106 CAPÍTULO V
LA PROPUESTA
Modelo para el Mejoramiento de la
Confiabilidad Operacional del Equipo de Bombeo De Cavidad Progresiva en pozos productores de petróleo
1. INTRODUCCION
Este capítulo se desarrolla como consecuencia de los resultados obtenidos en el Capítulo IV de este estudio, donde se evidencia la necesidad del modelo de mejoramiento de la confiabilidad operacional del equipo de bombeo de cavidad progresiva instalado en los pozos productores de petróleo, debido a la importancia de dichos equi pos en el proceso de desarrollo y producción de un pozo petrolero como el activo más importante de la industria petrolera. Toda operadora petrolera debe integrar a sus procesos y estrategias de negocios la confiabilidad operacional de sus activos con el propósito de incorporarse al mundo de “empresas de clase mundial”.
El Gráfico 3 muestra la vida de un yacimiento petrolero desde su descubrimiento, pasando por las diferentes etapas de explotación, desarrollo, producción y abandono. En cada una de estas fases se formulan,
107
desarrollan y ejecutan proyectos que conforman el macroproyecto de desarrollo de un pozo petrolero .
Gráfico 3
La Industria Petrolera y el desarrollo de sus proyectos
Fuente: González (2008)
El proceso de desarrollo de un pozo petrolero comienza con el proceso de planificación; luego se perfora, se le instala su equipo de levantamiento artificial y toda su infraestructura de superficie, se evalúa su producción y desempeño, a través de un plan de seguimiento y control del mismo .
Como pueden observar en el Gráfico 3, en la fase de producción, se ejecutan procesos continuos para el mantenimiento y optimización de la producción requerida, logra ndo producir los pozos al menor costo posible y
- Infraestructura
- Construcción de localizaciones - Perforación, Registros, completación - Instalaciones Superficiales - Mantenimiento a Pozos - Servicio a pozos
- Estudios integrados de yacimientos
Proyectos Proyectos Proyectos Operacionales Proyectos
Industria Petrolera
Proyectos
Mejoramiento de recuperación de crudo
PRODUCCIÓN BNPD
2-8 AÑOS 2-5 AÑOS 10-50 AÑOS
Producción
Descubrimiento Desarrollo Abandono
Plan
FASES
V i s u a l i z a c i ó n Conceptualización Definició
n
D1 D2 D
3 Contratar y
ejecutar Operar
D4 DEFINICION Y DESARROLLO (F.E.L.) IMPLANTACION OPERACION
FASE
1 FASE 2 FASE 3 FASE 4 FASE 5 V i s u a l i z a c i ó n Conceptualización Definició n
D1 D2 D
3 Contratar y
ejecutar Operar
D4 DEFINICION Y DESARROLLO (F.E.L.) IMPLANTACION OPERACION
FASE
1 FASE 2 FASE 3 FASE 4 FASE 5 V i s u a l i z a c i ó n Conceptualización Definición
D1 D2 D3
Contratar y ejecutar Operar
D4
DEFINICION Y DESARROLLO (F.E.L.) IMPLANTACION OPERACION
FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 4 FASE 5 V i s u a l i z a c i ó n Conceptualización Definició n
D1 D2 D
3 Contra tar y
ejecutar Opera
r D4 DEFINICION Y DESARROLLO (F.E.L.) IMPLANTACION OPERACION
FASE
1 FASE 2 FASE 3 FASE 4 FASE 5
Proceso continuo de mejoramiento
de la
Confiabilidad Operacional
-Sísmica 2D -Sísmica 3D -Perforación primer pozo -Evaluación
-Proyectos
- Construcción de localizaciones - Perforación, Registros, completación - Instalaciones Superficiales
- Mantenimiento a Pozos / Servicio a pozos - Reparaciones Mayores
- Proyectos Tecnológicos - Automatización - Mantenimiento a equipos
- -
Abandono Mecánico -
Abandono Oficial -Desmantelamiento de
instalaciones
108
alargando la vida útil de sus equipos de superficie instalados, entre ellos, el equipo de bombeo. En esta fase se desarrollan y ejecutan, a través de proyectos de mejora, las estrategias de confiabilidad operacional orientada hacia la productividad de los activos.
