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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

UNIDAD PROFESIONAL INTERDISCIPLINARIA DE INGENIERÍA, CIENCIAS SOCIALES Y ADMINISTRATIVAS

SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

METODOLOGÍA PARA EL DESARROLLO DE ALGORITMOS DE EVALUACIÓN DE RIESGO EN ESTACIONES DE BOMBEO DE

HIDROCARBUROS

TESIS PARA OBTENER EL GRADO DE:

M A E S T R O E N C I E N C I A S EN INGENIERIA INDUSTRIAL

PRESENTA: RODOLFO MENDOZA MURILLO

DIRECTOR: M. EN C. GUILLERMO PÉREZ VÁZQUEZ

MÉXICO D.F. 2009

AGRADECIMIENTOS

MI FAMILIA

A mí Mamá: Alberta Murillo Calvillo. A mi Papá: Rodolfo Mendoza De la O, donde quiera que esté, se que cuida de mi. A mis hermanos: Osvaldo, Maria Inés y Liliana. A mis sobrinos: Abraham Isaid, Diego Uriel y Emiliano

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

Por dejarnos ser parte de su historia, así como por abrirnos las puertas al mundo del conocimiento, y por darnos la oportunidad de ser los profesionistas que necesita México para ser un país cada día mejor; porque estamos orgullosos de formar parte de esta gran Institución.

UNIDAD PROFESIONAL INTERDISCIPLINARIA DE INGENIERÍA, CIENCIAS SOCIALES Y ADMINISTRATIVAS

Por impartir la Maestría en Ciencias con Especialidad en Ingeniería Industrial, creyendo siempre en sus estudiantes, y por tener como uno de sus objetivos, el formar el mejor profesional

INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO

Por permitirme aplicar los conocimientos adquiridos en mi vida de estudiante y darme la oportunidad de realizarme como profesional

AMIGOS:

Del IMP

Al M. en C José Luis Mendoza Mondragón, Lic. Verónica Guzmán C., M. en I. Maria Teresa Flores Dueñas, Lic. Ada del Carmen Jiménez, Ing. René De la Mora, Ing. Rafael Garcia Nava, Lic. Maria del Pilar Monroy, Dr. Enrique Olivera Villaseñor, Sra. Maria Agripina González Vargas, Enrique López Campos, Alma Rojo, José Arenas, Ing. Luciy Arlettee Fuentes Herrera, Ing. Laura Hernandez Mejia (y familia), Ing. René Cortes Rodríguez, Ing. José González Olmos, Ing. Jose Luis Barrón Villafaña, Ing. Arturo Romero Magaña, Ing. Juan Domínguez León, Ing. Marcos Joel Quiroz Hernandez, Ing. Delfino Galicia Ramírez, Ing. César Cruz, Ing. Andres Rangel, Ing. Germán Cerqueda, Ing. Aida Serrato, Ing Exal Armando y demás compañeros por sus enseñanzas, experiencias y guías para la realización de esta tesis.

Amigos a lo largo de mi vida:

Nancy González, Lorena Aldaraca, Erika Nieves, Víctor Mendoza, Irvin Olivares Morales (y su familia), Martin Alegría, Edgar Palomino, Raúl Chaparro, Yesica Toxqui, Katy Bustamante Mejía, Gabriela García, Marisa País, Gauri Borja Martínez, Cecilia Aceves, Heysa Moyano, Telma Lima (y su familia), Samaria Sánchez, Suellen Alencar Melo, Cidkleio da Costa Silva, Edinilza Bezerra Diniz, Deborah y Marcelus Marinho, Aline Sales y demás personas que he conocido a lo largo de mi vida les agradezco el permitirme contar con sus consejos y amistad incondicional.

PROFESORES:

A todos los profesores que he tenido durante mi vida de estudiante, desde el preescolar hasta la maestría, por toda su paciencia, tiempo, esfuerzo y enseñanzas.

Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una oportunidad

para penetrar en el bello y maravilloso mundo del saber. (Albert Einstein)

La inteligencia consiste no sólo en el conocimiento, sino también en la destreza

de aplicar los conocimientos en la práctica. (Aristóteles)

La victoria pertenece al más perseverante. (Napoleón I)

A veces podemos pasarnos años sin vivir en absoluto, y de pronto toda nuestra

vida se concentra en un solo instante. (Oscar Wilde)

Exígete mucho a ti mismo y espera poco de los demás. Así te ahorrarás

disgustos. (Confucio)

La ignorancia es la noche de la mente: pero una noche sin luna y sin estrellas.

(Wood Allen)

Yo no sé si mamá tenía razón o si la tiene el teniente Dan, yo no sé si todos

tenemos un destino, o si estamos flotando casualmente como en una brisa...

pero yo creo que pueden ser ambas, puede que ambas estén ocurriendo al

mismo tiempo. (Forrest Gump)

ÍNDICE

TABLAS ......................................................................................................................... i

FIGURAS ....................................................................................................................... ii

FOTOGRAFÍAS ........................................................................................................... iv

GLOSARIO DE TÉRMINOS. ....................................................................................... v

RESUMEN. ..................................................................................................................viii

SUMMARY ..................................................................................................................viii

INTRODUCCIÓN. ........................................................................................................ ix

OBJETIVOS ................................................................................................................. xi

Capítulo 1. La Industria Petrolera en México ......................................................... 1

1.1 Antecedentes. ..................................................................................................................... 1

1.2 Descripción de la Cadena de Valor de la Industria Petrolera ............................................ 6

1.2.1 Exploración ..................................................................................................................... 6

1.2.2 Producción ...................................................................................................................... 8

1.2.3 Refinación ....................................................................................................................... 9

1.2.4 Petroquímica ................................................................................................................. 10

1.3 Descripción de las actividades de las Subsidiarias .......................................................... 13

1.3.1 PEMEX Exploración y Producción ................................................................................. 13

1.3.2 PEMEX Refinación ......................................................................................................... 15

1.3.3 PEMEX Gas y Petroquímica Básica ............................................................................... 16

1.3.4 PEMEX Petroquímica .................................................................................................... 17

1.4 Componentes del Sistema de Transporte ........................................................................ 19

1.4.1 Instalaciones de Compresión. ..................................................................................... 19

1.4.2 Instalaciones de Bombeo. ........................................................................................... 23

1.4.3 Ductos de Transporte. .................................................................................................. 25

Capítulo 2. Análisis de Riesgo ................................................................................ 28

2.1 Seguridad industrial .......................................................................................................... 28

2.2 Riesgo, peligro y accidente ............................................................................................... 29

2.3 Definición de Análisis de Riesgo ....................................................................................... 32

2.4 Métodos de Análisis de Riesgo ........................................................................................ 34

2.4.1 Evolución de los análisis de riesgo ............................................................................... 34

2.4.2 Etapas del análisis de riesgo ......................................................................................... 36

ÍNDICE

2.4.3 Clasificación de los métodos de análisis de riesgo. ..................................................... 38

2.5 Métodos cualitativos ........................................................................................................ 39

2.5.1 Métodos Comparativos ................................................................................................ 39

2.5.1.1 Manuales técnicos o Códigos y normas de diseño ....................................................... 39

2.5.1.2 Lista de Verificación. .................................................................................................... 40

2.5.1.3 Análisis histórico de accidentes .................................................................................... 40

2.5.1.4 Análisis de datos de bitácoras. ..................................................................................... 41

2.5.2 Métodos Generalizados. .............................................................................................. 42

2.5.2.1 Análisis de peligro y operabilidad (HAZOP). ................................................................. 42

2.5.2.2 Análisis de riesgos (HAZAN). ......................................................................................... 44

2.5.2.3 Análisis de árbol de fallas. ............................................................................................. 44

2.5.2.4 Análisis de árbol de eventos. ........................................................................................ 46

2.5.2.5 Análisis de causa‐consecuencia. ................................................................................... 46

2.5.2.6 Análisis de modos de falla y efectos. ............................................................................ 46

2.5.2.7 Análisis “¿Qué pasa si..? ............................................................................................... 47

2.5.2.8 Análisis del Error Humano. ........................................................................................... 48

2.6 Métodos cuantitativos. ................................................................................................... 49

2.6.1 Índices de Riesgos ......................................................................................................... 49

2.6.2 Índice Dow y Mond ....................................................................................................... 49

2.6.3 Calificación Relativa (ranking relativo). ...................................................................... 51

Capítulo 3. Metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo en Estaciones de Bombeo de Hidrocarburos. ......................................... 57

3.1 Generalidades ................................................................................................................... 57

3.2 Propuesta metodológica para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo. .... 61

Paso 1. Desarrollo de las Estructuras de Componentes. ............................................................. 63

Actividad 1.1 Recopilación, revisión y análisis de información documental. ............................... 64

Actividad 1.2 Recopilación y revisión de información, códigos y normas vigentes. ..................... 66

Actividad 1.3 Generación de Estructuras de Componentes. ........................................................ 67

Actividad 1.4 Validación de las Estructuras de Componentes. ..................................................... 68

Paso 2. Criterios de evaluación de fallas ..................................................................................... 68

Paso 3. Asociación de componentes con modos de falla y factores de falla ............................. 72

Paso 4. Asignación de ponderaciones a los factores de probabilidad de falla. .......................... 71

Paso 5. Identificación de variables de probabilidad de falla (Exposición, Mitigación y Resistencia) ................................................................................................................................... 72

Paso 6. Asignación de ponderaciones a variables identificadas de los factores de falla ........... 73

ÍNDICE

Paso 7. Asignación de ponderaciones a consecuencias de falla ................................................. 74

Paso 8. Identificación de variables de consecuencias de falla (Receptor, peligro y reducción) 75

Paso 9. Asignación de ponderaciones a variables identificadas de consecuencias de falla ...... 77

Paso 10. Identificación de atributos a variables y asignación de pesos relativos. ..................... 78

Paso 11. Integración del algoritmo general de evaluación. ........................................................ 79

Paso 12. Validación del Algoritmo de evaluación. ...................................................................... 80

3.3 Dimensionamiento del trabajo. ....................................................................................... 80

Capítulo 4. Aplicación de la metodología propuesta para el área de tuberías de una estación de bombeo de hidrocarburos. ................................................... 81

Paso 1. Desarrollo de la estructura de componentes ................................................................. 81

Paso 2. Criterios de evaluación de fallas ..................................................................................... 83

Paso 3. Asociación de componentes, modos y factores de falla. .............................................. 83

Paso 4. Asignación de ponderaciones a factores de falla. .......................................................... 84

Paso 5. Identificación de variables de factores de falla. ............................................................. 86

Paso 6. Asignación de ponderaciones a variables identificadas de los factores de falla ........... 87

Paso 7. Asignación de ponderaciones a consecuencias de falla. ................................................ 88

Paso 8. Identificación de variables de consecuencias de falla. ................................................... 88

Paso 9. Asignación de puntajes a variables identificadas de las consecuencias de falla ........... 89

Paso 10. Identificación de atributos a variables y asignación de pesos relativos. ..................... 90

Paso 11. Integración del algoritmo general de evaluación de riesgos. ...................................... 93

Paso 12. Validación del algoritmo de evaluación de riesgo para el área de tuberías de la estación de bombeo de hidrocarburos. ....................................................................................... 95

CONCLUSIONES ....................................................................................................... 96

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 98

ANEXOS

TABLAS

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TABLAS

Tabla 1-1 Datos estadísticos (miles de barriles diarios)

Tabla 1-2 Ductos de PEMEX

Tabla 1-3 Longitud de Ductos por subsidiaria

Tabla 3-1. Análisis de Funciones para un circuito de Tubería

Tabla 3-2. Ejemplo de Ponderación de Factor de Probabilidad de Falla (LOF)

Tabla 3-3. Asignación de ponderaciones para las variables en %

Tabla 3-4. Ponderación de los impactos correspondientes a las consecuencias de

falla (COF).

Tabla 4-1. Factores de falla seleccionados

Tabla 4-2. Clasificación de las fallas de acuerdo a los factores

Tabla 4-3 Ponderaciones para los factores de falla

Tabla 4-4 Clasificación de las fallas de acuerdo a las consecuencias

Tabla 4-5. Factores de Probabilidad de Falla del Algoritmo de Tuberías

Tabla 4-6. Ponderaciones para los factores de consecuencia

Tabla 4-7. Factores de Consecuencia de Falla del Algoritmo de Tuberías.

FIGURAS

Página ii

FIGURAS

Figura 1-1. Árbol de productos básicos del petróleo crudo

Figura 1-2. Procesos de producción de petroquímicos

Figura 1-3. Organización de Petróleos Mexicanos

Figura 1-4. Regiones de PEMEX Exploración y Producción

Figura 1-5. Mapa de infraestructura de PEMEX Gas y Petroquímica Básica

Figura 1-6. Dibujo de una Estación de compresión prototipo

Figura 1-7. Dibujo de una Estación de bombeo prototipo

Figura 2-1. Definición de Riesgo

Figura 2-2 Factores de Probabilidad de Falla

Figura 2-3. Factores de Consecuencias de Falla

Figura 3-1. Factores de Falla

Figura 3-2. Conceptualización de la metodología propuesta.

Figura 3-3. Metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgos

Figura 3-4. Proceso de Integración de componentes

Figura 3-5. DTI de una estación de bombeo

Figura 3-6. Criterios de evaluación

Figura 3-7. Matriz de modos de falla vs. Factores de probabilidad de falla del módulo de Infraestructura.

Figura 3-8. Un segmento de la probabilidad de falla de Materiales del Algoritmo de Infraestructura.

Figura 4-1. Estructura de componentes desarrollada

Figura 4-2. Modos de falla de los componentes desarrollados en el área de tuberías.

Figura 4-3. Factores de falla seleccionados

Figura 4-4. Identificación de variables para factores de falla

Figura 4-5. Asignación de ponderaciones a variables de los factores de falla

Figura 4-6. Identificación de variables para consecuencias de falla

Figura 4-7. Asignación de ponderaciones a variables de las consecuencias de falla

Figura 4-8. Identificación de los atributos y sus pesos relativos asignados para las variables de probabilidad de falla

FIGURAS

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Figura 4-9. Identificación de los atributos y sus pesos relativos asignados de consecuencias de falla

Figura 4-10. Algoritmo particular del factor de probabilidad “Construcción y Fabricación”.

FOTOGRAFÍAS

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FOTOGRAFÍAS

Fotografía 3-1. Vista general de una estación de bombeo

Fotografía 3-2. Caseta de Turbobombas y Medición

Fotografía 3-3. Área de Trampas de Diablos

GLOSARIO DE TÉRMINOS

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GLOSARIO DE TÉRMINOS.

