Análisis de riesgos y programas de seguridad en instalaciones de pemex

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Análisis de riesgos y programas de seguridad en instalaciones de pemex

  1. 1. AnAnáálisis de Riesgos y Programas delisis de Riesgos y Programas de Seguridad en Instalaciones de PEMEXSeguridad en Instalaciones de PEMEX Mayo 22 de 2008
  2. 2. 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
  3. 3. I.I. DescripciDescripcióón general de PEMEXn general de PEMEX
  4. 4. 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.
  5. 5. El activo principal de PEMEX son sus recursos humanos, los cuales representan una fuerza laboral de 154,761 trabajadores.
  6. 6. 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
  7. 7. 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
  8. 8. Localización de las principales instalaciones Principales instalaciones de PEMEX
  9. 9. Exploración y producción Campos en producción 364 Pozos en explotación 6,080 Plataformas marinas 206 Principales instalaciones de PEMEX
  10. 10. 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 Principales instalaciones de PEMEX
  11. 11. 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 Principales instalaciones de PEMEX
  12. 12. 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
  13. 13. 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
  14. 14. 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
  15. 15. II.II. Presencia de PEMEX en la RegiPresencia de PEMEX en la Regióón Suresten Sureste (CHIAPAS, OAXACA, TABASCO Y VERACRUZ)
  16. 16. Chiapas
  17. 17. Instalaciones de PREF en el estado de Chiapas
  18. 18. Instalaciones de PGPB en el estado de Chiapas
  19. 19. Oaxaca
  20. 20. Instalaciones de PREF en el estado de Oaxaca
  21. 21. Instalaciones de PREF en el estado de Oaxaca
  22. 22. Tabasco
  23. 23. 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
  24. 24. 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
  25. 25. 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
  26. 26. Veracruz
  27. 27. 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
  28. 28. Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz
  29. 29. Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz
  30. 30. Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz
  31. 31. Instalaciones de PEP y PPQ en el estado de Veracruz
  32. 32. Instalaciones de PGPB en el estado de Veracruz Nuevo Pemex Cactus Matapionche Poza Rica Ciudad Pemex Cangrejera Morelos La Venta Pajaritos Área Coatzacoalcos
  33. 33. III.III. Seguridad, Salud y ProtecciSeguridad, Salud y Proteccióón Ambiental en PEMEXn Ambiental en PEMEX
  34. 34. 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
  35. 35. 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
  36. 36. 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
  37. 37. 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
  38. 38. Reporte de fugas en ductos
  39. 39. Causas de las fugas en ductos
  40. 40. 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.
  41. 41. 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
  42. 42. Tomas clandestinas
  43. 43. Detección de tomas clandestinas
  44. 44. 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
  45. 45. 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
  46. 46. IV. Análisis de riesgo en instalaciones de PEMEX
  47. 47. 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
  48. 48. 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:
  49. 49. 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
  50. 50. 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.
  51. 51. 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
  52. 52. Inspección Basada en Riesgo La Inspección Basada en Riesgo RBI es la aplicación de principios de Análisis de Riesgos a fin de desarrollar y administrar programas de inspección para el Equipo Estático de una instalación, en base a la jerarquización del Riesgo. (API 580/581) • El 10% del Equipo Estático, contribuye al 90% del Nivel de Riesgo de una instalación, al identificarlos, su inspección y mantenimiento preventivo contarán con mayor atención, dando como resultado mayor confiabilidad y disponibilidad, disminuyendo el costo total de mantenimiento. Inspección Basada en Riesgo Programa de Inspección Típica Inspección Basada en Riesgo Potencial de disminución 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
  53. 53. 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
  54. 54. 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
  55. 55. V.V. Integridad de Ductos en PEMEXIntegridad de Ductos en PEMEX
  56. 56. “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
  57. 57. 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
  58. 58. 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
  59. 59. 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
  60. 60. 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 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 Alineación de Procesos de Pemex
  61. 61. 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 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 Alineación de Procesos de Pemex • Actualización de trazos y caracterización de derechos de vía. • Identificación de invasiones a derechos de vía. • Actualización de clases de localización. • … 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
  62. 62. 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 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 Alineación de Procesos de Pemex • Planes de respuesta a emergencias. • Estudios para ubicación de equipos y materiales críticos. • Programas de celajes de línea. • …
  63. 63. 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 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 Alineación de Procesos de Pemex • Determinación de segmentos de ductos en Zonas de Altas Consecuencias.
  64. 64. 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.
  65. 65. 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.
  66. 66. 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
  67. 67. 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
  68. 68. 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
  69. 69. 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.
  70. 70. 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
  71. 71. •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
  72. 72. VI. Estrategias para la atención de emergencias
  73. 73. 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
  74. 74. 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
  75. 75. 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.
  76. 76. 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.
  77. 77. 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.
  78. 78. 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.
  79. 79. 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
  80. 80. (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.
  81. 81. 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
  82. 82. PGPB Subdirección de Producción •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 Subdirección de Producción •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
  83. 83. Centros de acopio y apoyo a emergencias
  84. 84. MATRÍZ DE RESPONSABILIDADES EN EL MANEJO DE CRISIS VII. Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE) Estrategia de comunicación
  85. 85. • 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
  86. 86. VIII. Protección Civil en PEMEX
  87. 87. 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
  88. 88. 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.
  89. 89. 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:
  90. 90. 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
  91. 91. 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.
  92. 92. 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.
  93. 93. 93 IX. Conclusiones
  94. 94. • 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
  95. 95. • 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
  96. 96. 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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