2. PRESENTACION DE LA PROPUESTA
La propuesta de modelo que se plantea en este trabajo de investigación se enmarca en la filosofía de confiabilidad operacional, utilizando las mejores prácticas que a nivel mundial utilizan las grandes corporaciones para maximizar la productividad y alargar la vida de sus activos, de acuerdo a los criterios de Duran (2005) y Soto (2001), orientándose hacia lo siguiente:
(1) Determinación de clasificación de criticidad para equipos de bombeo de cavidad progresiva; (2) Fortalecimiento del plan de mantenimiento preventivo de bombas de cavidad progresiva; (3) Consolidación del proceso de reporte de fallas; (4) Disminución de fallas de equipos y reducción de producción perdida a través de la implementación de la herramienta análisis de causa raíz (ACR), el cual contribuye a identificar las verdaderas causas de fallas de los equipos para enfocarse en la eliminación de las mismas.
3. JUSTIFICACION DE LA PROPUESTA
El objetivo principal de esta propuesta esta dirigido a la mejora de la confiabilidad operacional de equipos de bombeo de cavidad progresiva,
109
utilizadas en pozos productores de petróleo en las operadoras del sector petrolero , en virtud de las debilidades y oportunidades de mejora manifestadas durante el desarrollo de este trabajo de investigación, contribuye ndo adicionalmente a la creación de bases sólidas que caracterizan el desempeño de las empresas de clase mundial.
4. ALCANCE DE LA PROPUESTA
El alcance de esta propuesta de modelo para el mejoramiento de la confiabilidad operacional del equipo de bombeo de cavidad progresiva en pozos productores de petróleo esta enmarcado en definir y describir de manera precisa cada una de las fases a considerarse en el proceso de implantación del modelo, es decir, consiste en una guía que describe paso a paso las etapas a seguir.
La propuesta fue diseñada para ser aplicada en los Campos Boscan, Urdaneta y Hamaca; sin embargo, también puede ser utilizada en otros campos petroleros, siempre que se realicen los diagnósticos previos para su implantación.
Para la ejecución de esta propuesta se dispone del diagrama de planificación y ejecución del proyecto factible, el cual consiste en un Diagrama de Gantt que se muestra en el Anexo H.
5. ESTRUCTURA DE LA PROPUESTA
Esta propuesta está estructurada en cuatro fases, las cuales se
110
presentan en forma secuencial, es decir, en la medida que se va concluyendo el logro de cada una de ellas, se da inicio a la siguiente. Estas fases consisten en el desarrollo de los hitos claves de la propuesta, a saber:
Fase I: Determinación de la clasificación de criticidad para equipos BCP.
Fase II: Fortalecimiento del plan de mantenimiento preventivo.
Fase III: Consolidación del proceso de reporte de fallas Fase IV: Implementación del análisis causa raíz (ACR).
Cada uno de estos hitos se describe detalladamente en el desarrollo de la propuesta. A su vez, estos hitos del proyecto de modelo tienen una serie de actividades que se van ejecutando para lograr cada objetivo, con sus actores responsables y bajo un tiempo determinado. A continuación se muestra en el gráfico 4 un flujograma de las fases del modelo propuesto.
Gráfico 4
Flujograma de las Fases del Modelo
Fuente: González (2008)
Fase I Fase II Fase III Fase IV Fase V
Determinación de clasificación de criticidad para equipos
BCP.
Fortalecimiento del plan de mantenimiento
preventivo.
Consolidación del proceso de reporte de
fallas.
Implementación del Análisis Causa Raíz
(ACR)
Control de ejecución de la puesta en marcha del modelo.
•Equipo ENT
•Factores de criticidad
•Matriz de criticidad
•Equipo ENT
•Plan actual de mantenimiento
•Orden de mantenimiento
preventivo.
•Supervisión de ejecución
del mantenimiento.
•Equipo ENT
•Actores del proceso y responsabilidades
•Proceso de detección y reporte de fallas.
•Entendimiento del nuevo
proceso.
•Equipo ENT
•Alcance del ACR
• Desarrollo de la “espina de pescado”
•Entendimiento y aplicación del ACR.