Algoritmo: Es un conjunto de variables clave, ecuaciones y reglas que cuantifican condiciones, eventos, o actividades alrededor o dentro de un sistema de transporte por ducto de líquido o gas que representa riesgo o la consecuencia de un incidente de integridad. Análisis de Riesgo: Desarrolla una estimación cuantitativa o al menos semicuantitativa, del nivel de peligro de una actividad referida tanto a personas como a bienes materiales en función de la magnitud del diseño y de la probabilidad de que tenga un hogar Atributo de la variable.- Son descripciones o menú de selección para cada variable. Los atributos son las características de cada variable (ej. Variable = tipo de suelo, Atributos = Roca, arcilla, etc. Condensados amargos.- Hidrocarburos líquidos condensados del gas natural llamados así por su contenido de ácido sulfhídrico, mercaptanos y bióxido de carbono. Condensados dulces.- Hidrocarburos líquidos condensados del gas natural llamados así por no contener ácido sulfhídrico, mercaptanos y bióxido de carbono. Consecuencia.- Colección única de variables que de manera individual describen la afectación no intencional que puede tener un equipo al tener una variación de presión o temperatura, fuga o derrame de producto o aceite en válvulas o sistema de sellos o cualquier otra falla; por ejemplo; el impacto de un derrame sobre el medio ambiente. Consecuencia de Falla (COF).- Identificación de las posibles formas de progresión (impacto potencial) de los escenarios postulados en la etapa de Identificación de Riesgos y cuantificar tanto su magnitud como el alcance de los efectos físicos sobre las personas, el medio ambiente, las instalaciones y la operación del proceso. Diablos.- Término petrolero utilizado para describir al equipo utilizado para limpiar e inspeccionar ductos. Para efectuar la limpieza, el diablo se introduce en el ducto y es conducido por la presión de operación a través de él. Un “diablo instrumentado” es aquél que se encuentra equipado con sensores los cuales verifican los niveles de corrosión o defectos en el ducto Ducto.- Es un Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas, accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, etc., sujeto a presión y por medio del cual se transportan los hidrocarburos (Líquidos o Gases).


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Evaluación del “play”.- El “play” es uno o más prospectos relacionados y un prospecto es una trampa potencial que debe ser evaluada para ver si contiene las cantidades comerciales de petróleo. El “play” y el prospecto son conceptos usados por los exploracionistas para presentar una idea geológica que justifique la perforación de un pozo en busca de yacimientos no descubiertos de petróleo Gasoducto.- Es un sistema de tubería empleada para la transportación de Gas natural Gravimetría.- Es un método muy importante en la búsqueda de depósitos minerales. Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores. La gravitación es la aceleración (m/s2) de un objeto qué está cayendo a la superficie. La gravitación normal (promedia) en la tierra es 9,80665 m/s2. Grandes cuerpos mineralizados pueden aumentar la gravitación en una región determinada porque rocas de mayor densidad aumentan la aceleración. Kerógeno.- Es un material bituminoso presente en ciertos esquistos que producen un tipo de aceite cuando son calentados. Levantamientos de cable de fondo marino.- es un innovador sistema para la adquisición sísmica utilizando cables en el fondo del océano reinstalables, para la captura de imágenes en el fondo del mar a lo largo de múltiples dimensiones. Consiste en colocar los receptores dentro de cables que pueden tener una longitud cercana a los 8.000 metros; estos receptores van sumergidos en el agua aproximadamente siete metros y se mantienen a esa profundidad fija durante toda la adquisición. Los cables pueden ser arrastrados por un barco sobre el fondo marino. Levantamientos sísmicos bidimensionales y tridimensionales.- Son levantamientos de sísmica de pozos que se encuentran entre las técnicas más versátiles de mediciones de fondo de pozo utilizadas en el campo petrolero. Históricamente, el beneficio principal aportado por estos levantamientos, también es conocido como perfiles sísmicos Verticales (VSP), ha sido la vinculación de las imágenes sísmicas de superficie basadas en el tiempo con los registros de pozos basados en profundidad, estos dan resultados en dos dimensiones o tres de acuerdo al método utilizado. LPGductos.- Es un sistema de tubería empleada para la transportación de gas LPG (Liquefied Petroleum Gas) Magnetometría.- es como la gravimetría un método geofísico relativamente simple en su aplicación. El campo magnético de la tierra afecta también yacimientos que contienen magnetita (Fe). Estos yacimientos producen un campo magnético inducido, es decir su propio campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente los anomalías magnéticas en la superficie terrestre, cuáles podrían ser producto de un yacimiento. Mbd- Miles de barriles por día.


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MMpcd.- Millones de pies cúbicos por día Modelo de entrada: Obtiene los datos desde una fuente externa y es una colección de atributos y variables relacionados que describen un componente. Un modelo de entrada es una plantilla, una configuración, y es poblado con los datos importados y otras fuentes de datos o introducidos al modelo manualmente. Modelo de evaluación: Es una herramienta que lleva a cabo el análisis de datos de un ducto a través de la combinación de datos desde múltiples orígenes tal como modelos de entrada, modelos de colapso y otros modelos de evaluación Oleoductos.- Es un sistema de tubería empleada para la transportación de petróleo y productos refinados. Pesos relativos.-: Es darle valores a las variables para la evaluación del riesgo. Poliductos.- Es un sistema de tubería empleada para la transportación de productos refinados. Probabilidad de Falla (LOF) – Se usa para el cálculo del riesgo total de un sistema de bombeo con base a ocho factores de falla definidos: mecánica, materiales, instrumentos, eléctrica, terceras partes y seguridad, fuerzas externas, operación y mantenimiento incorrecto y construcción/fabricación, y se basa en que la probabilidad de un evento o situación, resulte en una falla. Ponderaciones.- son los valores de criticidad definidas por el usuario para cada factor y consecuencias de falla. Reacciones exotérmicas.- Es cualquier reacción química que desprende calor, es decir con una variación negativa de entalpía Riesgo – Es la probabilidad de que un evento cause una pérdida, junto con la magnitud asociada a la misma. El riesgo se incrementa cuando la probabilidad de ocurrencia del evento aumenta o cuando la magnitud de la pérdida potencial se incrementa. Riesgo Administrable: Zona de acciones y/o control de niveles de riesgo, con el análisis y aplicación de proyectos evaluando su costo-beneficio y otros factores. Riesgo Intolerable: Nivel de riesgo que ninguna empresa debe permitirse tener y requiere de acciones para reducirlo. Riesgo Tolerable: Zona de riesgo controlable que no requiere de acciones inmediatas, únicamente requiere de acciones que requiere el monitoreo de riesgo. Taxonomía.- clasificación sistemática de objetos dentro de grupos genéricos basados en factores posiblemente comunes para varios de los objetos


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Tipo de Amenazas.- Se refiere a los grupos de variables que pueden crear modos de falla o amenazas de falla, según el factor de riesgo asociado, por ejemplo, fallas de equipo, fallas operativas, ambientales, daños por terceras partes, entre otros. Trampa.- Desde el punto de vista de exploración es el sitio donde existe una disposición geométrica convexa de la roca almacenadora y de la roca sello que favorece la acumulación de petróleo e impide que este escape hacia arriba o hacia los lados Variable.- Condición o evento que tiene el potencial de incrementar o minimizar el riesgo total; o que tenga como consecuencia un fallo en el sistema de ductos, tales como el tipo de suelo o la edad del ducto.

RESUMEN

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RESUMEN. La industria petrolera nacional continua siendo de gran importancia para el desarrollo sustentable del país desde la época de la Expropiación Petrolera, mediante la explotación, refinación, y distribución del petroleó y sus refinados. A través de esas actividades es como las demás industrias han desarrollado y comercializado mercancías pues el petróleo sigue siendo una fuente de materia prima y energía. Debido a la naturaleza de sus procesos para la obtención de estos refinados, la seguridad industrial toma un papel importante teniendo como finalidad el minimizar y controlar los riesgos inherentes a los que están expuestos la sociedad, el medio ambiente y el negocio. En fechas recientes el tema de la seguridad industrial y protección al ambiente ha tomado la fuerza necesaria para considerar las acciones correspondientes en pro de contar con procesos libres de accidentes de trabajo o eventos que puedan poner el riesgo el suministro de los hidrocarburos hacia las diversas industrias del país que lo requieran para evitar pérdidas que se traducirán en costos por tiempos de espera. Dentro de la cadena productiva se tiene contemplado la distribución de hidrocarburos por lo que se han asimilado y aplicado tecnologías para reducir los accidentes dentro del sistema nacional de ductos a lo largo de la República Mexicana, específicamente en la empresa mexicana Petróleos Mexicanos. Con el apoyo de estas tecnologías es posible controlar y minimizar eventualidades que puedan originar pérdidas humanas, económicas y ambientales Específicamente este trabajo aborda lo referido a la evaluación de riesgos, la cual es una serie de métodos que pueden ser utilizados para atender posibles eventos no deseados o desviaciones de un proceso en el cual existe un peligro inherente. Entendiendo por peligro a la característica o grupo de características que pueden potencialmente, causar un daño o pérdida (desviación de proceso). Dentro de la evaluación de riesgos se ha generado la necesidad de definir algoritmos que incluyan la identificación de los mecanismos de falla de sus componentes y la selección de factores de probabilidad y consecuencia de falla, considerando sus variables (exposición, mitigación, resistencia, receptor, peligro y reducción); sus atributos (con sus pesos relativos), así como las ponderaciones para evaluar el riesgo de una instalación. Debido a este problema el objetivo de este trabajo es proponer una metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo en estaciones de bombeo de hidrocarburos con la finalidad de tener una estructura integral que permita apoyar de manera sistematizada la evaluación de riesgo.

SUMMARY

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SUMMARY The national oil industry continues being a great importance for the viable development of the country since the time of the Oil Expropriation, by means of the operation, refinement, and distribution of petroleum and its refining. Through those activities, other industries have developed and commercialized merchandise because petroleum stills being a source of raw material and energy. Due to the nature of its processes to obtain these refinings, industrial security takes an important paper, having the objective to diminish and control the inherent risks in which the society, the environment and the business are exposed.

Nowadays, the subject of the industrial security and environmental protection have taken the necessary strong to consider the corresponding actions to get free processes of industrial accidents or events that can put under risk hydrocarbons provision towards those diverse industries of the country to avoid losses that will be translated in delaying costs.

Inside of the productive chain is contemplated hydrocarbon distribution where new technologies have being assimilated and applied to reduce the accidents in the Pipelines National System throughout the Mexican Republic, specifically in the Mexican company Petroleos Mexicanos. By the support of these technologies, it is possible to control and to diminish eventualities that can originate human, economics and environmental losses.

Specifically, this work approaches the risk evaluation, which is a series of methods that can be used to attend non-wished possible events or process deviations where there is an inherent danger. Understanding by danger the characteristic or group of characteristics that can potentially, cause damage or lost (process deviation)

In the risk evaluation has been generated the necessity to define algorithms that include the failure mechanism identification of their components and the selection of leak of failure and consequence of failure factors, considering their variables (exhibition, mitigation, resistance, receiver, danger and reduction); its attributes (with its relative weights), as well as considerations to evaluate the risk of an installation)

Due to this problem the objective of this work is to propone a methodology to develop risk evaluation algorithms in oil pump stations in order to have an integral structure that allows supporting in a systematized way the risk evaluation. .

INTRODUCCIÓN

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INTRODUCCIÓN.

La Administración de Riesgo es la técnica de planear, organizar, dirigir y controlar las actividades relacionadas con la identificación, análisis, evaluación y control o reducción de los riesgos a que está sujeta una empresa, con el fin de eliminarlos, reducirlos, retenerlos, a los costos más bajos posibles, para minimizar los efectos económicos adversos y sus consecuencias en la población y medio ambiente.

Cabe señalar que el punto de vista descrito anteriormente involucra las actividades de diseño, operación, mantenimiento y seguridad que pueden cambiar la exposición del riesgo en cualquier momento y bajo ciertas condiciones de operación. Por tal motivo existe en mayor o en menor grado cierta probabilidad de que los mecanismos de falla aparezcan durante el servicio, en estos términos, es importante tipificarlos para su estudio y control, agrupándolos de acuerdo a su origen y manifestación en las instalaciones.

Es importante destacar, que una metodología de evaluación del riesgo a instalaciones superficiales (estaciones de bombeo de hidrocarburos), implica el desarrollo de algoritmos específicos, que permitan reproducir las condiciones de diseño, operación, mantenimiento y seguridad de las estaciones, a través del uso de factores de probabilidad de falla de variables y atributos que puedan evaluar su riesgo y confiabilidad.

Un algoritmo es considerado como la base de cualquier plan de administración de riesgo, por esta razón, es necesario establecer la influencia de cada variable y sus atributos correspondientes, de tal manera que al realizar la evaluación de riesgo, los resultados reflejen realmente las expectativas de riesgo en las instalaciones.

Estos algoritmos requieren ser diseñados bajo una metodología que permita su elaboración sustentada y validada bajo normas, códigos y procedimientos con la finalidad de apegarse lo más cercano a la realidad. El contar con una metodología para la desarrollo de algoritmos permitirá generarlos considerando la definición del sistema y el análisis funcional con el fin de identificar y definir modos de falla asociados a los factores de probabilidad y consecuencias de falla.

El desarrollo de esta tesis tiene por objetivo proponer una metodología para el desarrollo de los algoritmos de Evaluación de Riesgos en Estaciones de Bombeo de Hidrocarburos, por lo que encontraremos dentro del capítulo uno la descripción de la industria petrolera, sus antecedentes, la cadena de valor, las actividades de las subsidiarias así como los componentes principales del Sistema de transporte por Ducto.

INTRODUCCIÓN

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En el capítulo dos se describirá la parte correspondiente al análisis de riesgos, tomando de referencia los aspectos de seguridad industrial, peligro y accidente, así mismo se mostrarán los diferentes métodos de análisis de riesgo utilizados en la industria de acuerdo a aspectos cuantitativos y cualitativos.

En el capítulo tercero, nos referiremos al desarrollo de la propuesta metodológica para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgos en estaciones de bombeo de hidrocarburo. Finalmente en el capítulo cuarto se describirán a manera de ejemplo los pasos a seguir en la aplicación de un ejemplo propuesto referido al área de tuberías de una estación de bombeo.

OBJETIVOS

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OBJETIVOS Objetivo General Proponer una metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo en estaciones de bombeo de hidrocarburos. Objetivo Específicos Capítulo I.- Mostrar una retrospectiva de la Industria Petrolera, además de la

descripción de su cadena de valor, actividades de las subsidiarias y los componentes del sistema de transporte por ducto

Capítulo II.- Identificación del contexto de la administración de riesgos, la

evolución de la seguridad industrial y los métodos de análisis de riesgo.

Capítulo III.-

Plantear la aplicabilidad del método de calificación relativa en la generación de algoritmos de evaluación de riesgo.

Mostrar el dimensionamiento de la aplicabilidad de la metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo.

Presentar y desarrollar la propuesta metodológica para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo en estaciones de bombeo de hidrocarburos

Capítulo IV.-

Aplicar la metodología propuesta mediante el desarrollo de un prototipo de algoritmo para el área de tuberías en donde se generaran las estructuras de componentes, asociaciones de los factores y consecuencias de falla con sus modos de falla, así como la asignación de ponderaciones y pesos relativos e identificación de variables y atributos para la integración del algoritmo de evaluación de riesgo en una estación prototipo de bombeo de hidrocarburos.

