Análisis de riesgos y programas de seguridad en instalaciones de pemex

AnAnáálisis de Riesgos y Programas delisis 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

Procesamiento de Gas
Centros Procesadores de Gas 12
Plantas Endulzadoras de Gas 20
Plantas Criogénicas 17
Plantas de Absorción
Terminales de Gas licuado
2
20

Refinerías 6
Capacidad de proceso
(millones de barriles por día)
1.5
Centros Petroquímicos 8
Plantas Petroquímicas 37
TAR´s 77
Tuberías de transporte (Km.) 57,000
Buques tanque 11
Autos Tanques 1,490
Carro Tanques 526
Procesamiento de petróleo

306
267
189
166 152
98 97 92 85
339
Exxon Mobil RD Shell BP Chevron Conoco
Phillips
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 MBD
Región 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 millones
Tanques
300 litros
Gas LP

II.II. Presencia de PEMEX en la RegiPresencia de PEMEX en la Regióón Suresten Sureste
(CHIAPAS, OAXACA, TABASCO Y VERACRUZ)

Instalaciones de PREF en el estado de Chiapas

Instalaciones de PGPB en el estado de Chiapas

Instalaciones de PREF en el estado de Oaxaca

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°00'19°00'17°00'
18°00'17°00'19°00'
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 150500
ESCALA APROX. EN: km
GUATEMALA
COORDINACION Y EVALUACION
UNIDAD DE SISTEMAS
SUDIRECCION DE PLANEACION
SIMBOLOGIA
OLEODUCTO
POLIDUCTO
TERMINAL DE
ALMACENAMIENTO
Y DISTRIBUCION
POBLACION
RELEVANTE
TERMINAL
MARITIMA
Dentro de las instalaciones de Pemex Refinación
en 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 Madero
y 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 poliducto
Minatitlán-Villahermosa.
Instalaciones
Terminales de almacenamiento y distribución
T.A.D. Villahermosa
Otros
R.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 Area
Coatzacoalcos. 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

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 PEP y PPQ en el estado de Veracruz

Instalaciones de PGPB en el estado de Veracruz
Nuevo Pemex
Cactus
Matapionche
Poza Rica
Ciudad Pemex
Cangrejera
Morelos
La Venta
Pajaritos
Área Coatzacoalcos

III.III. Seguridad, Salud y ProtecciSeguridad, Salud y Proteccióón Ambiental en PEMEXn Ambiental en PEMEX

MACROPROCESOS
PRIMARIOS
Cadena
deCrudo
Cadena
deGas
PROCESOSDESOPORTE
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, VentasMercadeo, Ventas
y Distribuciy Distribucióón (MVD)n (MVD)
ExploraciExploracióónn
y Producciy Produccióón (EP)n (EP)
TransformaciTransformacióónn
Industrial (TRI)Industrial (TRI)
CORPORATIVO
AdministraciAdministracióón por Procesosn por Procesos

PolPolííticatica
La Seguridad, Salud y ProtecciLa Seguridad, Salud y Proteccióón Ambiental son valoresn Ambiental son valores con igual prioridadcon igual prioridad que laque 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 puedenTodos los incidentes y lesiones se pueden prevenirprevenir
La Seguridad, Salud y ProtecciLa Seguridad, Salud y Proteccióón Ambiental sonn Ambiental son responsabilidadresponsabilidad de todos yde 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 eln y el
mejoramiento del medio ambientemejoramiento 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 ydad, Salud y
ProtecciProteccióón Ambiental son en beneficio propio yn Ambiental son en beneficio propio y nos motivan a participarnos motivan a participar en esteen 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 susque se distingue por el esfuerzo y el compromiso de sus
trabajadorestrabajadores
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 práácticascticas
internacionales de SSPA, Los esfuerzos de Petrinternacionales de SSPA, Los esfuerzos de Petróóleos Mexicanos se orientan a laleos Mexicanos se orientan a la
consolidaciconsolidacióón de un solo sistema para la administracin de un solo sistema para la administracióón de la Seguridad, Salud yn de la Seguridad, Salud y
ProtecciProteccióón Ambiental.n Ambiental.
Sistema de Administración de SSPA
DisciplinaDisciplina
OperativaOperativa
Sistema de Administración de la Salud
Ocupacional
Sistema de AdministraciSistema de Administracióón de lan 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

0.57
0.38
M'07 M'08
0.38
1.00
1.17 1.09
1.50
1.06
0.67 0.59
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
Índice de Frecuencia
18
3533
67
100969693
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
Índice de Gravedad
1.38
4.84
1.08
2.72
2.28
1.82
2.09
1.56
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
Índice de Fatalidad
0.41
0.45 0.46
0.35
0.15
0.67
0.59
2006 2007 E F M A M
Índice de Frecuencia 2008
Índice de Gravedad 2008
Índice de Fatalidad 2008
5
14
26
22
33 35
24
2006 2007 E F M A M
0 0
3.17
0
1.08
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