•Seguimiento a ejecución.
•Medición de resultados.
•Lecciones aprendidas.
Fase I Fase II Fase III Fase IV Fase V
Determinación de clasificación de criticidad para equipos
BCP.
Fortalecimiento del plan de mantenimiento
preventivo.
Consolidación del proceso de reporte de
fallas.
Implementación del Análisis Causa Raíz
(ACR)
Control de ejecución de la puesta en marcha del modelo.
•Equipo ENT
•Factores de criticidad
•Matriz de criticidad
•Equipo ENT
•Plan actual de mantenimiento
•Orden de mantenimiento
preventivo.
•Supervisión de ejecución
del mantenimiento.
•Equipo ENT
•Actores del proceso y responsabilidades
•Proceso de detección y reporte de fallas.
•Entendimiento del nuevo
proceso.
•Equipo ENT
•Alcance del ACR
• Desarrollo de la “espina de pescado”
•Entendimiento y aplicación del ACR.
•Seguimiento a ejecución.
•Medición de resultados.
•Lecciones aprendidas.
111
6. DESARROLLO DE LA PROPUESTA
Fase I. Determinación de clasificación de criticidad para equipos BCP:
En esta fase se debe contar con un Líder del equipo natural de trabajo (ENT), quien debe pertenecer al Departamento de Operaciones y Mantenimiento. Esta fase consiste en la realización de las siguientes actividades o tareas: (1) Constituir y reunir al equipo natural de trabajo (ENT).
Este equipo se integra con el esfuerzo conjunto de sus integrantes y la energía de trabajo para establecer la diversidad de criterios de análisis de problemas y búsqueda de soluciones.
Los ENT repre sentan uno de los elementos de la ecuación de la confiabilidad operacional. Se propone la creación del equipo, el cual debe tener un líder y representantes miembros de los departamentos de Operaciones, Mantenimiento e Ingeniería de Producción de la operadora petrolera ; es decir por los responsables de los procesos de: monitoreo y control de equipos de superficie en el campo; mantenimiento de los equipos y control del desempeño de los equipos y los pozos.
En la actividad o tarea (2) el ENT debe definir las probabilidades o frecuencia de fallas y consecuencias de falla, de acuerdo a la teoría desarrollada por Gotera (2003) y Huerta Mendoza (2001). El resultado de esta tarea son los factores de criticidad. La propuesta de frecuencia de fallas se basa en experiencias o estimaciones históricas de tasas de fallas de los equipos de bombeo de cavidad progresiva. La Tabla 14 muestra la
112
propuesta de determinación de factores de criticidad para la frecuencia de fallas.
En virtud de lo que establece Gotera (2003) en relación a los componentes de una estructura típica de instalación o equipo industrial, el investigador propone el análisis de los equipos y la definición de sus sistemas o componentes que necesita el equipo de bombeo de cavidad progresiva para operar. Se definieron los siguientes sistemas: eléctrico, mecánico, control e instrumentación y comunicación Scada.
La definición de los períodos de probabilidad de falla de dichos sistemas de 6 meses o menos para alta criticidad, 1 año o más para moderada y baja se define por la información histórica o comportamiento normal de dichos componentes, de acuerdo a los manuales de información técnica de los diferentes fabricantes de equipos de bombeo de cavidad progresiva.
Tabla 14
Determinación de factores de criticidad para frecuencia de fallas de equipos BCP
Probabilidad Estimación histórica de tasas de fallas 3 – Alta Falla o probabilidad de falla de los sistemas
eléctrico y mecánico del sistema de funcionamiento de la BCP cada 6 meses o menos.
2 – Moderada Falla o probabilidad de falla de sistema de control e instrumentación del sistema de funcionamiento de la BCP cada año o más.
1 – Baja Falla o probabilidad de falla del sistema de comunicación Scada cada año o más.
Fuente: González (2008)
113
La propuesta de consecuencia de fallas se basa en la estimación de pérdida en volumen de barriles de petróleo por día dejados de producir en ocasión de la ocurrencia de la falla. El investigador propone este criterio, en virtud de que el mismo va alineado con los objetivos o razón de ser del negocio, el cual a su vez se traduce en estrategias de productividad e incremento o mantenimiento de los niveles de producción requeridos a la operadora petrolera.