CAPITULO 1

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Capítulo 1. La Industria Petrolera en México La palabra petróleo1, castellanizada del latín petroleum, (petra- piedra y oleum- aceite) significa aceite de piedra. Podemos definir el petróleo2 como un compuesto complejo de hidrocarburos, es decir, una combinación de carbono e hidrogeno exclusivamente. Hablar de la industria petrolera es entrar en tema de mucho estudio debido a la historia, auge e importancia que tiene para México, por lo que solamente nos referiremos a los hechos más trascendentales que han marcado la pauta dentro de su evolución hasta nuestros días. Desde el surgimiento de los pueblos antiguos antes de la era cristiana se utilizaba el petróleo, en la misma biblia aparece con el nombre de betum que significa mineral combustible3. Los babilonios, los asirios, los árabes, los hebreos, los romanos, los egipcios, y los chinos utilizaban el petróleo en diversos usos. Se dice que Marco Polo en un viaje a Georgia contó cómo era utilizado como medicina. A continuación se hará una breve descripción sobre la historia del petróleo en México.

1.1 Antecedentes. En México, los totonacas de la región de Papantla, lo recogían de la superficie de las aguas para utilizarlo como medicina y como incienso en sus ritos. Otras tribus lo masticaban para limpiar y blanquear la dentadura. Comenzaremos con un dato importante que marca el inicio de la industria petrolera en el mundo, en el año de 18594 en la ciudad de Pennsylvania, Estados Unidos se perfora el primer pozo petrolero en América, este primer pozo fue llamado “Bissell-Drake” con la exclusiva finalidad de obtener petróleo y que produjo 20 barriles diarios por lo que se considera el nacimiento de una nueva industria, la petrolera5. Con este hecho da inicio una era la cual prevalece hasta nuestros días. Situándonos en México se tiene referencia que en el año de 18646, el sacerdote tabasqueño Manuel Gil y Saénz descubre en su estado natal un yacimiento, la Mina del petróleo de San Fernando del cual logra extraer una buena cantidad de crudo.

1 Petróleos Mexicanos, El Petróleo XIII Edición, 1974. p. 1. 2 Ibíd. p. 1 3 Ibíd. p. 2 4 URL: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=1&catID=10004, Mayo 2009. 5 Petróleos Mexicanos, Op. Cit. p. 3 6 URL: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=1&catID=10004, Mayo 2009.

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Durante el periodo de 1864 a 1867, Maximiliano de Habsburgo recién nombrado Emperador de México, otorga 38 concesiones petroleras en Tabasco, Veracruz, Tamaulipas, Estado de México y Puebla, en la región cercana a la Huasteca. En ese periodo Matías Romero, representante del gobierno mexicano en Washington, comunica a Sebastián Lerdo de Tejada, miembro del gabinete de Benito Juárez, que algunos norteamericanos sospechan que en México hay más petróleo que en Pennsylvania. En abril de 1865, Matías Romero envía a México peticiones de los norteamericanos John Adams y Weidworth Clark para perforar y explotar pozos en Veracruz, las solicitudes quedan sin respuesta oficial. En el año 1866 el congreso norteamericano reconoce a Benito Juárez como Presidente de México. Para el año de 1870 se realizan los primeros experimentos para refinar petróleo mexicano en la que se considera la primera refinería en México, fundada por el Dr. Autrey. Se establece en México la compañía norteamericana Atlantic Refining Co. Y en 1882, tras una serie de reformas constitucionales y de acuerdos políticos se instalan alambiques para refinar petróleo del Campo de Cerro Viejo, en la margen del río Tuxpan, Veracruz. En el año 1883, Simón Sarlat forma la primera compañía petrolera mexicana con el fin de reiniciar los trabajos de explotación de la antigua Mina de San Fernando, en Tabasco. En el año 1886 La Compañía Mexicana de Petróleo establece una refinería en el estado de Veracruz que trata petróleo norteamericano y cuyos productos se venden bajo la razón comercial de El Águila, poco tiempo después se fusiona con una refinería fundada en México por la Waters Pierce Oil, Co. Un hecho importante ocurre en 1892 con la promulgación del Código Minero de la República Mexicana7, en donde ahí se establece que el dueño del subsuelo explotará libremente, sin necesidad de concesión especial en ningún caso, los combustibles minerales. En 1896, el gobierno estatal de Tamaulipas autoriza a la Waters Pierce Co, el establecimiento de una refinería para tratar petróleo norteamericano en la región de Árbol Grande. En los inicios del siglo XX comienza la era de la industria del petróleo en México, cuando los norteamericanos Charles A. Candfield y Edward L. Doheny compraron 113 hectáreas de la hacienda "El Tulillo", en el municipio de Ebano, San Luis Potosí, que se extendían hacia los estados de Tamaulipas y Veracruz. En ese año, la hacienda pasó a ser propiedad de la "Mexican Petroleum of California", creada por Doheny, empresa que empezó a perforar en un campo al que denominaron "El Ebano" y, en 1901, se descubrió petróleo mediante un pozo que fue bautizado con el nombre de "Doheny I".

7 Ibíd., Mayo 2009.

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Historia de Petróleos Mexicanos8 México se conoce como el país petrolero desde el año de 1901, en la que se encontró la primera producción comercial9. En ese año el ingeniero mexicano Ezequiel Ordóñez descubre un yacimiento petrolero llamado La Pez, ubicado en el Campo de El Ébano en San Luis Potosí. En ese mismo año el Presidente Porfirio Díaz expide la Ley del Petróleo con la que se logra impulsar la actividad petrolera, otorgando amplias facilidades a los inversionistas extranjeros. A la caída de Porfirio Díaz en 1912, el gobierno revolucionario del Presidente Francisco I. Madero expidió, el 3 de junio de ese año, un decreto para establecer un impuesto especial del timbre sobre la producción petrolera y, posteriormente, ordenó que se efectuará un registro de las compañías que operaban en el país, las cuales controlaban el 95 por ciento del negocio. Posteriormente en 1915, Venustiano Carranza creó la Comisión Técnica del Petróleo. Durante el periodo de 1915 a 1924, fue considerado entre los países productores más importantes del mundo, gracias a las grandes producciones de petróleo del distrito Ebano – Panuco y a la vieja Faja de Oro10. La Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos de 1917, determina el control directo de la Nación sobre todas las riquezas del subsuelo. En 1918, el gobierno de Carranza estableció un impuesto sobre los terrenos petroleros y los contratos para ejercer control de la industria y recuperar en algo lo enajenado por Porfirio Díaz, hecho que ocasionó la protesta y resistencia de las empresas extranjeras. Con el auge petrolero, las compañías se adueñaron de los terrenos con petróleo. Por ello, el gobierno de Carranza dispuso que todas las compañías petroleras y las personas que se dedicaran a exploración y explotación del petróleo debieran registrarse en la Secretaría de Fomento. Para el año de 1920 existían en México 80 compañías petroleras productoras y 17 exportadoras, cuyo capital era integrado en un 91.5% anglo-norteamericanos. La segunda década del siglo fue una época de febril actividad petrolera, que tuvo una trayectoria ascendente hasta llegar a una producción de crudo de poco más de 193 millones de barriles, que colocaba a México como segundo productor mundial, gracias al descubrimiento de yacimientos terrestres de lo que se llamó la "Faja de Oro", al norte del Estado de Veracruz, que se extendían hacia el Estado de Tamaulipas.

8 Ibíd., Mayo 2009. 9 Petróleos Mexicanos, Op. cit, 1974. p. 6 10 Ibíd. , Mayo 2009.

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Uno de los pozos más espectaculares en los anales de la historia petrolera del mundo fue el "Cerro Azul No. 4", localizado en terrenos de las haciendas de "Toteco" y "Cerro Azul", propiedad de la "Huasteca Petroleum Company", que ha sido uno de los mantos petroleros más productivos a nivel mundial, al obtener una producción -al 31 de diciembre de 1921- de poco más de 57 millones de barriles11. En el año de 1934 nace Petróleos de México, A. C., como encargada de fomentar la inversión nacional en la industria petrolera. Y en el año de 1935 se constituye el Sindicato de Trabajadores Petroleros en la República Mexicana, cuyos antecedentes se remontan a 1915. Para el año de 1937, tras una serie de eventos que deterioraron la relación entre trabajadores y empresarios, estalla una huelga en contra de las compañías petroleras extranjeras que paraliza al país, la Junta de Conciliación y Arbitraje falla a favor de los trabajadores, pero las compañías se amparan ante la Suprema Corte de Justicia de la Nación. En el año 1938 la Suprema Corte de Justicia les niega el amparo a las compañías petroleras, obligándolas a conceder demandas laborales. Éstas se niegan a cumplir con el mandato judicial y en consecuencia, el 18 de marzo, el Presidente Lázaro Cárdenas del Río decreta la expropiación a favor de la Nación, declarando la disponibilidad de México para indemnizar a las compañías petroleras el importe de sus inversiones. Posteriormente, el 7 de junio se crea Petróleos Mexicanos como organismo encargado de explotar y administrar los hidrocarburos en beneficio de la nación. Se firma en 1942 el primer Contrato Colectivo de Trabajo entre el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana y en 1962 se cubre anticipadamente el último abono de la deuda contraída por la expropiación de 1938. Para 1971 se expide la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos. En la década de los setentas se le da además un impulso a la refinación y se experimenta un auge en la industria petrolera, producto del descubrimiento de diversos yacimientos petroleros. Un pescador campechano en el año de 1971, Rudecindo Cantarell informa a PEMEX el descubrimiento de una mancha de aceite que brotaba desde el fondo del mar en la Sonda de Campeche. Ocho años después la producción del pozo Chac marcaría el principio de la explotación de uno de los yacimientos marinos más grandes del mundo: Cantarell. Con la perforación en 1979 del pozo Maalob1 confirma el descubrimiento del segundo yacimiento más importante del país, después de Cantarell. El Activo Ku-Maalob-Zaap es el vigésimo tercero a nivel mundial, en términos de reservas, que equivalen a cuatro mil 786 millones de barriles de crudo.

11 Ibíd. Mayo 2009.

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En el año de 1992 se expide una nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios donde se establecen los lineamientos básicos para definir las atribuciones de Petróleos Mexicanos en su carácter de órgano descentralizado de la Administración Pública Federal, responsable de la conducción de la industria petrolera nacional. Esta Ley determina la creación de un órgano Corporativo y cuatro Organismos Subsidiarios, que es la estructura orgánica bajo la cual opera actualmente PEMEX. Dichos Organismos son:

PEMEX Exploración y Producción (PEP) PEMEX Refinación (PR) PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) PEMEX Petroquímica (PPQ)

En el año 2005 particularmente durante los meses de abril, mayo y junio Petróleos Mexicanos produjo un promedio diario de tres millones 425 mil barriles de crudo. De estos exportó un millón 831 mil barriles a sus clientes en América, Europa y el Lejano Oriente. El resto se envió al sistema nacional de refinación12. Actualmente se está trabajando en la reconfiguración de la refinería Lázaro Cárdenas, la más antigua del sistema nacional de refinación. El impulso de la recuperación de la industria petroquímica nacional y busca incrementar la producción de gas, para satisfacer la demanda del mercado doméstico y así, reducir las importaciones de este energético. Con toda esta historia, Petróleos Mexicanos se ha convertido en la empresa más grande de México y una de las petroleras más grandes del mundo, tanto en términos de activos como de sus ingresos, así también es el mayor contribuyente fiscal del país. Es de las pocas empresas petroleras del mundo que desarrolla toda la cadena productiva de la industria, desde la exploración, hasta la distribución y comercialización de productos finales.13 Durante 2006 obtuvo un rendimiento neto de 42 mil 497 millones de pesos, registró ventas en el país por 546 mil 750 millones de pesos y los ingresos por exportaciones alcanzaron 511 mil 366 millones de pesos y la producción promedio diario se ubicó en tres millones 255.6 mil de barriles diarios.14

12 Ibíd. Mayo 2009 13 URL: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=1 Mayo 2009 14 Ibíd. Mayo 2009

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El plan de negocios de la empresa recoge la necesidad de crecer, fortaleciendo la infraestructura productiva y de operaciones; mejorar el desempeño operativo de manera integral y armonizar los esfuerzos de las diferentes líneas de negocio para maximizar su valor económico, por lo que continúa intensificando su actividad exploratoria en diversos puntos del país y en la plataforma continental El petróleo15 Se conoce que la formación del petróleo está asociada al desarrollo de rocas sedimentarias depositadas en ambientes marinos o próximos al mar, y que es el resultado de procesos de descomposición de organismos de origen vegetal y animal, que en tiempos remotos quedaron incorporados en esos depósitos. El petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo, deben confluir por lo menos cuatro condiciones básicas para que éste se acumule: una roca permeable, de forma tal que bajo presión el petróleo pueda moverse a través de los poros microscópicos de la roca; una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas hacia la superficie; el yacimiento debe comportarse como una trampa, ya que las rocas impermeables deben encontrarse dispuestas de tal forma que no existan movimientos laterales de fuga de hidrocarburos; y debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en petróleo por el efecto de la presión y temperatura que predomine en el yacimiento. En su estado natural se le atribuye un valor mineral; es susceptible de generar, a través de procesos de transformación industrial, productos de alto valor, como son los combustibles, lubricantes, ceras, solventes y derivados petroquímicos.

1.2 Descripción de la Cadena de Valor de la Industria Petrolera16 La industria petrolera representa a la actividad socio-económica más compleja que realiza la humanidad, pues intervienen de manera directa actividades que van desde la planeación de la exploración hasta la comercialización de productos petroquímicos derivados, como son los plásticos, pasando por toda una serie de etapas de exploración, explotación, refinación y petroquímica en donde se realiza tanto investigación como desarrollo tecnológico.

