Análisis de Riesgos y de Seguridad en Instalaciones de PEMEX

(1)

An

á

lisis de Riesgos y Programas de

Seguridad en Instalaciones de PEMEX

(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

(3)

I.

(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)

El activo principal de PEMEX son

sus recursos humanos, los

cuales representan una fuerza

laboral de 154,761 trabajadores.

(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

(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}

(8)

Localización de las principales instalaciones

(9)

Exploración y producción

Campos en producción

364 Pozos en explotación

6,080

Plataformas marinas

206

(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

(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

(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

(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

(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)

II.

II. Presencia de PEMEX en la Regi

Presencia de PEMEX en la Regi

ó

n Sureste

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(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.

(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

100 150 50

0

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

(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

(26)

(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

(28)

(29)

(30)

(31)

(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)

III.

(34)

M ACRO PRO C ESO S PRIMARIOS Cadena _{de Crudo} Cadena de Gas PROCESO S DE SOPORTE

PEP PGPB PREF PPQ PMI

Finanzas (FIN) Mantenimiento (MTTO)

Suministros (SUM)

Recursos Humanos y Relaciones Laborales (RHRL)

Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA)

Administración de Proyectos (AP) Tecnologías de Información (TI)

Servicios Corporativos (SCO)

Gestión de Tecnología (GDT)

Transporte de Hidrocarburos por Ductos (THD) Planeación y Ejecución (PLA)

Legal (LEG) Mercadeo, Ventas Mercadeo, Ventas y Distribuci y Distribucióón (MVD)n (MVD) Exploraci Exploracióónn y Producci

y Produccióón (EP)n (EP)

Transformaci Transformacióón n Industrial (TRI) Industrial (TRI) CORPORATIVO

Administraci

(35)

Pol Políticaítica

La Seguridad, Salud y Protecci

La Seguridad, Salud y Proteccióón Ambiental son valores n Ambiental son valores con igual prioridadcon igual prioridadque la que la producci

produccióón, el transporte, las ventas, la calidad y los costosn, el transporte, las ventas, la calidad y los costos Todos los incidentes y lesiones se pueden

Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenirprevenir La Seguridad, Salud y Protecci

La Seguridad, Salud y Proteccióón Ambiental son n Ambiental son responsabilidadresponsabilidadde todos y de todos y condici

condicióónnde empleode empleo En Petr

En Petróóleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la proteccileos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la proteccióón y el n y el mejoramiento del medio ambiente

mejoramiento del medio ambiente en beneficio de la comunidaden beneficio de la comunidad Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguri

Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguridad, Salud y dad, Salud y Protecci

Proteccióón Ambiental son en beneficio propio y n Ambiental son en beneficio propio y nos motivan a participarnos motivan a participaren este en este esfuerzo

esfuerzo

Principios Principios Petr

Petróóleos Mexicanos es una empresa eficiente y competitiva, leos Mexicanos es una empresa eficiente y competitiva, que se distingue por el esfuerzo y el compromiso de sus

que se distingue por el esfuerzo y el compromiso de sus

trabajadores

con la Seguridad, la Salud y la Protecci

con la Seguridad, la Salud y la Proteccióón Ambientaln Ambiental

Pol

(36)

A trav

A travéés de la Disciplina Operativa y la aplicacis de la Disciplina Operativa y la aplicacióón de las 12 mejores prn de las 12 mejores práácticas cticas internacionales de SSPA, Los esfuerzos de Petr

internacionales de SSPA, Los esfuerzos de Petróóleos Mexicanos se orientan a la leos Mexicanos se orientan a la consolidaci

consolidacióón de un solo sistema para la administracin de un solo sistema para la administracióón de la Seguridad, Salud y n de la Seguridad, Salud y Protecci

Proteccióón Ambiental.n Ambiental.

Sistema de Administración de SSPA

Disciplina

Operativa

Sistema de Administración de la Salud Ocupacional

Sistema de Administraci

Sistema de Administracióón de la n de la Seguridad de los Procesos

Seguridad de los Procesos

Sistema de Administraci

Sistema de Administracióón Ambientaln Ambiental 12 mejores prácticas internacionales de SSPA

PEMEX-SSPA

Principales iniciativas

(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 35 33 67 100 96 96 93 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)

(39)

(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)

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)

(43)

(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).

(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)

(46)

(47)

Barreras de protección para una instalación

Análisis de Riesgo

Permite evaluar todas las barreras de protección y disminuir el riesgo

Menor Mayor Nivel de Riesgo 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)

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 administraci

ó

n de los

procesos

* 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

(49)

CONFORME A NOM 028, SEMARNAT Y COMERI 144, REQUISITOS M

CONFORME A NOM 028, SEMARNAT Y COMERI 144, REQUISITOS MÍÍNIMOS DE ARP NIMOS DE ARP

Normatividad Aplicable:

• NOM 028 STPS 2004: SEGURIDAD DE LOS PROCESOS.

• SEMARNAT: GUÍAS PARA ELABORAR LOS ANÁLISIS DE RIESGOS.

• PEMEX COMERI 144: LINEAMIENTOS PARA ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.

Tecnología del 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.

Ductos

Ductos Instalaciones superficialesInstalaciones superficiales Instalaciones costa afueraInstalaciones costa afuera Instalaciones:

Instalaciones:

• Las herramientas tecnológicas, deben cumplir con los requisitos fundamentales de ARP.