La propuesta del investigador en relación al volumen de 300 BPPD para alta criticidad, mayor a 100 y menor a 299 BPPD para moderada, y menor a 99 para baja criticidad está definido por la distribución de la población de pozos en esos rangos; es decir, el 60% se ubicaría en el rango de criticidad moderada por tener su producción en dichos rangos, el 20% se ubica en alta y el restante 20% en baja. La Tabla 15 muestra la propuesta de determinación de factores de criticidad para la consecuencia de fallas.
Tabla 15
Determinación de factores de criticidad para consecuencia de fallas de equipos BCP
Consecuencia Estimación de pérdida de producción 3 – Alta Pérdida de producción mayor a 300 BPPD 2 – Moderada Pérdida de producción mayor a 100 y
menor a 299 BPPD.
1 – Baja Pérdida de producción menor a 99 BPPD.
Fuente: González (2008)
De acuerdo a lo que establece la teoría del análisis de criticidad, procede la actividad o tarea (3) – Elaborar la matriz de criticidad. Un modelo de matriz
114
sería el que se muestra en la Tabla 15, después de aplicar la fórmula Criticidad = Frecuencia x Consecuencia, a una población determinada de
equipos de bombeo de cavidad progresiva instalados en pozos productores de petróleo.
Tabla 16 Matriz de criticidad
Alta - 3 3 6 9
Moderada - 2 2 4 6
Frecuencia de falla (F)
Baja - 1 1 2 3
Baja - 1 Moderada – 2 Alta - 3 Criticidad = (F) * (C)
Consecuencia de la falla (C) Fuente: González (2008)
El resultado de esta tarea es una lista de equipos de bombeo de cavidad progresiva instalados en pozos productores de petróleo con alta, moderada y baja criticidad.
Fase II: Fortalecimiento del plan de mantenimiento preventivo: Esta fase consiste en la realización de las siguientes actividades o tareas: (1) Constituir y reunir al ENT (equipo natural de trabajo). Este equipo estaría constituido por un líder y miembros del departamento de mantenimiento (Supervisor o Superintendente y Operador de Campo), y en el caso donde la operadora dispone de una contratista que ejecuta las actividades de mantenimiento, un representante de la contratista debe ser parte también del ENT.
Una vez ejecutada la actividad o tarea (1), se procede a la tarea (2) -
115
Revisar la planificación actual del mantenimiento: programa, documentación, flujograma de ejecución del plan: En esta actividad, el ENT debe tener acceso y revisar detalladamente toda la documentación existente a la planificación del mantenimiento, analizar y determinar en que grado dicha planificación contribuye a tener un programa sólido de mantenimiento preventivo y establecer las brechas a cerrar que obstaculizan la ejecución exitosa del mismo.
La actividad o tarea (3) consiste en revisar el formato "orden de mantenimiento preventivo" o elaborar formato según nuevos requerimientos del plan: El ENT debe asegurarse que el formato actual cumple su objetivo para garantizar la ejecución del mantenimiento. El investigador considera que este documento es crítico para garantizar la trayectoria de un mantenimiento, ya que es el formato estándar necesario en todos los campos petroleros para ejecutar de forma efectiva un mantenimiento. En el Anexo I se propone un modelo de orden de trabajo para mantenimiento preventivo.
La actividad (4) es determinar la responsabilidad de ejecución de la
"orden de mantenimiento preventivo" y supervisar continuamente la ejecución: El ENT debe reforzar este aspecto, determinando el nivel autoridad correspondiente o el representante de la contratista que debe tener la responsabilidad de garantizar la ejecución de las ordenes de trabajo por mantenimiento preventivo y llevar un control de aquellas que no hayan sido ejecutadas a los efectos de su reprogramación.
El investigador enfatiza la importancia del seguimiento en la fase de
116
ejecución de todo proyecto, por pequeño o grande que sea. El ENT juega un papel importante en la ejecución.
Fase III: Consolidación del proceso de reporte de fallas.: Esta fase consiste en la realización de las siguientes actividades o tareas: (1) Constituir y reunir al ENT (equipo natural de trabajo). Para esta actividad, es importante que entre los miembros de este equipo estén el Representante Técnico de los equipos de bombeo de cavidad progresiva, el Supervisor de Operaciones y un Representante del Departamento de Ingeniería de Producción.