1.2.1 Exploración Las actividades de la industria petrolera comienzan con la exploración, que es el conjunto de tareas de campo y oficina cuyo objetivo consiste en descubrir nuevos depósitos de hidrocarburos o nuevas extensiones de las existentes17. En el pasado, desde la expropiación petrolera hasta los años 50, estuvo dominada por levantamientos de tipo gravimétricos y magnetométricos. Más tarde, en los años

15 URL: http://www.imp.mx/petroleo/ Mayo 2009 16 David J. Terrell, Revista Octanaje # 1,1995 México, http://www.ref.pemex.com/octanaje/1cultura.htm 17 Petróleos Mexicanos, Op.cit,. p. 5

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60 y 70, por levantamientos sísmicos bidimensionales; en los 90 por levantamientos tridimensionales, y recientemente por levantamientos de cable de fondo marino. Actualmente la fase exploratoria constituye la parte inicial y la base de todo esquema petrolero en el que, como paso inicial, se seleccionan zonas potenciales. Posteriormente se procede a realizar la evaluación de la cuenca, que se lleva a cabo en tres etapas. La primera consiste en evaluar el potencial petrolero de la misma utilizando modelado geoquímico para determinar el contenido de materia orgánica total por gramo de roca, la calidad de la misma o tipo de kerógeno (I, II, III) y su madurez térmica. La segunda consiste en la evaluación del “play”18, apoyándose en información sísmica y estructural, analizando tipos de aceite, roca, trampa y edad. Finalmente, en la tercera etapa se evalúa el prospecto para proponer la localización del pozo exploratorio. El siguiente paso es complementar la fase anterior con la prospección geofísica, en la cual se planean los métodos geofísicos a estudiar y que varían según el objetivo. Por lo que tenemos que la magnetometría19, es un método geofísico basado en la capacidad magnética de las rocas del subsuelo, el cual mediante levantamientos terrestres (generalmente aéreos para fines petroleros) o marinos, denota la presencia de zonas anómalas, lo que permite establecer el paquete sedimentario entre la superficie y el basamento. Y tenemos a la gravimetría20, que es el método geofísico basado en la densidad de las rocas. Este método toma en cuenta el tipo de material, eventos geológicos, teutónica del área y geología estructural, con el fin de establecer la columna sedimentaria del área en cuestión; permite delimitar, con muy buena calidad, la forma y dimensión de cuerpos salinos, generalmente asociados a yacimientos o trampas petroleras de tipo estructural o estratifigráficas. Se cuenta también con la sismología de exploración21 la cual es, en la actualidad, la tecnología con la mayor inversión hacia objetivos de prospección. Su desarrollo va en aumento día con día, pero no es la sismología tradicional la única herramienta utilizable; su desarrollo va desde la adquisición de datos sísmicos, procesado e interpretación de los mismos, hasta procesos especiales con fines bien específicos, como podrían ser la localización de gas, fluidos o bien una imagen estructural o estratigráfica del subsuelo. El producto es generalmente una sección sísmica bidimensional hasta un volumen tridimensional de datos, los

18 El “play” son conceptos usados por los exploracionistas para presentar una idea geológica que justifique la perforación de un pozo en busca de yacimientos no descubiertos de petróleo. 19 Petróleos Mexicanos, El petróleo., México, 1988, p. 8 20 Ibíd. p. 8 21 Ibíd. p.8

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cuales son utilizados en la interpretación, así como en la delimitación de un yacimiento petrolero. El modelado geológico requiere métodos indirectos, tales como la sísmica para la definición de aspectos estratigráficos y estructurales, interpretados en la geología regional del área de estudio, que darán como resultado un modelo a estudiar en la caracterización de un yacimiento. La geoquímica22 tiene, actualmente, una aplicación muy importante, tanto en la exploración como en la producción, pues permite entender y conocer el origen, probables rutas de migración y entrampamiento de los hidrocarburos almacenados en el subsuelo.

1.2.2 Producción La explotación de yacimientos23, desde el punto de vista técnico, puede considerarse como el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales a un yacimiento petrolífero se le identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evalúa en todas sus etapas de producción; esto es, desde su descubrimiento, pasando por su explotación, hasta su abandono. El propósito básico de la explotación de hidrocarburos es controlar las operaciones para obtener la máxima recuperación económica posible de un yacimiento, basado en hechos, información y conocimiento, donde se consideran las siguientes etapas:

1. Evaluación de yacimientos. En esta etapa se realiza el estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contiene para cuantificar el volumen original de hidrocarburos existentes en los yacimientos petroleros, y establecer estrategias de explotación, tomando en cuenta los modelos de caracterización y simulación de yacimientos.

2. Desarrollo de campos. Consiste principalmente en la perforación y

operación de pozos. Está condicionado por los tipos de fluidos y su comportamiento en el yacimiento. Aquellos determinarán cuantos pozos y donde se deberán perforar, y como deberán producir para aumentar las ganancias. Existe una variedad de pozos según la necesidad del yacimiento; entre ellos podemos mencionar: pozos convencionales, direccionales, de alcance extendido, horizontales, de diámetro reducido, multilaterales y ramificados. Todos ellos tienen como objetivo principal optimizar la extracción y aumentar las ganancias del hidrocarburo.

22 PEMEX. “El petróleo”. Op. Cit., p. 23 23 Ibíd. p 23

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3. Recuperación de hidrocarburos. Los pozos productores de petróleo se clasifican en fluyentes y de producción artificial o bombeo. Los primeros son aquellos en los que el aceite surge del yacimiento al exterior por energía natural, que puede ser empuje hidráulico o de gas. Los de producción artificial o bombeo son un sistema de explotación que se aplica cuando la presión no es suficiente para que el petróleo fluya hasta la superficie.

Actualmente se estima que los yacimientos que se consideran económicamente agotados contienen todavía alrededor de la tercera parte de su volumen original de hidrocarburos, y los nuevos o de reciente descubrimiento ofrecen dificultades para su explotación por su profundidad, complejidad geológica y tipos de fluidos. En el pasado, los pozos que no fluían por energía propia eran abandonados, pero conforme se han venido perfeccionando los métodos de explotación, cada vez hay una mayor recuperación del petróleo que se encuentra en estos yacimientos. En estos dias cuando un pozo deja de fluir se le aplican técnicas de explotación artificial como el bombeo neumático, mecánico, hidráulico y eléctrico. El sistema de recuperación secundaria de inyectar al yacimiento gas o agua químicamente tratada, ha demostrado un aumento considerable en la recuperación. Estos métodos de producción, por agotamiento primario y secundario, permiten recuperar in situ una tercera parte del aceite de un yacimiento.

1.2.3 Refinación24 La industria de la refinación, vista como un proceso integral, consiste en la transformación del petróleo crudo en productos destilados y materias primas para la industria petroquímica, los cuales deben cumplir tanto con las especificaciones técnicas y ambientales preestablecidas como con las limitaciones impuestas a la cantidad y calidad de las emisiones y efluentes producidos en el sitio. Para producir los destilados con la calidad requerida, se necesitan dos células tecnológicas básicas: 1) procesos de separación de componentes y 2) procesos de reacción química, ya sea de descomposición o de síntesis de productos. Se tienen también sistemas que permiten la transferencia de calor o de trabajo mecánico. Tradicionalmente el proceso de separación dominante ha sido la destilación fraccionada, que se ha adaptado muy adecuadamente a la refinación por dos razones fundamentales: a) permite el procesamiento de grandes volúmenes, tal como se requiere en esta industria y b) permite mantener altas velocidades de transferencia de masa y energía, aspecto que también se requiere en la industria de la refinación.

24 Petróleos Mexicanos. “El petróleo”, Op. Cit., p. 23

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Por otro lado, en cuanto a la célula de reacción, tradicionalmente se han usado reactores catalíticos, con predominio de sistemas que utilizan catalizadores formados por metales soportados, los que tienen la gran ventaja de disminuir el tamaño de los reactores requeridos y también, en cierta medida, mejorar la selectividad hacia los productos deseados.

Figura 1-1. Árbol de productos básicos del petróleo crudo

Fuente: “El Petróleo”, Petróleos Mexicanos XIII Edición 1974, p.23

1.2.4 Petroquímica25

La petroquímica es la industria que se encarga de transformar químicamente fracciones de petróleo y del gas natural en materiales artificiales, ya sea intermedios o productos finales, de mayor valor agregado. En términos generales, puede definirse a la petroquímica26 como la actividad industrial que elabora productos para la industria de transformación y brinda materias primas que de alguna manera tuvieron su origen en el petróleo crudo, en los gases asociados a él o en el gas natural. Las materias primas básicas para la petroquímica son:

25 Ibíd., p. 23 26 Petróleos Mexicanos, Op. Cit., 1974. p. 28

GAS NATURAL

GAS LICUADO

GASOLINAS

GASNAFTA

TURBOSINA

KEROSINA‐(DIAFANO)

DIESEL

VASELINAS

ACEITES LUBRICANTES

GRASAS

PARAFINAS

ASFALTOS

COMBUSTILEO

EMULSIONES

GASOLVENTE

CRUDO S

E

CD

R

P DP

CO

CO

SO

CO

SO

CE

CO

CO

PQ

PQ

L

CO

L

A

A

S

D

C

E

R

P

DP

CO

SO

CE

PQ

L

A

POR SEPARACION

POR DESTILACION

POR DESINTEGRACION

ENDULZAMIENTO

RECUPERACION DE LICUABLES

PURIFICACION

DESPARAFINACION

COMBUSTIBLE

SOLVENTE

COMBUSTIBLE ESPECIAL

PRODUCTO QUIMICO

LUBRICANTE

PROCESOS PRODUCTO OBTENIDO TIPO

SIMBOLOGIA DE PROCESOS Y TIPO DE PRODUCTO

RESIDUOS

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1.- Gas natural (metano y etano) 2.- Olefinas ligeras de refinación 3.- Gas licuado de petróleo (propano y propileno) 4.- Nafta del petróleo (aromáticos)

En México los productos petroquímicos fueron reclasificados en agosto de 1992 en tres categorías: básicos, secundarios y desregulados. Los productos básicos son ocho: etano, propano, butano, pentano hexano, heptano, negro de humo y nafta.(ver figura 1-2) Los productos químicos secundarios son trece: acetileno, amoniaco, benceno, butadieno, butilenos, etileno, metanol, n-parafina, propileno, tolueno y xilenos (orto, meta y para). El resto de productos petroquímicos se consideran desregulados.

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Figura 1-2. Procesos de producción de petroquímicos Fuente: “El Petróleo”, Petróleos Mexicanos XIII Edición 1974, p.28

Reformación

con vapor

Metanol

Amoniaco

MTBE

Deshidrogenación de butenos

Oxigeno

Etileno

GAS NATURAL

BUTENOS DE FCC

NH3

CO2

CH3OH

CLORURO DE VINILO

MTBE

Extracción de butadieno

BUTADIENO

ETANO

CL2 Cloración directa Pirolisis de dicloroetano

H2

Oxicloración

Percloroetileno PERCLOROETILENO CCl4

Polietileno de baja densidad

PEBD

Polietileno de alta densidad

PEAD

Acetaldehído ACETALDEHIDO

Oxido de etilenoOXIDO DE ETILENO

Etilenglicol GLICOLES

Extracción de butadieno

BUTADIENOS BUTENOS

PROPILENO DE FCC

Isopropanol

Polipropileno

Etilbenceno Estireno ESTIRENO

Acrilonitrilo

Purificación de acetonitrilo

Tetramero de propileno

Alquiltolbeno

PROPANO

NAFTA

Deshidrogenacion de propano

Hidrodesulfuracion de naftas

Reformacion BTX

Extracción de aromáticos

POLIPROPILENO

Cumeno

ACRILONITRILO AC. CIANHÍDRICO

SULFATO DE AMONIO

ACETONITRILO

DODECILBENCENO ALQUILALIRO

CUMENO

Fraccionamiento

de aromáticos

H2

H2

BENCENO TOLUENO

Cristalización de para-xilenos

Isomerización de xilenos

Hidroealquilacion de tolueno

aire

H2

C10(+)

C2=

AC. MURIATICO

HCl

HCl

aire

C3=

C3=

C4=’s

PARAXILENO

Ciclohexano CICLOHEXANO

Xilenos plus

ORTOXILENO

AROMATICOS

C9’s

H2

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1.3 Descripción de las actividades de las Subsidiarias Con el fin de realizar las actividades antes descritas PEMEX se subdivide en cuatro subsidiarias: PEMEX Exploración y Producción, PEMEX Refinación, PEMEX Gas y Petroquímica Básica y PEMEX Petroquímica. Cada una se ocupa de una etapa, desde la extracción del petróleo crudo hasta la transformación de este en los diferentes productos, su distribución, comercialización, etc., estas actividades serán desglosadas a continuación por subsidiaria.

Figura 1-3. Organización de Petróleos Mexicanos

Fuente: Diseño propio

1.3.1 PEMEX Exploración y Producción

La misión de PEMEX Exploración y Producción (PEP) es maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Sus actividades principales son la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización de primera mano; éstas se realizan cotidianamente en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio mexicano: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste. PEP a nivel mundial ocupa el tercer lugar en términos de producción de crudo, el primero en producción de hidrocarburos costa fuera, el noveno en reservas de crudo y el doceavo en ingresos27. Efectúa la exploración y explotación del petróleo y el gas natural, su transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización. Como resultado de una reestructuración en 1998 tiene una división con diecisiete activos, distribuidos de la siguiente manera:

27 http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionid=7, Mayo 2009

PETRÓLEOS MEXICANOS

PEMEX Exploración y Producción

PEMEX Refinación

PEMEX Gas y Petroquímica

Básica

PEMEX Petroquímica

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Región Marina Noreste28

Con una extensión de 166 mil kilómetros cuadrados de aguas territoriales, la Región Marina Noreste se sitúa en la plataforma y talud continentales del Golfo de México; está constituida por los Activos Integrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

Región Marina Suroeste29

En un área de 352 mil kilómetros cuadrados de aguas territoriales del Golfo de México, la Región Marina Suroeste efectúa la explotación de hidrocarburos a través de un activo regional exploratorio y los Activos Integrales Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco.

Región Sur30

Ubicada en el sureste de la República Mexicana, la Región Sur posee una superficie aproximada de 390 mil kilómetros cuadrados, y abarca los estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, así como la totalidad de Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo y Chiapas. La producción promedio anual de petróleo crudo, fue de 491 mil 318 barriles por día y la de gas natural fue de 1 mil 352 millones de pies cúbicos por día.

Región Norte31

Con una extensión que supera los 2 millones de kilómetros cuadrados, abarca las entidades federativas de San Luis Potosí, Puebla, Veracruz, Tamaulipas y Nuevo León. Esta región está conformada por tres Activos Integrales –Burgos, Veracruz y Poza Rica-Altamira– y un Activo Exploratorio

28 PEMEX, Anuario PEP 2006, p. 67, Mayo 2009 29 PEMEX, Op. Cit., p. 68, Mayo 2009 30 Ibíd., p. 66, Mayo 2009 31 Ibíd., p. 65, Mayo 2009

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Figura 1-4. Regiones de PEMEX Exploración y Producción. Fuente: Pemex, anuario PEP 2006 p.19

1.3.2 PEMEX Refinación

Las funciones básicas de PEMEX Refinación son los procesos industriales de refinación, elaboración de productos petrolíferos y derivados del petróleo, su distribución, almacenamiento y venta de primera mano. La Subdirección Comercial de PEMEX Refinación realiza la planeación, administración y control de la red comercial, así como la suscripción de contratos con inversionistas privados mexicanos para el establecimiento y operación de las Estaciones de Servicio integrantes de la Franquicia PEMEX para atender el mercado al menudeo de combustibles automotrices32. La tabla 1-1 muestra sus datos estadísticos.

