, USA, API, 2007.

[10] ISO-19902:2007-E, Fixed Steel Offshore Structures,Switzerland: ISO, 2007.

[11] F. J. Pnskar et al. OTC 18332, The Development ofarecommendedPracticefor Structural IntegrityManagement (SIM) ofFixed Offshore Platforms, USA, 2006.

[12] API RP SIM (Ballot Drafl2011). Structural IntegrityManagement ofFixed Offshore Structure. USA: API.

[13] SCO-DCO-DG PEMEX. Mannal del Sistema deConfiabilidad Operacional. Mexico: PEMEX, 2009.

[14] BS-PAS 55, AssetManagement, UK, British Standard,2004.

[15] OSHA-29-CFR-910.119, Administraci6n de laSeguridad de los Procesos ASP, USA, OSHA.

[16] NOM-028-STPS-2004, Seguridad en los procesosde Sustancias Quimicas, Mexico, STPS.

[17] KPI-DCO-SCM-GT-012. (2009). Gaia tecnicaparael citlculo de indicadores claves de confiabilidadoperacional en PEMEX, Mexico, PEMEX, 2009.

Periodica, fndice de Revistas Latinoamericanas en Ciencias, http://www.dgbiblio.unam.mxj


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