Una vez constituido el ENT se procede al paso o actividad (2): Definir los actores involucrados en el proceso y determinar responsabilidades: El ENT debe determinar los actores que tienen que ver en el reporte de fallas y determinar las responsabilidades de cada uno de ellos.
El investigador propone a los siguientes actores con las siguientes responsabilidades, los cuales se resumen en la Tabla 17: el Operador de Campo u Operador de la Contratista, el Centro de Información del Campo Petrolero, el Ingeniero de Producción.
Una vez definido los actores y las responsabilidades en el paso (2), se procede con la actividad (3) Desarrollar el flujograma del proceso de detección y reporte de fallas. El flujograma de procesos es una herramienta de la gerencia de procesos, que se orienta hacia el mejoramiento continuo de los pasos y actividades cotidianas relacionadas con las actividades de operaciones y mantenimiento y su interrelación con los actores y las
117
responsabilidades inherentes a los mismos.
Tabla 17
Actores del proceso de reporte de fallas y sus responsabilidades
Actor Responsabilidades en el proceso de reporte de fallas
Operador de campo o de la contratista
a) Monitoreo diario de los parámetros de funcionamiento del equipo de bombeo de cavidad progresiva
b) Monitoreo diario de las condiciones de operación del equipo de bombeo de cavidad progresiva.
c) Determinación de variables de medición del equipo que determinan problemas en los componentes críticos de la bomba (carga axial, variador de frecuencia).
d) Registro adecuado de los parámetros tomados en la hoja de monitoreo diario del equipo y del pozo.
e) Reporte de la falla o anormalidad detectada en el equipo al centro de información del campo, inmediatamente cuando es detectada.
Centro de información del campo
Registrar en el reporte diario de interrupciones del reporte diario de pro ducción y operaciones el número del pozo cuyo equipo presenta falla o anormalidad.
Ingeniero de Producción
a) Revisar diariamente el reporte de interrupciones de pozos del centro de información del campo.
b) Monitorear diariamente las condiciones de la bomba de cavidad progresiva y del pozo en el sistema Scada.
c) Contactar al representante de la contratista que suministro la bomba de cavidad progresiva para el correspondiente análisis de causa raíz de la falla o anormalidad presentada.
Fuente: González (2008).
118
El ENT es responsable de desarrollar este flujograma con la participación de los actores antes mencionados; asegurándose que se cubran todos los pasos del proceso, redactados en forma consecutiva según se ejecutan.
Una vez definido el nuevo proceso de detección y reporte de fallas, se procede con la actividad (4): Difundir y explicar el proceso definido a los involucrados para asegurar su entendimiento: Esto consiste en el dictado de charlas de difusión y explicación detallada del proceso, para asegurarse que sea entendido por todos los participantes, y que ejecuten el proceso según fue desarrollado; dejando siempre latente la oportunidades de mejoras continuas. El investigador considera que la gerencia de procesos es un proceso interminable, continuo, partiendo del principio que siempre hay una mejor manera de hacer las cosas.
Fase IV: Implementación del Análisis Causa Raíz (ACR): Esta fase consiste en la realización de las siguientes tareas o actividades: (1) Constituir y reunir al equipo natural de trabajo (ENT). Para esta actividad, es importante que entre los miembros de este equipo estén el Representante Técnico de los equipos de bombeo de cavidad progresiva, el Supervisor de Operaciones, el Supervisor de Mantenimiento y un Representante del Departamento de Ingeniería de Producción; ya que cada uno de ellos tiene elementos importantes que aportar en el análisis de causas raíz de las fallas de los equipos de bombeo de cavidad progresiva. Cada uno de estos integrantes
119
aporta una visión y punto de vista diferente que enriquece el análisis de las fallas.
Una vez constituido el ENT, se procede con el paso (2) Explicar la herramienta al equipo ENT y su alcance: Para el desarrollo de este paso, es importante contar con un facilitador experto en la herramienta Análisis Causa Raíz (ACR), quien aportará el conocimiento técnico, el alcance de su implementación y los mecanismos para aplicar la herramienta dentro del proceso de fallas de los equipos de bombeo de cavidad progresiva (BCP). El líder del ENT es responsable de coordinar esta facilitación de la herramienta.