Tabla 1-1 Datos estadísticos *Miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex, Refinación, Anuario estadístico 2008 p.35

Capacidad de destilación atmosférica* 1 540 Proceso de crudo y líquidos* 1 270 Elaboración de petrolíferos* 1 312 Ventas internas de petrolíferos* 1 515 Número de refinerías 6 Centros de ventas 77 Estaciones de servicio 7 940 Ductos (km) Crudo 5 186 Productos 8 905

32 URL: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionid=7

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1.3.3 PEMEX Gas y Petroquímica Básica Dentro de la cadena del petróleo, PEMEX Gas y Petroquímica Básica ocupa una posición estratégica al tener la responsabilidad del procesamiento del gas natural y sus líquidos, así como del transporte, comercialización y almacenamiento de sus productos. En el ámbito internacional, PEMEX Gas y Petroquímica Básica es una de las principales empresas procesadoras de gas natural, con un volumen procesado cercano a 4 mil millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) durante el 2004, y la segunda empresa productora de líquidos, con una producción de 451 mil barriles diarios (mbd) en los 11 Centros Procesadores de Gas a cargo del Organismo. Cuenta con una extensa red de gasoductos, superior a 12 mil kilómetros, a través de la cual se transportan más de 3,600 mmpcd de gas natural, lo que la ubica en el décimo lugar entre las principales empresas transportistas de este energético en Norteamérica. En México, PEMEX Gas y Petroquímica Básica se encuentra entre las 10 más grandes por su nivel de ingresos, superiores a 16,300 millones de dólares en 2004, con activos cercanos a 9,000 millones de dólares. Adicionalmente, PEMEX Gas y Petroquímica Básica constituye una fuente importante de trabajo, al emplear del orden de 12 mil trabajadores33. Esta subsidiaria procesa 4,163 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas, de los cuales 3,215 MMpcd son de gas húmedo amargo y 948 son de gas húmedo dulce, así como 97.7 mil barriles diarios de condensado de los cuales 90.3 Mbd son de condensado amargo y 7.4 Mbd son de condensado dulce. Produce un promedio de 3,432 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas natural seco; 221.5 mil barriles por día (Mbd) de gas licuado, 93 Mbd de gasolinas naturales, 129 Mbd de etano y 2.0 miles de toneladas de azufre por día Transporta un promedio diario de 4400 MMpcd de gas natural y 173 Mbd de gas licuado y estos productos los vende a un total de 838 clientes de gas natural, 768 de gas licuado y 80 de petroquímicos Básicos. Adicionalmente exporta un promedio de 78 Mbd de gasolinas naturales. Para llevar a cabo sus actividades de producción, transporte y comercialización cuenta con la siguiente infraestructura:

10 complejos procesadores de gas 15 sectores de ductos a lo largo de 12,677 Km., integrados por 15

estaciones de compresión, 5 estaciones de bombeo y 8 interconexiones internacionales con Estados Unidos.

33 URL: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=7

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22 terminales de distribución de gas licuado, de las cuales 5 de ellas son representaciones34.

Figura 1-5. Mapa de infraestructura de PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Fuente: URL: http://www.gas.pemex.com/PGPB/Conozca+Pemex+Gas/Infraestructura/

1.3.4 PEMEX Petroquímica

PEMEX Petroquímica que elabora, comercializa y distribuye productos para satisfacer la demanda del mercado a través de sus empresas filiales y centros de trabajo. Su actividad fundamental son los procesos petroquímicos no básicos derivados de la primera transformación del gas natural, metano, etano, propano y naftas de Petróleos Mexicanos. PEMEX Petroquímica guarda una estrecha relación comercial con empresas privadas nacionales dedicadas a la elaboración de fertilizantes, plásticos, fibras y hules sintéticos, fármacos, refrigerantes, aditivos, etc.35 En el sur del estado de Veracruz se encuentra la sede del Emporio Petroquímico más importante de México, integrado por PEMEX Petroquímica Organismo de Petróleos Mexicanos, el cual tiene ubicadas sus oficinas centrales en la Ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz, cuenta con ocho centros de trabajo que son:

1. Complejo Petroquímico Independencia, 2. Complejo Petroquímica Cangrejera, 3. Complejo Petroquímico Cosoleacaque,

34 URL: http://www.gas.pemex.com/PGPB/Conozca+Pemex+Gas/Infraestructura/ 35 URL: http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=7

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4. Complejo Petroquímico Morelos, 5. Complejo Petroquímico Pajaritos, 6. Complejo Petroquímico Tula, 7. Complejo Petroquímico Escolín 8. Unidad Petroquímica Camargo,

Estos complejos se encuentran localizados en el norte del país, centro y sur del estado de Veracruz. Estás se dedican a la elaboración, comercialización y distribución de productos, tales como: Acetaldehido, Amoníaco, Benceno, Etileno, Oxido de Etileno, Glicoles, Ortoxileno, Paraxileno, Propileno, Tolueno, Xilenos, Acetronitrilo, Acido Cianhídrico, Acrilonitrilo, Polietileno de baja y alta densidad, Metanol y Cloruro de Vinilo, para satisfacer la demanda del mercado nacional y una parte del mercado Internacional. Su actividad fundamental son los procesos petroquímicos no básicos derivados de la primera transformación del gas natural, metano, etano, propano y naftas de Petróleos Mexicanos. Este Organismo se encuentra inmerso en un esfuerzo constante con el fin de mejorar la seguridad industrial, la salud ocupacional y la protección del medio ambiente, para la mejora continua a mediano plazo, planteándose como meta tener cero accidentes dentro y fuera de sus instalaciones36.

36 URL: https://www.ptq.pemex.com/portal/PagSubMenuVisita.aspx?IdMenu=1&IdsMenu=9

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1.4 Componentes del Sistema de Transporte Los sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos dentro de las subsidiarias de PEMEX están preferentemente conformados de acuerdo a la naturaleza del hidrocarburo (líquido o gas). Así tenemos que los sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos, están conformados por sistemas de ductos, terminales (fluviales y terrestres), tanques de almacenamiento, estaciones de bombeo, estaciones reductoras de presión y estaciones de medición incluyendo trampas de envío y recepción de "diablos". Para el transporte de hidrocarburos gaseosos los sistemas de transporte y distribución están conformados por sistemas de ductos, estaciones de compresión, de regulación y medición, líneas troncales, ramales, trampas de envío y recepción, y caseta de medición. Aunque existen diversos componentes de los sistemas de transporte de hidrocarburos, cada uno de gran importancia; podemos citar tres principales componentes que permiten las funciones de recolección, transporte y distribución tanto dentro como fuera del territorio nacional, estos elementos son:

1. Estaciones de compresión y Bombeo 2. Sistemas de Ductos 3. Sistemas de Medición y Control.

Una descripción básica enfocada a las subsidiarias de PEMEX, de cada uno de estos elementos es por tanto pertinente, con el fin de particularizar hacia el tema medular de la presente tesis por lo que describiremos solamente los elementos 1 y 2 de la lista anterior.

1.4.1 Instalaciones de Compresión. 37 La energía necesaria para el transporte de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos a través del los sistemas de ductos es proporcionada por sistemas de potencia mecánica como son bombas y compresores. Debido a la gran cantidad de hidrocarburos que son transportados y distribuidos por parte de PEMEX, de acuerdo con la demanda existente en cada estado de la república así como fuera de la república (exportación e importación); se realiza un estudio sobre la localización estratégica y potencia requerida que deben tener de cada una de las estaciones tanto de compresión como de bombeo por parte de las subsidiarias de PEMEX. Las estaciones de compresión proporcionan la energía requerida por el gas natural proveniente de los diversos centros procesadores de gas en la República 37 PEMEX, Plan de Desarrollo Tecnológico 1998‐2000 “Estaciones de Compresión” México 1998, pág. 17.

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Mexicana, para su transportación hacia los diversos estados de la república así como su distribución, y autoconsumo en las instalaciones de PEMEX. Entre los centros procesadores de gas con los cuales cuenta PEMEX, a través de la subsidiaria PEMEX Gas y Petroquímica Básica encontramos:

Reynosa Poza Rica Matapionche Pajaritos Morelos Cangrejera La venta Cactus Nuevo México Ciudad. PEMEX

En la actualidad existe una demanda de gas natural la cual está exigiendo la construcción de nuevas y flexibles estaciones de compresión, principalmente en la zona norte del país hacia el centro y occidente al mismo tiempo que se tiene que abastecer con el gas proveniente del sureste del país la demanda de exportación. Claro está que también se cumple con la transportación y distribución en los estados con mayor infraestructura industrial del país lo cual debido al avance y naturaleza dinámica del mercado de gas natural exigen a PEMEX a través de PGPB que sus estaciones de compresión tengan un diseño sumamente flexible de operación, entre las características de flexibilidad operacional que se cumplen en las estaciones de compresión principalmente en la zona norte del país encontramos: Flexibilidad de operación del sistema de estaciones de compresión.

En la zona norte del país la operación del flujo de gas debe ser en cualquier

dirección, ya sea exportando o importando gas de México hacia los Estados Unidos.

El manejo de gas consumible nacionalmente y manejo de gas natural entre estaciones de compresión circunvecinas.

Flexibilidad para modificar las relaciones de compresión en las estaciones con la finalidad de manejar excedentes de gas natural que se pueden presentar y canalizarlos fuera del sistema norte, esto es, hacia la exportación o hacia el sistema centro-sur del país.

Flexibilidad para modificar las relaciones de compresión para igualar las presiones de operación de los sistemas de transporte de gas natural en los Estados Unidos, los cuales manejan presiones por encima de 900 psi.

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Balance del Sistema Nacional de Compresión. El sistema de compresión es balanceado por la importación y exportación de gas natural que se realiza en el norte del país, el cual es vital para mantener el balance en el sistema nacional de Gasoductos debido a la carencia total de almacenamiento externo a los ductos. Al presentarse diferencias entre los volúmenes inyectados y extraídos, los diferenciales son manejados al permitir fluctuar las existencias de gas en los ductos (empaque), en un rango de hasta 800 mmpc y al exceder esta cantidad, se debe recurrir en este orden de prioridad; al comercio exterior, a la modificación de los consumos y finalmente a la modificación de las inyecciones por parte PEMEX Exploración y Producción. Componentes medulares de Estaciones de compresión38. La importancia de las estaciones de compresión es evidente y como parte vital de operación estas estaciones cuentan con áreas o componentes medulares para su correcto funcionamiento tanto en situaciones normales como en situaciones circunstanciales debidas a fallos que puedan suscitarse. Entre los elementos que conforman estas estaciones de compresión se tienen:

Unidades de compresión mecánica compresores, los cuales pueden ser de diversos tipos compresores reciprocantes, turbocompresores, etc.

Instalaciones Subterráneas, las cuales como obra terminada incluyen: Tuberías de proceso subterráneas, tuberías de desfogue, tuberías para venteos, Drenaje pluvial, ductos de fuerza y alumbrado, ductos telefónicos y de señalización y control, y las redes de tierras.

Tuberías aéreas de Proceso, entre las que se establecen: Tubería de recibo y medición, tubería de succión, tubería de descarga, Tubería de recirculación, tubería de separación tubería de desfogue y venteos.

Tuberías de Servicios en la cual se encuentra: Tubería de servicios generales, tubería contra incendios, la cual puede ser subterránea o aérea.

Quemador de fosa y Fosa de quema, con encendido generalmente eléctrico, Quemador elevado y torre de venteos.

Tanque de almacenamiento de agua de suficiente capacidad. Suministro de Energía Eléctrica, dentro de la cual se tiene que considerar la

subestación eléctrica y cableado, además del sistema de generación de electricidad en caso de falla del abastecimiento, haciendo transferencia de energía en forma automática.

Instrumentación, que comprende el suministro del aire de instrumentos y los sistemas para su generación de la calidad requerida (Compresores y unidades de purificación de aire para los instrumentos), así como la instrumentación de las siguientes áreas: Recibo y medición, área de

38 PEMEX Subdirección de Proyectos y Construcción de Obras, Sistema de Unidades de Obra Terminada, “Manual de Aplicación A Estaciones de Compresión” (1990) pág. 5‐16

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separadores, área de compresión, cuarto de control, área de descarga, tanque y cobertizo contra incendio.

Cuarto de control que maneja todo el sistema automatizado de la estación mediante el sistema SCADA (Sistema de Control Automatizado de Adquisición de Datos), así como la “Consola de Control de Estación” desde donde se podrán monitorear y manejar las alternativas de operación, incluyendo las válvulas de control automatizadas.

Manejo de Agua; área que considera tanque elevado, cisternas, fosas sépticas.

Soportes; dentro de los cuales se contempla, mochetería, soportes elevados, pasarelas y plataformas de operación.

Un sistema de protección contra descargas eléctricas, que se basa en el rechazo de los mismos, evitando que sean atraídos hacia las instalaciones, incrementando así la seguridad de las mismas.

Caseta de vigilancia.

Aunque los elementos listados anteriormente no son en realidad todos los componentes de una estación de compresión, si son los más importantes y para los fines generales pretendidos en esta descripción consideramos que son los más indicados mencionar. En la figura 1.6 se muestra una estación de compresión típica, así como la ubicación que pueden tener los componentes antes mencionados.

Figura 1-6. Dibujo de una Estación de compresión prototipo

Fuente: PEMEX Subdirección de Proyectos y Construcción de Obras, Sistema de Unidades de obra Terminada, “Manual de aplicación a estaciones de compresión (1990), p. 5-16

CLAVES DE LOCALIZACION 1.- Área trampa de diablos 2.- Turbocompresora “A” 3.- Turbocompresora “B” 4.- Base para tambores 5.- Área para tambores 6.- Caseta de telecomunicaciones 7.- Subestación eléctrica 8.- Caseta de vigilancia 9.- Cuarto de control, C.C.M.’s y motogeneradores 10.- Edificio de servicio 11.- Cobertizo de encendido eléctrico a quemador de fosa 12.- Quemador de fosa 13.- Cobertizo contra incendio 14.- Tanque vertical para agua 15.- Tanque elevado para agua 16.- Calentador de gas combustible 17.- Paquete de medición gas combustible 18.- Filtros separadores 19.- Venteos 20.- Quemador elevado 21.- Enfriadores 22.- Trampa de aceite 23.- Fosa de aceite 24.- Estacionamiento 25.- Helipuerto 26.- Barda perimetral 27.- Acceso principal

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1.4.2 Instalaciones de Bombeo. 39 Las estaciones de bombeo proporcionan la energía requerida para los diversos hidrocarburos líquidos provenientes de los diferentes centros procesadores de petróleo crudo como son las refinerías y complejos petroquímicos en la República Mexicana, para su transportación hacia los diversos estados de la república así como su distribución, y autoconsumo en las instalaciones de PEMEX, acción que es llevada a cabo por las diversas subsidiarias de PEMEX, algunas de estas transportan crudo y derivados de crudo solo internamente en sus instalaciones hacia instalaciones de refinación y entre centros de procesamiento, como ocurre con Pemex Exploración y Producción. Así mismo la responsabilidad del abastecimiento nacional de hidrocarburos líquidos y petroquímicos para sus diversas aplicaciones está a cargo de PEMEX Refinación, PEMEX Gas y Petroquímica Básica, y PEMEX Petroquímica. Sin importar la terminal de los hidrocarburos líquidos y su uso final, las estaciones de bombeo son indispensables en las subsidiarias de PEMEX y son parte importante del sistema de transportación de hidrocarburos líquidos y Petroquímicos de la misma naturaleza. Flexibilidad de operación del sistema de estaciones de bombeo. Las exigencias técnicas en el manejo de hidrocarburos líquidos y las necesidades en la capacidad de bombeo de éstos, debidas a la demanda interna y externa de estos materiales plantean características obligatorias y generales que deben cumplir las estaciones de bombeo, entre las que se pueden listar: Se debe cumplir con la potencia de bombeo requerida por la demanda en la

zona territorial correspondiente. Con el aumento de la demanda en el sistema dinámico del territorio, se

debe tener la flexibilidad y/o oportunidad de aumentar la capacidad de bombeo correspondiente a la zona territorial.

Se debe cumplir con los requerimientos técnicos necesarios en las bombas utilizadas con la finalidad de impedir fugas en las mismas y aumentar así la seguridad de operación y la protección ambiental.