(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,

(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

Consecuencia C:

Frecuencia F:

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)

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)

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

(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)

V.

(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)

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

(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 B31.8S API1160

Evaluación de Riesgo, Un Elemento de

la Administración de Integridad

(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 B31.8S API1160 API1160 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)

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

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 e i. Acopio e Integraci Integracióón den de Datos Datos ii ii. Evaluaci. Evaluacióónn de Riesgo de Riesgo iii

iii. Validaci. Validacióónn de Integridad de Integridad iv iv. Plan de. Plan de Evaluaci Evaluacióónn Inicial Inicial v. Repuesta a la v. Repuesta a la Evaluaci Evaluacióón den de la Integridad la Integridad vi. Programas y vi. Programas y Acciones de Acciones de Mitigaci Mitigacióónn vii

vii. Evaluaci. Evaluacióónn

del Ejercicio del Ejercicio B31.8S B31.8S y y API 1160 API 1160

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

SASP

LOF COF ROF

la Integridad

(61)

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

SASP

LOF COF ROF

la Integridad

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

SASP

LOF COF ROF

la Integridad

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. • … FD S NRF-030 FD S NRF-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 13.97 2.33 9.00 3.30 4.00 16.30 12.69

(62)

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

SASP

LOF COF ROF

la Integridad

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

SASP

LOF COF ROF

la Integridad

Alineación de Procesos de Pemex

• Planes de respuesta a emergencias.

• Estudios para ubicación de equipos y materiales

críticos.

• Programas de celajes de línea. • …

(63)

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

SASP

LOF COF ROF

la Integridad

PAID

20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

NOM

SASP

LOF COF ROF

la Integridad

Alineación de Procesos de Pemex

• Determinación de segmentos de ductos en

(64)

Zonas de Alta Consecuencia

•

• ÁÁreas Pobladasreas Pobladas

•

• Cuerpos de AguaCuerpos de Agua

•

• RRííosos

•

• Zonas EcolZonas Ecolóógicasgicas

•

• Zonas de alta concentraciZonas de alta concentracióón n de personas

de personas

•

•EscuelasEscuelas

•

•Campos deportivosCampos deportivos

• •IglesiasIglesias • •HospitalesHospitales • •Prisiones Prisiones

Las Zonas de Alta Consecuencia son

Las Zonas de Alta Consecuencia son ááreas reas

pobladas o ecol

pobladas o ecolóógicamente sensibles que en gicamente sensibles que en

caso de una fuga pueden ser afectadas con un caso de una fuga pueden ser afectadas con un nivel m

nivel máás alto de consecuencias.s alto de consecuencias.

Por lo que es imprescindible su localizaci

Por lo que es imprescindible su localizacióón y n y

consideraci

(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)

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)

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 zSegdin zTransformada zSeries zAuditoria zExportados zMeta datos zCálculos zReglas zTablas/hojas zEstados zAgregación zHerramientas de análisis

Configuraciones y Aplicaciones del IAP-DI

Km de Ubicación (Ductos)

z Evaluación de Riesgo – L1 Inspección

de Amenazas

z Evaluación de Riesgo – L2 Indices (IAP)

z Evaluación de Riesgo – L3 Nueva

Generación

z Administrador de Anomalías – Gas,

Líquidos

z EFRD

z Presión, Análisis de Pérdida de Volumen

z ECDA, SCCDA, ICDA (En proceso)

Datos de Ubicación (Estaciones)

z 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 Cliente IAP-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 PROFILE

Bass-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 xx x x xx xxx x x x xxx xxxxx xx xxxxxxxx Crossings & Valves

Loam Rock Sand Sandy Loam Clay Gravel Soil Profile - Soil Type

Soil Type 30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld70 1/1/1964

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld70 1/1/1964 30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld70 1/1/1964 30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld70 1/1/1964

30.000 0.37552,000 ERW Low Freq.70 1/1/1964Weld

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld70 1/1/1964 Pipe Design

Coal Tar Enamel (hotAsphalt)1/1/1964 1/1/1964TGF Coal Tar Enamel (hotAsphalt)1/1/1964Coal 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 ActivityROW - Farm Activity ROW - One Call ROW - Patrol FrequencyROW - Public EducationROW - Line Marking ROW - ROW Condition ROW - Vandalism Potential Right of Way

Class 2 Class 3 Class 1 Class Location - Class

Class 2 Class 3 Class 1 Class Location - DesignClass

Class Location GIS PDM Análisis Tablas Dinámicas MS Visio Excel Matriz Aplicaciones del Programa IAP-DI Fuentes de Datos del Usuario

(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.)

(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)

(70)

Análisis Detallado de Riesgo

Evaluación de Integridad con Base a Hojas de Alineación Integración 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)

• 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.

(72)

(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.

(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)

(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.

(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)

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)

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)

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 Segu_rida d Fís_ica OAG DCF Normativ idad DC A GIT /AP, SS Rel acio nes pú blic as DCA R-H y RL SSPA DCO DCIDP O rg_an ism os Su bs idia rio_s CENTRO CORPORATIVO DE MANEJO DE CRISIS

(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)

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

(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

(83)