En el paso (3) Desarrollar el diagrama "Espina de Pescado" para determinar causas raíz de fallas, para casos específicos de ocurrencia de fallas : El líder del ENT, junto con el facilitador experto del ACR deben desarrollar una plantilla a utilizar para los casos típicos de fallas del equipo de bombeo de cavidad progresiva. En el Anexo J se propone un modelo de
“diagrama de espina de pescado para bombas de cavidad progresiva”, el cual contempla, de acuerdo a la teoría expuesta por Altman (2004), las causas de fallas típicas de mayor probabilidad de ocurrencia, de acuerdo a discusiones del ENT.
Finalmente, la actividad o tarea (4) Difundir y aplicar la herramienta ACR: consiste en el dictado de charlas de entrenamiento al personal involucrado en el proceso de detección de fallas para aplicar la herramienta ACR en su rutina diaria de actividades.
Fase V. Puesta en marcha del modelo y control de ejecución. En esta
120
fase final del proyecto de propuesta de modelo, se pone en marcha y se ejecuta el proyecto en todas sus fases. Esta fase consiste de tres actividades o tareas: (1) Seguimiento al plan de ejecución de las actividades del proyecto de modelo: El líder del proyecto hace seguimiento periódico a la ejecución de las actividades, tareas y pasos de cada hito del modelo propuesto.
La actividad o tarea (2 ) es la medición de los resultados de la aplicación del modelo: El líder del proyecto va reportando resultados de la ejecución de las distintas fases a medida que se van ejecutando las actividades y tareas asociadas a cada hito del modelo; el mismo debe presentar un reporte periódico de progreso del proyecto. (3) Reporte de lecciones aprendidas. Al culminar la ejecución del proyecto, siempre hay aspectos positivos o un proyecto exitoso que reportar y lecciones aprendidas que se constituyen en oportunidades para mejorar en futuros proyectos factibles de mejoramiento de confiabilidad operacional.
7. FACTIBILIDAD DE LA PROPUESTA
Durante el desarrollo de la propuesta se explica ampliamente el modelo objeto de esta investigación para ser ejecutado como “proyecto factible” dentro de las operadoras petroleras en Venezuela. Es común para todas las operadoras la existencia de los Departamentos de Operaciones, Mantenimiento, Ingeniería de Producción; así como contratistas que participan en las actividades de operación y mantenimiento de un campo
121
petrolero. Todos estos entes representan la población más involucrada con la confiabilidad operacional de equipos de bombeo de cavidad progresiva instalados en pozos productores de petróleo, objeto de estudio en esta investigación.
De igual manera, existe el apoyo de los más altos niveles de la organización para que se ejecute este proyecto, el cual contribuirá grandeme nte a la solución de los problemas descritos en esta investigación;
redundando en mayor rentabilidad económica del negocio, mayor productividad en las operaciones a través de la reducción de fallas y pérdida de producción, y la protección de los activos de la industria petrolera.
Todo lo antes expuesto conlleva al investigador a establecer que esta propuesta es perfectamente factible de ejecución en el período establecido en el Diagrama de Gantt presentado a través del Anexo H.
Desde el punto de vista de la factibilidad técnica, esta propuesta es factible de ejecución en virtud de que se dispone del personal con las competencias necesarias para llevar a cabo el proyecto. La Gerencia de Operaciones y Mantenimiento, para el caso de Campo Boscán, creó a comienzos del 2006 el Departamento de Planificación de Mantenimiento, con personal técnico especializado en las distintas disciplinas de ingeniería y en confiabilidad operacional. El departamento cuenta con 6 profesionales nuevos.
El investigador considera que, tomando en cuenta el período de ejecución propuesto para este proyecto modelo (6 meses, desde julio a
122
diciembre 2008) no se requerirán recursos humanos adicionales. En cuanto a la disponibilidad presupuestaria, el nuevo departamento de Planificación de Mantenimiento dispone de una asignación de recursos económicos para operar.