Flexibilidad operativa en el área de mantenimiento del sistema de ductos y la propia casa de bombas.

Recirculación automática para eliminación de riesgo por manejo de válvulas manuales de recirculación.

Incremento en la confiabilidad operativa con instalación de monitores de vibración y temperaturas.

Instalaciones de actuadores de las válvulas para su operación desde el cuarto de control de estación.

39 PEMEX, Plan de Desarrollo Tecnológico 1998‐2000 “Estaciones de Bombeo” México 1998, p. 21‐22

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Instrumentación y control necesario para la detección de mezclas explosivas en la casa de bombas debidas a los sistemas de refrigeración que estas requieren.

Componentes medulares de Estaciones de bombeo40. La importancia de las estaciones de bombeo es evidente y como parte del vital de operación estas estaciones cuentan con áreas o componentes medulares para su correcto funcionamiento tanto en situaciones normales como en situaciones circunstanciales debidas a fallos que puedan suscitarse. Entre los elementos que conforman estas estaciones de bombeo se tienen: Instalaciones Subterráneas, las cuales como obra terminada incluyen:

Tuberías de proceso subterráneas, Drenaje pluvial, drenaje aceitoso, ductos de fuerza y alumbrado, ductos telefónicos y de señalización y control, y las redes de tierras.

Tuberías aéreas de Proceso, entre las que se establecen: Tubería de recibo y medición, tubería de succión, Tubería de descarga, Tubería de recirculación, tubería de relevo y recuperados, tubería de área de recibo a tanques de almacenamiento, tubería de tanques a bombas booster, tubería de bombas booster a cabezal de succión de bombas principales.

Tuberías de Servicios en la cual se encuentra: Tubería de servicios generales, tubería contra incendios, la cual puede ser subterránea o aérea.

Quemador de fosa. Tanques de almacenamiento verticales y horizontales. Suministro Energía Eléctrica, dentro de la cual se tiene que considerar la

subestación eléctrica y Cableado, además del sistema de generación de electricidad en caso de falla del abastecimiento.

Instrumentación, que comprende el suministro del aire de instrumentos y los sistemas para su generación de la calidad requerida, así como la instrumentación de las siguientes áreas Recibo y medición, casa de bombas, cuarto de control, área de descarga.

Manejo de Agua; área que considera tanque elevado, cisternas, fosas sépticas pozo de absorción y fosa separadora de aceite.

Soportes; dentro de los cuales se contempla, mochetería, soportes elevados, pasarelas y plataformas de operación.

Aunque los elementos listados anteriormente no son en realidad todos los componentes de una estación de bombeo, si son los más importantes y para los fines generales pretendidos en esta descripción consideramos que son los más indicados de mencionar.

40 PEMEX Subdirección de Proyectos y Construcción de Obras, Sistema de Unidades de Obra Terminada, Op. Cit., p. 5‐16.

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La figura 1.7 muestra una estación de bombeo típica, así como la ubicación puede tener los componentes antes mencionados.

Figura 1-7. Dibujo de una Estación de bombeo prototipo

Fuente: PEMEX Subdirección de Proyectos y Construcción de Obras, Sistema de Unidades de obra Terminada, “Manual de aplicación a estaciones de compresión (1990), p. 5-16

Construcción de estaciones de compresión y bombeo Para el periodo del 2001-2010 derivado principalmente del crecimiento previsto en la demanda del gas natural, se requiere de un incremento en la capacidad de transporte. Este crecimiento se realizará llevando a los ductos a su máxima capacidad permitida mediante la instalación de nuevas estaciones de compresión y bombeo, o en su caso, mediante su repotenciación. Con base en los escenarios de oferta y demanda, se tiene previsto incrementar de manera neta la potencia instalada de compresión y bombeo en 231,160 HP. Este incremento se dará principalmente en compresión, solamente PEMEX Gas y Petroquímica Básica, requiere un incremento de 248,000 HP en el periodo señalado y se tiene estimada una inversión global para compresión y bombeo del orden de 6,494 millones de pesos.

1.4.3 Ductos de Transporte. Un ducto es un Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas, accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, etc., sujeto a presión y por medio del cual se transportan los hidrocarburos (Líquidos o Gases).

1.- Quemador de campo 2.- Tanque de almacenamiento 3.- Cobertizo contra incendio 4.- Cuarto de control de instrumentos 5.- Taller 6.- Bodega 7.- Comedor 8.- Cuarto de control de motores 9.- Subestación eléctrica

10.- Caseta de vigilancia 11.- Casa de bombas 12.- Fosa recuperadora de aceite 13.- Trampa de aceite 14.- Caseta de medición de gas 15.- Trampa de diablos 16.- Quemador de campo trampa de diablos 17.- Fosa de recuperación de destilados 18.- Trampa de destilados

19.- Guarnición militar 20.- Tanque de agua 21.- Tanque elevado 22.- Tanque de almacenamiento de destilados 23.- Área de filtros y medidores 24.- Bomba de trasiego 25.- Caseta de telecomunicaciones 26.- Torre de telecomunicaciones 27.- Barda perimetral

INDICE DE AREAS

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Los hidrocarburos que el país produce y consume, provenientes de las anteriores subsidiarias, sean como bienes finales o insumos de producción; son transportados actualmente por una extensa red de ductos de Petróleos Mexicanos que se extiende a lo largo y ancho del territorio nacional, cuya longitud es de 39,677 kilómetros, sin incluir 14,728 Km. de líneas de descarga de pozos41.

Tabla 1-2 Ductos de PEMEX Fuente: PEMEX anuario estadístico 2008. P 11, 26, 34 y 44

Subsidiaria Longitud (Km.) % PEP* 11,746 29.60%PR 14,091 35.50%PGPB 12,677 31.90%PPQ 1,163 3.00% total 39,677 100%

*2,238 kms son ductos marinos.

De esta red le corresponde el 29.6% operar y mantener a PEMEX Exploración y Producción, 35.5% a PEMEX Refinación, 31.90% a PEMEX Gas y Petroquímica Básica y el 3.0% a PEMEX Petroquímica. Por tipo de servicio actualmente, 17,267 kilómetros corresponden a gasoductos, 8,905 Km. a poliductos, 9,432 a oleoductos, 2,910 a LPGductos y 1,163 a petroquímicos básicos42. La edad promedio de los ductos en operación es de 25 años, la mayor parte de los mismos, que corresponde a una longitud de 29,344 Km., tienen menos de 30 años y 10,333 Km., tienen más de 30 años de haber sido construidos. Si bien la edad de los ductos es un indicador relevante para determinar la vida útil del sistema, ésta, también está condicionada por la calidad del producto que se transporta, condiciones del entorno en que están construidos los ductos, mantenimiento y rehabilitación aplicada, etc.

Tabla 1-3 Longitud de Ductos por subsidiaria Fuente: PEMEX anuario estadístico 2008. P 11, 26, 34 y 44

Subsidiaria Longitud (Km.)

30 años 30 – 10 años 10 añosPEP 539 10,527 680 PR 5,860 5,627 2,604 PGPB 3,921 8,170 586 PPQ 13 839 311 Total 10,333 25,163 4,181 % 26% 63% 11%

*No incluye líneas de descarga de pozos

Para la determinación de construcción de nuevos ductos y sustituciones, se han aplicado los siguientes criterios:

Proyecciones actuales de producción y proceso de petróleo y gas, así como su demanda creciente, especialmente la del sector energético.

41 PEMEX, Anuario estadístico 2008. p 11, 26, 34 y 44 42 Ibíd.

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La capacidad de producción y su proyección se realiza conforme al POA (Programa de Operación Anual), sin considerar en este caso, nuevas instalaciones como refinerías, centros procesadores de gas o nuevos yacimientos fuera de las zonas actuales.

Otro elemento que se está tomando en cuenta en la formulación de los planes de inversión, es el cambio en la regulación de la industria del gas natural y gas LP que se dio a partir de 1995. En la nueva regulación del gas natural se abren las inversiones en transporte, distribución y almacenamiento al sector privado y de manera no regulada a la comercialización43. Los cuatro organismos subsidiarios de petróleos mexicanos, plantean un panorama de crecimiento de la infraestructura de transporte por ducto, cuyo horizonte se extiende hasta el 2010, este crecimiento conlleva también la modernización y el mejoramiento de la seguridad en el transporte. El requerimiento de construcción de ductos para el periodo de 2001-2006 fue de por lo menos de 7,900 kilómetros de ductos para transportar hidrocarburos, con un costo aproximado de 34,000 millones de pesos incluyendo las inversiones privadas, para cubrir los escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos en los próximos años, cuyo factor principal es el crecimiento del sector energético. De los 7,900 kilómetros en ductos, el 82% (6,481 Km.), corresponde a ductos nuevos para lo que será necesaria una inversión del orden de 25,530 millones de pesos. Del monto anterior la inversión con recursos propios ascendería a 7,800 millones de pesos, y la inversión privada a 17,730 millones de pesos. De entre los principales ductos por construir, destacan las inversiones para transporte de gas natural y el hecho de la creciente participación que se tendrá en los próximos años del sector privado. Para las sustituciones y libramientos que representan el 18% de las inversiones a realizar dentro del sistema de transporte de PEMEX, se tuvo para el periodo del 2001-2006, la sustitución de 1,400 kilómetros por un monto de 8,400 millones de pesos, que serán cubiertos con recursos presupuéstales. Las inversiones mayores las realizaran PEMEX Exploración y Producción por 5150 millones y PEMEX Gas y Petroquímica Básica por 3100 millones. Dentro del desarrollo de la actividad en industria petrolera, está implícito el potencial de riesgo y peligro, por lo que es indispensable contar con métodos de análisis de riesgos que ayuden a prevenir, disminuir y evitar los accidentes. En el siguiente capítulo contendrá un análisis de los métodos de análisis de riesgos comunes que pueden ser aplicados a lo largo de la cadena productiva del petróleo.

43 PEMEX, Revista Ductos # 26,

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Capítulo 2. Análisis de Riesgo Se tienen varios conceptos que se encuentran implícitos dentro del análisis de riesgo los cuales es importante mencionar y describir. Estos son los términos de seguridad en el trabajo pero en nuestro caso enfocado a la seguridad industrial, así como los conceptos básicos de riesgo, peligro y accidente, los cuales distan mucho de ser sinónimos. Además, es importante mencionar los métodos utilizados durante el análisis de riesgos, los cuales, en este capítulo se describirán brevemente tanto sus características relevantes como sus aplicaciones.

2.1 Seguridad industrial La seguridad Industrial ha sido una disciplina importante durante las últimas décadas, la cual ha ayudado a mejorar las situaciones peligrosas y de alto riesgo dentro de las empresas de las diferentes ramas de la industria mexicana. Dentro una de esta rama se encuentra la Industria Petrolera, cuya importancia ha sido trascendental durante más de 50 años y que es una de las actividades industriales que forma parte de la economía mexicana. Es debido a esta importancia que la seguridad de sus procesos, equipos e instalaciones es de vital importancia. Una de las mayores preocupaciones en las industrias hoy en día, se refiere a la seguridad de la población, los bienes y el medio ambiente. Por lo tanto, muchas empresas industriales vislumbran la más alta prioridad en la seguridad de sus trabajadores, clientes, vecinos y la preocupante preservación del medio ambiente; adoptando una política de calidad Existen diversas definiciones sobre la seguridad industrial que pueden ser utilizadas, entre las cuales tenemos:

Conjuntos de principios leyes, normas y mecanismo de prevención de los riesgos inherentes al recinto laboral, que pueden ocasionar un accidente ocupacional, con daños destructivos a la vida de los trabajadores o a las instalaciones o equipos de las empresas en todos sus ramos44

Son los procedimientos, técnicas y elementos que se aplican en los centros

de trabajo, para el reconocimiento, evaluación y control de los agentes nocivos que intervienen en los procesos y actividades de trabajo, con el objeto de establecer medidas y acciones para la prevención de accidentes o enfermedades de trabajo, a fin de conservar la vida, salud e integridad física de los trabajadores, así como evitar cualquier posible deterioro al propio centro de trabajo;45

44 Dr. Henry Arévalo, http://www.psicopedagogia.com/definicion/seguridad%20industrial 45 Reglamento Federal de Seguridad

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Es la especialidad profesional que se encarga de reducir o evitar accidentes de los trabajadores en su trabajo.46

Las actividades que se desarrollan tienen en consideración, entre otros, aspectos preventivos relativos a seguridad estructural, instalación eléctrica, protección contra incendios, recipientes a presión, instalación de gases, sustancias químicas, equipos de trabajo y aparatos de elevación y diseño básico de instalaciones preventivas. Igualmente se toman en consideración los sectores o empresas afectadas por la legislación de accidentes mayores47.

La seguridad industrial se ha definido como el conjunto de normas y

principios encaminados a prevenir la integridad física del trabajo, así como el buen uso y cuidado de las maquinarias, equipos y herramientas de la empresa48.

De acuerdo con las normas y reglamentos, la seguridad industrial se manifiesta en el cumplimiento de las medidas contenidas en los mismos, para evitar y controlar los accidentes. Muchas de las normas y reglamentos son establecidos por comités técnicos de seguridad y autoridades correspondientes a implementar la seguridad en la industria. Como lo menciona Díaz Compañ Fabiana en su tesis49, “el análisis de riesgo se relaciona con la seguridad industrial desde el momento en que el primero evalúa las condiciones en las que se encuentra el segundo: medidas, tecnología, procedimientos, etc.; ya sea para realizar cambios en instalaciones existentes o para verificar el cumplimiento de los requerimientos mínimos de seguridad en proyectos nuevos”.

2.2 Riesgo, peligro y accidente Todo trabajador ya sea de la industria agrícola, industrial u otra está expuesto a peligros que ponen en riesgo su vida durante la ejecución de sus actividades de trabajo. Dentro de la literatura encontraremos muchas definiciones sobre el término de riesgo, donde cada autor expresa sus propias ideas sobre esta palabra. Unificando algunas definiciones desde el enfoque de la evaluación de riesgos, y considerando que los riesgos pueden ser cuantificados, podremos decir que riesgo50, es la medida de pérdida o daño hacia las personas, a la propiedad, a los bienes, y al

46 Meza Sánchez Sergio, Higiene y Seguridad Industrial. IPN, p. 10 47 http://www.fremap.es/pages/infcorp/segtraba.htm 48 Ing. Yunior Andrés Castillo Silverio, http://www.emagister.com/frame.cfm 49 Díaz Compañ Fabiana Alicia, Fundamentos para determinar las técnicas de análisis de riesgo aplicables a la estación de compresión Cunduacán, Tesis, UAJT año 2000, , p. 3 50 Ibíd., p 4

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entorno, expresada en función de la probabilidad de que ocurra el evento por la magnitud de sus consecuencias. Definiendo riesgo – ver figura 2-1- que es la probabilidad de falla por sus consecuencias, se puede plantear en un contexto amplio que el riesgo en instalaciones que manejan productos petrolíferos, técnicamente es factible examinarlo desde dos puntos de vista:

El primero consiste en una identificación detallada de todos los eventos razonablemente posibles que pueden llevar una Instalación a la falla (cómo puede originarse ésta y cómo se presenta). Esto es llamado probabilidad de falla (en Inglés llamado Leak of Failure, “LOF”)

El segundo, si este ocurriera, plantea un análisis de las consecuencias

potenciales (impactos a: la población, medio ambiente y negocio). Llamado consecuencia de falla, ( en Inglés llamada Consequence of Failure, “COF”)

Figura 2-1. Definición de Riesgo Fuente: Pipeline Risk Management Manual, Muhlbauer Ken, second edition p. 4

Cabe señalar que el primer punto de vista descrito anteriormente involucra las actividades de diseño, operación, mantenimiento y seguridad que pueden cambiar la exposición del riesgo en cualquier momento y bajo ciertas condiciones de operación. Por tal motivo existe en mayor o en menor grado cierta probabilidad de que los mecanismos de falla aparezcan durante el servicio, en estos términos, es importante tipificarlos para su estudio y control, agrupándolos de acuerdo a su origen y manifestación en las instalaciones. La clasificación de fallas ampliamente usada en la industria se indica a continuación (ver figura 2-2).