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
152
120 90 128 124
84 119
176
269
91
189
152
131
155 152
110
220
323
102
6
27
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 León
5 en Guanajuato
5 en Estado de México
4 en Tlaxcala
3 en Hidalgo
3 en Oaxaca
3 en Tabasco
3 en Jalisco
3 en Coahuila
2 en Puebla

Detección de tomas clandestinas

Sistemas de Transporte Paso
Aéreo “Algodonera” Mpio. de
Maltrata, Ver
KM 345+753 Oleoducto de 30”Ø
Nvo. Teapa – Vta. de Carpio
(PR)
KM 553+026 Gasoducto de 30”Ø
Cactus – México – Guadalajara
(PGPB).
Atentados terroristas a los ductos

KM 553+026 Gasoducto de 30”Ø
Cactus – México – Guadalajara
(PGPB).
KM 345+753 Oleoducto de 30”Ø
Nvo. 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 Riesgo
Permite evaluar todas las barreras de protección y disminuir el riesgo
Menor
Mayor
NiveldeRiesgo
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 losn 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 ARPNIMOS 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 proceso
1. Utilizar información de los procesos actualizada, completa y vigente.
Identificación y evaluación del riesgo
2. 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 riesgos
6. 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 operación
Estudio de Riesgos
Instalaciones superficiales en Operación
Estudios 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
CRITERIOS
NIVEL
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.
Programa de Inspección Típica
Potencial de
disminución
R
I
E
S
G
O
Nivel de Inspección
Base de Datos de la Instalación
Jerarquización de los activos
Determinación de los Modos de Falla
Determinación del Riesgo
Elaboración 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 RBI
Unidades 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 en
Riesgo
(Guía de usuario
operación
general HARMI® )
Desarrollo de Plan
de Inspección
Basado en
Riesgo
(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.
1160
B31.8S
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. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
2.6. Acciones Preventivas,
Correctivas y de Mitigación
2.7. Evaluación continua
e Intervalos Posteriores
i. Acopio ei. Acopio e
IntegraciIntegracióón den de
DatosDatos
iiii. Evaluaci. Evaluacióónn
de Riesgode Riesgo
iiiiii. Validaci. Validacióónn
de Integridadde Integridad
iviv. Plan de. Plan de
EvaluaciEvaluacióónn
InicialInicial
v. Repuesta a lav. Repuesta a la
EvaluaciEvaluacióón den de
la Integridadla Integridad
vi. Programas yvi. Programas y
Acciones deAcciones de
MitigaciMitigacióónn
viivii. Evaluaci. Evaluacióónn
del Ejerciciodel Ejercicio
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
DatosDatos
de Riesgode Riesgo
InicialInicial
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
Alineación de Procesos de Pemex

PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
DatosDatos
de Riesgode Riesgo
InicialInicial
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
DatosDatos
de Riesgode Riesgo
InicialInicial
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
• Actualización de
trazos y
caracterización de
derechos de vía.
• Identificación de
invasiones a
derechos de vía.
• Actualización de
clases de
localización.
• …
FDSNRF-030
FDSNRF-030
GAS NATURAL
16" PGPB
GAS NATURAL
10" PEP
2.07
1.30
9.00 (NRF-030) 4.00 (NRF-030)
COMERCIO
MAMPOSTERÍA
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. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
DatosDatos
de Riesgode Riesgo
InicialInicial
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
DatosDatos
de Riesgode Riesgo
InicialInicial
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
• 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. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
DatosDatos
de Riesgode Riesgo
InicialInicial
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
PAID
20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años
NOMNOM
SASP
B. Evaluación
de Riesgo
A. Actualización
de Datos
C. Administración
de Riesgo
D. Evaluación
de Integridad
E. Evaluación
de Referencia
F. Reparación
Rehabilitación
G. Programas y
Acciones de
Mitigación
H. Evaluación
del Programa
5. Identificación
de Peligrosos
Potenciales
6. Recopilación,
Revisión e
Integración
de Datos
7. Evaluación
de Riesgo
LOF COF ROF
8. Evaluación
de Integridad
9. Repuesta a la
Evaluación de
la Integridad
I. Programación
De Re-evaluación
2.1
Segmentación
2.2. Zonas de
Altas
Consecuencias
2.3. Acopio e
Integración de
Datos
2.4. Evaluación
de Riesgos
2.5. Plan de
Evaluación
Inicial y
Métodos de
Evaluación
de Integridad
DatosDatos
de Riesgode Riesgo
InicialInicial
B31.8SB31.8S
yy
API 1160API 1160
• 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 concentracióónn
de personasde personas
•• EscuelasEscuelas
•• Campos deportivosCampos deportivos
•• IglesiasIglesias
•• HospitalesHospitales
•• PrisionesPrisiones
Las Zonas de Alta Consecuencia sonLas Zonas de Alta Consecuencia son ááreasreas
pobladas o ecolpobladas o ecolóógicamente sensibles que engicamente sensibles que en
caso de una fuga pueden ser afectadas con uncaso 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 yn 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)
Inspecciones
del Ducto
(Reportes y Access)
Condiciones
Operativas
(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
Característica
Segdin
Transformada
Series
Auditoria
Exportados
Meta datos
Cálculos
Reglas
Tablas/hojas
Estados
Agregación
Herramientas de
análisis
Configuraciones y Aplicaciones del
IAP-DI
Km de Ubicación (Ductos)
Evaluación de Riesgo – L1 Inspección
de Amenazas
Evaluación de Riesgo – L2 Indices (IAP)
Evaluación de Riesgo – L3 Nueva
Generación
Administrador de Anomalías – Gas,
Líquidos
EFRD
Presión, Análisis de Pérdida de Volumen
ECDA, 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-DI
Servidor
IAP-DI
Cliente
IAP-DI
Cliente
IAP-DI
ClienteIAP-DI
Cliente
IAP-DI
Cliente
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
Antigüedad
Distribución
PIPELINE INTEGRITY ASSESSMENT PROFILEBass-Trigon Software
8101 South Shaffer Parkway, Suite 201
Littleton, Colorado 80127
Database Name:
Drawing Name:
Date:
Station Start:
Station End:
Operator:12/02/03
Drawing2
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 Type
Soil Type
30.000 0.375 52,000
ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000
ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000
ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000
ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375
52,000
ERW Low Freq.
Weld
70 1/1/1964
30.000 0.375 52,000
ERW Low Freq. Weld
70 1/1/1964
Pipe Design
Coal Tar Enamel (hot
Asphalt)
1/1/1964
TGF
1/1/1964
Coal Tar Enamel (hot
Asphalt)
1/1/1964
Coal Tar Enamel (hot Asphalt)
1/1/1964
Coal Tar Enamel
(hot Asphalt)
1/1/1964
Coal Tar Enamel (hot Asphalt)
1/1/1964
External Coating
ROW - Construction Activity
ROW - Farm Activity
ROW - One Call
ROW - Patrol Frequency
ROW - Public Education
ROW - Line Marking
ROW - ROW Condition
ROW - Vandalism Potential
Right of Way
Class 2 Class 3 Class 1Class Location - Class
Class 2 Class 3 Class 1
Class Location - Design
ClassClass 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.)
BOMBEO:NuevoTeapaPREF

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 responder
eficaz 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 trabajo
PRE’s
Manejo local de la
emergencia Nivel I, II y III
GRAME’s-CAM
Manejo 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 Física
OAG
DCF
Normatividad
DC
A
G
IT/AP, SS
Relaciones
públicas
DCA
R-H
y RL
SSPA
DCO
DCIDPOrganism
os
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 Pemex
CPG Nuevo Pemex
CPG Cactus
Subdirección de Producción
TDGL Cactus
Subdirección de GLPB
Sector de Ductos Cárdenas
Sector de Ductos Nuevo Pemex
Subdirección de Ductos de PGPB
Subdirección de Pemex Refinación
TAD Campo Carrizo
PGPB
PREF
Región Sur
Activo Integral Macuspana
Activo Integral 5 Presidentes
Activo Integral Muspac
Activo Integral Samaria Luna
Activo integral Bellota Jujo
PEP
Región Marina SO
Terminal Marítima Dos Bocas
Región Marina NE
Areas de Perforación en
Tabasco y Norte de Campeche
Subdirección de perforación
Instalaciones de perforación en
Tabasco y Norte de campeche
GRAME SUR

PGPB
•CPG Coatzacoalcos
•TR Pajaritos
•CPG La Venta
•Texistepec
Subdirección de GLPB
•TDGL Pajaritos
Subdirección de Ductos de PGPB
•Sector de Ductos Minatitlán y Nvo. Pemex
•TDGL Pajaritos
PEP
Región Sur
•Activo Integral 5 Presidentes
•CA Tuzandepetl
•Palomas
PREF
•Refinería Gral. Lázaro Cárdenas del Río
Subdirección de Almacenamiento y Reparto
•TAR Pajaritos
•TAR Minatitlán
Subdirección de Distribución
•Sector de ductos Minatitlán
•TM Pajaritos
PPQ 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 permitirá
contar con las zonas de amortiguamiento en beneficio
de todos.

Participantes Externos
Seguridad Publica Municipal
Seguridad Publica Estatal
SEDENA
Cruz Roja Puebla
Protección Civil Municipal
Protección Civil Estatal
Escuelas Primarias
Medios 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.

• 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 su
impacto 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. 329
Torre Ejecutiva Piso 35
Col. Huasteca México D.F.
C.P. 11311
Tel. (55) 1944 9761

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