Riesgo(ROF)

Probabilidad de Falla (LOF)

Consecuenciasde Falla (COF)

= xRiesgo(ROF)

Probabilidad de Falla (LOF)

Consecuenciasde Falla (COF)

= x

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Figura 2-2 Factores de Probabilidad de Falla (LOF) Fuente: Pipeline Risk Management Manual, Muhlbauer Ken, second edition p. 15

Los riesgos se pueden clasificar de acuerdo a su origen, asociándolos a Factores Externos e Internos, de esta forma facilita su análisis con el propósito de identificar, controlar y/o minimizar las consecuencias en el medio ambiente, población y negocio como se muestra en la figura 2-3.

Figura 2-3. Factores de Consecuencias de Falla (COF)

Fuente: Pipeline Risk Management Manual, Muhlbauer Ken, second edition p. 7

Los términos peligro y riesgo suelen emplearse indistintamente, pero su concepción es diferente los cuales se complementan entre sí. El peligro51, se define como la “característica física o química inherente al sistema, material, proceso, planta que tiene la capacidad de producir un daño a las personas, la instalación o el ambiente”. Se dice que un peligro constituye un riesgo solo si existe contacto. Dado la anterior explicación, y retomando la definición de riesgo que es la combinación de la probabilidad y frecuencia de ocurrencia por la magnitud de sus consecuencias de uno o varios eventos y por otro lado tenemos al peligro como la característica física o química con el potencial de causar daño. Así también tenemos que cuando se habla de un accidente se hace referencia a lo que ya sucedió, es decir, el accidente es la consecuencia del riesgo una vez que este ocurre.

51 Kolloru Rao, Manual de evaluación y administración de Riesgos, McGraw Hill año 1999.

Factores de Falla

Mecánica Materiales Instrumentos Eléctrica Terceras Partesy Seguridad

FuerzasExternas (WOF)

Operación y Mantenimiento

Incorrecto

Construcción/Fabricación

Factores de Falla




Incorrecto


Factores de Falla




Incorrecto


IMPACTO EN EL AMBIENTEIMPACTO EN EL NEGOCIOIMPACTO EN POBLACION

CONSECUENCIA DE FALLA, COF

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Un accidente se puede describir como “cualquier suceso o acontecimiento que altera o interrumpe repentinamente el equilibrio entre el hombre y su trabajo y que es respuesta a una desviación intolerable sobre las condiciones de diseño de un sistema cuyos efectos repercuten en las personas, el medio ambiente y las instalaciones”. 52

2.3 Definición de Análisis de Riesgo53

Un análisis de riesgo puede variar de acuerdo a la profundidad que deseemos así como de los objetivos que se persiguen en cualquier proyecto. Es importante recalcar que el análisis de riesgo es un tema muy extenso, del cual se requieren de todos aquellos conceptos concernientes a complementarlo, los cuales deben estar bien definidos con la claridad necesaria. Sin embargo solamente nos remitiremos a una breve referencia de los muchos y complejos temas técnicos involucrados con el mismo. El análisis de riesgo54, es una disciplina que combina la evaluación de ingeniería del proceso con técnicas matemáticas que permiten realizar estimaciones de frecuencia y consecuencia de accidentes. El análisis de riesgo en Inglés corresponde a los términos risk analysis, pero también puede encontrarse en ciertos textos los términos hazard analysis para hacer referencia al mismo. En términos del marco de acción del análisis de riesgo para la seguridad en las industrias sus objetivos son la55:

Identificación de las fuentes de riesgo Jerarquización probabilística de eventos Modelación de los eventos de riesgo Evaluación cualitativa y cuantitativa de los riesgos con alto grado de

certidumbre Toma de decisiones

Los beneficios que se obtienen de realizar el análisis de riesgo en las instalaciones son56:

Certificar el buen funcionamiento y condiciones de proceso y seguridad por medio de las empresas certificadoras de seguridad

52 Ibíd. 53 Díaz Compañ Fabiana Alicia, Op. Cit., p. 12 54 Santamaría, Ramiro J.M. Braña Aísa, P.A., Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química, Madrid, Mapfre, 1998. 55 Ibíd., p. 12 56 Ibíd., , p. 12

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Mejorar el nivel de seguridad y productividad de las instalaciones industriales

Mejorar la imagen corporativa Justificar las decisiones en materia de seguridad Disminución de los impactos al personal, al ambiente e instalaciones de los

posibles accidentes que pueden ocurrir. Como una acción para mejorar el nivel de seguridad en las actividades industriales, se puede afirmar que se trata de una necesidad inherente y plenamente justificada. El análisis de riesgo permite identificar las desviaciones que existen en la instalación en estudio, ya sea proceso, instalación, equipos, personal, sustancias, etc. En el desarrollo de los análisis de riesgo se emplean métodos, éstos se dividen en dos tipos: métodos cualitativos y cuantitativos, ambos se complementan entre sí. Los métodos, tanto cualitativos como cuantitativos, se seleccionan dependiendo de factores como: tipo de problema a solucionar, objetivos del estudio, resultados perseguidos, información disponible, riesgos probables y recursos disponibles. La importancia de un análisis de riesgo radica en el empleo de criterios y herramientas metodológicas, los cuales deben ser correctamente aplicados a los proyectos en estudio. Es importante que los encargados de la seguridad elaboren el análisis, basándose en la situación real de la empresa, para poder establecer las medidas adecuadas a los riesgos que presenten. Los documentos de ingeniería que son requeridos para realizar un análisis de riesgo en las industrias tienen gran valor, ya que respaldan la certidumbre de los resultados del análisis. Dentro de estos tenemos a los siguientes57:

Diagrama de flujo de proceso (DFP) Plano de localización general (PLG) Diagramas de tuberías e instrumentación (DTI´s) Datos históricos de accidentes e incidentes Bases de diseño Condiciones de operación Manuales de operación Hojas de seguridad de materiales Auditorias de seguridad previas Programas de mantenimiento Datos de especificación de equipo y líneas Bitácora de operación y mantenimiento Balance de materia Manuales de fabricantes Diagramas eléctricos, etc.

57 Ibid, p. 13

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2.4 Métodos de Análisis de Riesgo Debido a los accidentes industriales en los últimos años, parece claro que las personas, los bienes materiales y el medio ambiente que se encuentran próximos a un establecimiento industrial en el que se encuentren sustancias peligrosas, están sometidos a riesgos por la sola presencia de dicha instalación industrial y de las sustancias que se utilizan. La cuestión clave está en decidir qué tipo y nivel de riesgos estamos dispuestos a admitir en contrapartida a los beneficios que supone la utilización de muchos productos fabricados en este tipo de industrias. Por tanto, para poder decidir si este tipo de riesgos es aceptable, se requiere estimar su magnitud, por lo que se hace necesario realizar un análisis sistemático y lo más completo posible de todos los aspectos que implica para la población, el medio ambiente y los bienes materiales, la presencia de un determinado establecimiento, las sustancias que utiliza, los equipos, los procedimientos, etc. Se hace inevitable analizar estos riesgos y valorar si su presencia es o no admisible. Es lo que se denomina análisis de riesgos. Se trata de estimar el nivel de peligro potencial de una actividad industrial para las personas, el medio ambiente y los bienes materiales, en términos de cuantificar la magnitud del daño y de la probabilidad de ocurrencia. Los análisis de riesgos, por tanto, tratan de estudiar, evaluar, medir y prevenir los fallos y las averías de los sistemas técnicos y de los procedimientos operativos que pueden iniciar y desencadenar sucesos no deseados (accidentes) que afecten a las personas, los bienes y el medio ambiente58.

2.4.1 Evolución de los análisis de riesgo59 Entre 1910 y 1920 hacen su aparición los primeros métodos para el análisis de riesgo en operaciones industriales, producto de las experiencias adquiridas a través de accidentes ocurridos. El primero se conoce como investigación de accidentes, este método que tiene su principio en la definición de las causas básicas que dan lugar a los accidentes. Este método dio origen a la generación de códigos y normas, en donde se establecen parámetros generales aceptados para riesgos reconocidos. El segundo método desarrollado e implementado fue Inspecciones Planeadas y no planeadas y se complementa con el uso de Listas de verificación, a través de éstas se pretende identificar los riesgos. La revisión al diseño de los procesos puede ser llamada Verificación Primaria de Seguridad

58 URL: http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm, Mayo 2009 59 Díaz Compañ Fabiana Alicia, Op. Cit., p. 17

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Posteriormente se introdujeron algunas formas de revisiones de seguridad secundarias tal como el método “What if?” (¿Qué pasa si?), la cual empezó a utilizarse por grupos multidisciplinarios en la revisión de factores no detectables para la identificación de riesgos. El desarrollo formal de sistemas de análisis de riesgo se inició en la Industria Aeroespacial, como respuesta natural a la magnitud de las consecuencias de ocurrir una falla. Le siguieron la Industria Nuclear y Electrónica en la implantación de éstas A principios de los 60’s, se desarrolló la metodología conocida como Failure Modes and Effects Analysis (FMEA, Análisis de modos de falla y accidente), la cual es la simple formalización del método “What if?”, este método puede ser aplicada a procesos y sistemas complejos. En 1962 Bell Laboratories desarrolló el método Fault Tree Analysis (análisis de árbol de fallas), la cual consiste en el análisis y cuantificación de un diagrama lógico en el que se identifica la secuencia de todos los eventos que pueden dar como resultados una falla. Dentro de la división de Mond de ICI, la cual es una empresa química de origen británico, fue creado otro método que se conoce como Hazard and Operability Studies (HAZOP, Estudio de riesgo y operabilidad) el cual originalmente se aplicaba en el diseño de nuevas unidades operativas o modificativas a las existentes. Es importante destacar que algunos autores emplean los términos técnicas, métodos, sistemas o metodologías de análisis de riesgo como sinónimos. De acuerdo a Díaz Compañ60, a continuación se describen algunas observaciones para una mejor comprensión de dichos términos

Las técnicas de análisis de riesgo son la aplicación de un conocimiento especial en materia de análisis de riesgo, cada técnica en particular tiene sus bases y características propias.

Los métodos de análisis de riesgo se caracterizan porque emplean herramientas matemáticas, de lógica y de sistemas computarizados de simulación que permiten estimar en forma semicuantitativa las consecuencias, la frecuencia de accidentes, las fallas, etc.

Los sistemas de análisis de riesgo se desarrollan basados en un conjunto de principios que rigen el procedimiento con el que se ha de efectuar el análisis

Las metodologías de análisis de riesgo es un grupo de técnicas que ha de emplearse para cumplir con los objetivos planteados en el proyecto de estudio, así, para el desarrollo de algunas técnicas se requiere que otras técnicas se hayan realizado previamente.

60 Ibíd. p. 19

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2.4.2 Etapas del análisis de riesgo Analizar riesgos, en el contexto de la seguridad industrial, significa desarrollar una estimación cualitativa y cuantitativa del nivel de peligro potencial de una actividad, referido tanto a personas como a bienes materiales, en términos de la magnitud del daño y de la probabilidad de que tenga lugar. Las etapas del análisis de riesgo pueden variar según el tipo de estudio adoptado. Típicamente se cuenta con las siguientes etapas:

Identificación y evaluación de riesgos Análisis de consecuencias Cuantificación de las consecuencias

A. Identificación y Evaluación de riesgos.

Para la identificación de riesgos, se recolectarán datos precisos acerca de sustancias presentes, el proceso y equipo, y distribución topográfica, meteorológica y demográfica de los alrededores del sistema a estudiar. Un inventario completo de sustancias presentes, incluyendo materia prima, aditivos, catalizadores, productos y residuos. El inventario debe especificar: cantidad, localización, uso, etiquetado y tipo de almacenamiento. Para la planta y equipo de proceso, se debe de contar con Diagramas de Proceso, Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI’s), actualizados. Se puede mencionar junto con los DTI’s, la edad de la planta y modificaciones, detalles de ingeniería, ya que pueden servir como datos. Aparte de los DTI’s con mayor precisión, la edad y condiciones del equipo, el estado de mantenimiento, y los procedimientos de operación del proceso, son puestos en práctica61. La identificación de riesgos es el paso más importante del análisis, puesto que cualquier riesgo cuya identificación sea omitida no puede ser objeto de estudio. De manera análoga, una vez identificado un riesgo importante, es probable que se tomen medidas para reducirlo, incluso si la evaluación cuantitativa posterior es defectuosa62. Se comienza con la recolección de datos que definen el procedimiento del sistema, aunque también suele usarse el análisis de causa y efecto. Muchas técnicas formales pueden ser desarrolladas para el análisis sistemático de sistemas complejos. Algunos métodos se utilizan con más frecuencia (HAZOP y HAZAN) y algunos métodos especializados como el análisis del error humano.63

61 Cortés Rodríguez René, Evaluación del Nivel de Riesgo en sistemas de Ductos que transportan Hidrocarburos, utilizando la metodología del ranking relativo, UNAM, tesis Año 2000, p. 41 62 Díaz Compañ Fabiana Alicia, Op. Cit., p. 21 63 Cortés Rodríguez René, Op. Cit., p. 40

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En la evaluación de riesgos se determina la posibilidad de iniciación/propagación de acontecimientos y accidentes por causas internas y externas y la frecuencia o probabilidad de ocurrencia.

B. Análisis de consecuencias64

Se entiende por análisis de consecuencias la evaluación cuantitativa de la evolución espacial y temporal de las variables físicas representativas de los fenómenos peligrosos en los que intervienen sustancias peligrosas, y sus posibles efectos sobre las personas, el medio ambiente y los bienes, con el fin de estimar la naturaleza y magnitud del daño. Los análisis de consecuencias deben estudiar los diferentes tipos de accidentes potenciales en establecimientos industriales que pueden producir fenómenos peligrosos para las personas, el medio ambiente y los bienes materiales. Estos tipos de accidentes potenciales se seleccionan a partir de un correcto análisis e identificación de riesgos. Son los siguientes: Fugas o derrames incontrolados de sustancias peligrosas: líquidos o

gases en depósitos y conducciones Evaporación de líquidos derramados Dispersión de nubes de gases, vapores y aerosoles Incendios de charco o "Pool fire" Dardos de fuego o "Jet fire" Deflagraciones no confinadas de nubes de gases inflamables o "UVCE" Estallido de depósitos o "BLEVE" Explosiones físicas y/o químicas Vertido accidental al medio ambiente de sustancias contaminantes,

procedente de fugas o derrames incontrolados

C. Cuantificación de las consecuencias Una vez conocidos los efectos del accidente (radiación, onda de presión, etc.) hay que estimar cuáles serán las consecuencias sobre la población, las instalaciones y el medio ambiente. Se deberán estimar y cuantificar las posibles consecuencias de los escenarios producidos por las hipótesis de accidentes. Los resultados de esta estimación deberán servir de base para el análisis del ambiente vulnerable en las instalaciones estudiadas65.

En este caso y para el estudio de esta tesis sólo tomaremos la parte de la identificación y evaluación de riesgos.

64 http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_conse/Metodos.htm 65 Vílchez Sánchez Juan A. , Análisis de riesgos ambientales y aplicación al diseño de instalaciones industriales, IX Seminario Formación www.asecorp‐online.com OCT‐01

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2.4.3 Clasificación de los métodos de análisis de riesgo. Muchos de los métodos y procedimientos que se desarrollan para los análisis de riesgo han nacido en la industria química, debido al esfuerzo de sus hombres para preservar el bienestar dentro y fuera del orbe industrial. De acuerdo a Díaz Compañ66, se pueden agrupar los conceptos relacionados con los métodos de análisis de riesgo a manera de una clasificación en función de los siguientes factores:

A. El tiempo es el testigo de los eventos ocurridos durante todos los ciclos de vida de las operaciones. La clasificación en función de este factor sería la siguiente: Métodos Históricos: se basan en experiencias de accidentes pasados

por ejemplo la técnica de análisis histórico de accidentes. Métodos empíricos: se basan en experiencias, por ejemplo la técnica

¿Qué pasa si? Métodos analíticos: se basan en modelaciones de eventos, simulación

de un evento, por ejemplo los modelos de evaluación de consecuencias.

B. La dirección en que se desarrollan los análisis puede dividir a los métodos en:

Métodos deductivos: se conocen como métodos de arriba hacia abajo.

Parten de la definición del evento mayor, se analiza hacia atrás y de manera lógica toda la secuencia que produjeron un acontecimiento. Por ejemplo la técnica de árbol de fallas.

Métodos inductivos: se conocen como métodos de abajo hacia arriba. Trabajan en la dirección del efecto mayor. Están dirigidos a descubrir los efectos partiendo de sus posibles causas. Por ejemplo la técnica de árbol de eventos.

C. A medida que se desarrolla un análisis se van cumpliendo objetivos, los que

permiten la aplicación de las técnicas de acuerdo al objetivo a cumplir por cada una de ellas. Identificación de riesgos, por ejemplo la técnica de HAZOP Evaluación de riesgos, por ejemplo la técnica FMEA Modelación, por ejemplo los modelos de evaluación de áreas de

afectación y empleo de simuladores comerciales67. D. Es necesario distinguir entre el riesgo que objetivamente existe y el riesgo

percibido por los posibles sujetos pasivos. Así, según el carácter del análisis tenemos:

66 Ibíd. p 19 y 20. 67 Nota: existen técnicas que no se encuentran incluidas en estas clasificaciones ya sea por su omisión, su utilidad que es más bien auxiliar a las demás técnicas, o bien porque se tratan de metodologías que integran varias técnicas para su aplicación. Más adelante se darán breves explicaciones de los métodos.

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Métodos cualitativos: para la identificación de riesgos basados en la observación y experiencia. Por ejemplo la técnica de la lista de verificación.

Métodos cuantitativos: para evaluación de los efectos de los riesgos existentes y los identificados como posibles riesgos. Por ejemplo el índice Mond de fuego, explosión y toxicidad.

2.5 Métodos cualitativos68

Se caracterizan por no recurrir a cálculos numéricos. Pueden ser métodos comparativos y métodos generalizados.

2.5.1 Métodos Comparativos

Se basan en la utilización de técnicas obtenidas de la experiencia adquirida en equipos e instalaciones similares existentes, así como en el análisis de sucesos que hayan ocurrido en establecimientos parecidos al que se analiza. Entre ellos tenemos a los siguientes:

2.5.1.1 Manuales técnicos o Códigos y normas de diseño Algunas empresas elaboran manuales técnicos internos que especifican cómo diseñar, distribuir en planta, instalar, operar, etc., los equipos utilizados en sus instalaciones. El contenido de los manuales puede variar considerablemente, aunque siempre cumpliendo con la legislación local y nacional, así como las normas habituales de las distintas ramas de la ingeniería. Estos están disponibles, compilados en forma de Códigos y Normas, proporcionando una experiencia que ha de aumentar toda la documentación de la industria, entre estos se encuentran:

ASME, American Society of Mechanical Engineers, Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos

API, American Petroleum Institute, Instituto Americano del Petróleo ASTM, American Society for Testing and Materials, Sociedad Americana de

Pruebas y Materiales NFPA, National Fire Protection Association, Asociación Nacional de

Protección Contraincendio. AIChE, American Institute Chemical Engineers, Instituto Americano de

Ingenieros Químicos.

El utilizar manuales técnicos internos disponibles, así como los códigos y normas de ingeniería aseguran la aceptación de un diseño a partir de su evaluación. Si como resultado de una evaluación se encuentran diferencias en un diseño, respecto de lo que es habitual, es necesario examinarlo con todo cuidado ya que

68 URL: http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm, Mayo 2009

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es una fuente de posibles riesgos. Este tipo de análisis es válido en diseños iníciales así como en las modificaciones posteriores de los mismos.

2.5.1.2 Lista de Verificación. 69 Las listas de verificación también son conocidas como listas de comprobación y hace uso de la experiencia acumulada por la industria. Una lista de verificación es una lista de preguntas acerca de la organización de la planta, la operación, mantenimiento y otras áreas de interés. La lista proporciona una serie de puntos de reflexión y preguntas que detecta aspectos que pueden haber pasado desapercibidos. El propósito general durante las diferentes etapas del proyecto es asegurar la concordancia con las regulaciones o normas nacionales e internacionales. Los resultados de este tipo de análisis son cualitativos y proporcionan el conocimiento de las diferencias del proceso con las normas. Esta metodología puede ser utilizada durante el diseño preliminar de algún proyecto, durante la construcción y operación de una planta o durante la realización de paros y arranques de la misma. En general es aplicable en cualquier etapa del proceso. La lista se puede emplear para comparar el estado de un sistema con una referencia externa, identificando carencias de seguridad en algunos casos o las áreas que requieren un estudio más profundo. Las listas se pueden aplicar a la evaluación de equipos, materiales o procedimientos, y el grado de detalle varía considerablemente desde las generales a las que se elaboran para equipos, procesos o procedimientos muy específicos.

2.5.1.3 Análisis histórico de accidentes70 Esta técnica hace uso de los datos recogidos en el pasado sobre accidentes industriales. La información sobre accidentes ocurridos en el pasado puede proceder de fuentes muy diversas, tales como datos de la misma industria, informaciones de prensa, entrevistas con testigos del accidente e informes de las comisiones de investigación Otras fuentes disponibles son los informes de compañías aseguradoras, publicaciones científicas, sumarios judiciales, etc. Diversas organizaciones públicas y privadas han confeccionado bancos de datos sobre accidentes industriales, en los que la información disponible se ha organizado para facilitar su consulta. Estas últimas fuentes proveen de los accidentes: el tipo, las circunstancias en las que tienen lugar, la cantidad y naturaleza de las(s) sustancia(s) involucrada(s), la localización, las causas y consecuencias, la estimación de daños a las personas y a la propiedad.

69 Díaz Compañ Fabiana Alicia, Op. Cit., p. 22 70 Ibíd. , p. 24

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Algunos bancos de información internacional relevante para la industria química son71:

CHAFINC, banco de datos de accidentes, incidentes, fallas y riesgos químicos

CHI, Riesgos químicos en la industria HARIS, Sistema de información de riesgo y seguridad MHIDAS, Servicio de datos de incidentes de riesgo mayor NIOSH, Instituto Nacional para la seguridad y salud ocupacional SONATA, Sumario de accidentes notables en actividades técnicas WOAD, Banco de datos de accidentes mundiales en alta mar

Este método se refiere a accidentes indudablemente reales, por lo que es útil en la identificación de riesgos concretos. Sirve de dirección a otras industrias con procesos o instalaciones análogas. Este método no cubre todas las posibilidades importantes, ya que, muchos de los accidentes se registran de forma restringida o no se registran. Este método es valioso para una verificación a posteriori de los modelos que se dispone en la actualidad para la predicción de las consecuencias de accidentes.

2.5.1.4 Análisis de datos de bitácoras. 72 El análisis de datos de bitácoras tiene su principio en la obtención de las probabilidades de ocurrencia del evento no deseado. Este método hace uso del documento conocido como Bitácoras de Operación y Mantenimiento del cual se han de obtener datos numéricos respecto a fallas, equipos, tiempo de operación, etc. Estos datos son útiles en la determinación de la eficiencia en la operación de la unidad de estudio Este método es considerado como auxiliar, ya que, los resultados de éste son de gran utilidad para el método del árbol de fallas. Los datos de las bitácoras de operación y mantenimiento y los resultados generados a partir de los cálculos con estos datos, son tabulados para una mejor interpretación y para facilitar el uso del método del árbol de fallas. El resultado más útil es la tasa de fallas en los equipos Las bitácoras de operación y mantenimiento han de contener, entre otros datos, el número de fallas en los sistemas, el número de fallas ocurridas por errores humanos, las fallas por envejecimiento, fallas por eventos externos, fallas por esfuerzo excesivo, fallas de las características de los componentes, etc. 71 Ibíd. , p. 24 72 Ibíd. , p. 41

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2.5.2 Métodos Generalizados. 73 Los métodos generalizados de análisis de riesgos, se basan en estudios de las instalaciones y procesos mucho más estructurados desde el punto de vista lógico-deductivo que los métodos comparativos. Normalmente siguen un procedimiento lógico de deducción de fallos, errores, desviaciones en equipos, instalaciones, procesos, operaciones, etc. que trae como consecuencia la obtención de determinadas soluciones para este tipo de eventos. Entre ellos tenemos a los siguientes:

2.5.2.1 Análisis de peligro y operabilidad (HAZOP). 74 Un examen de HAZOP, es uno de los métodos comúnmente aceptados, para el análisis cualitativo de riesgos. Este método puede ser aplicado en general, para toda una planta de proceso, unidades de producción o piezas de equipo. Se debe de utilizar una base de datos de información sobre la planta y el proceso, los cuales estarán sustentados por ingenieros expertos en seguridad, ya que están más familiarizados con esta área. El resultado final, es algunas veces confiable en términos de ingeniería y expectativas operacionales, pero no es cuantitativo y no considera las consecuencias del error humano. Los objetivos de un estudio de HAZOP pueden ser resumidos de la siguiente manera:

1. Identificación de áreas de diseño que puedan representar un potencial de riesgo significativo.

2. Identificar y estudiar las características del diseño, que influencie en la probabilidad de ocurrencia de un incidente de riesgos

3. El equipo que haga el estudio, debe familiarizarse con la información disponible del diseño

4. Asegurarse que el estudio sistemático se haga en las áreas que representen un potencial de riesgo significativo

5. El equipo que realice el estudio, identificará pertinentemente que la información disponible sea actual

6. El equipo que realiza el estudio, proporcionará un mecanismo de información al cliente con sus respectivos comentarios bien detallados.

Los pasos que se deben de seguir para realizar un estudio de HAZOP son los siguientes:

1. Especificar el propósito, objetivo y alcance de estudio. Como propósito se plantea el análisis desde la construcción de la planta o la revisión del riesgo en las unidades existentes. Dado el propósito y las circunstancias de estudio, la lista de objetivos se puede hacer mas especifica. El alcance del

73 URL: http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm, Mayo 2009 74 Cortés Rodríguez René, Op. Cit., p. 45

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estudio se limita a unidades físicas y también a la gama de eventos en las variables consideradas. Por ejemplo, en cierta época, estudio de HAZOP se enfocaba principalmente a los puntos de fuego y explosión, aunque ahora el alcance incluye exposiciones toxicas, olor ofensivo y el medio ambiente. El propósito establecido inicialmente, los objetivos y el alcance, son muy importantes y deben de ser precisos y bien claros, desde el comienzo hasta el fin del estudio. Estas decisiones necesitan ser hechas por una gerencia responsable con un nivel apropiado.

2. Seleccionar el equipo que realizará el estudio de HAZOP. El líder de equipo debe ser especialista en estudios de HAZOP y debe de tener una exitosa técnica personal de interacción con el grupo. Como muchos otros expertos debe ser incluido en el equipo y cubrir los aspectos de diseño, operación, química del proceso y seguridad. El líder debe instruir al equipo acerca de los procedimientos de HAZOP, y debe enfatizar que los objetivos del estudio es la identificación de riesgos, solucionando cada problema con un esfuerzo por separado

3. Recopilación de información. A continuación se enlistan los materiales necesarios para el estudio:

a. Descripción del proceso b. Hojas de flujo de proceso c. Datos de las propiedades químicas, físicas y toxicológicas de la

materia prima, los intermediarios y los productos d. Diagramas de tubería e instrumentación (DTI’s) e. Especificación de instrumentos en tuberías y equipo f. Diagramas lógicos de control de procesos g. Diagramas disponibles h. Procedimientos de operación i. Procedimientos de mantenimiento j. Procedimientos de respuesta a emergencias k. Entrenamiento y seguridad

4. Conducción del estudio. Usando la información recopilada, las unidades

son divididas dentro del estudio en nodos. Los nodos son puntos en el proceso donde los parámetros de proceso (presión, temperatura, composición, etc.) representan valores proyectados. Estos valores cambian entre nodos, como el resultado de la operación de varias piezas de equipo, ya sea como una columna de destilación, un intercambiador de calor o bombas. Varias formas y hojas de trabajo, son desarrolladas como una ayuda en la organización de los nodos de los parámetros de proceso y la información de la lógica de control. Cuando los nodos y los parámetros son identificados, cada nodo es estudiado aplicando las palabras guía especializada para cada parámetro. Estas palabras guías y su significado, son elementos clave en el procedimiento de HAZOP.

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Estas palabras se describen a continuación:

PALABRAS GUIA SIGNIFICADO No No se consiguen las intenciones previstas en el

diseño Menos Disminución de cantidad Más Aumento de cantidad Parte de Disminución de calidad Además de Aumento de calidad En vez de No se obtiene el efecto deseado Inversión Se obtiene el efecto contrario deseado

5. Reporte escrito. Como mucho de los detalles acerca de los eventos y sus consecuencias, son revelados al término del estudio, estos deben ser reportados. Así, aunque la acción de reducir el riesgo, no es parte del estudio de HAZOP, pueden poner en funcionamiento lo necesario para cada acción. Estudio de HAZOP toma tiempo y es costoso.

2.5.2.2 Análisis de riesgos (HAZAN). 75

Las siglas HAZAN, son un término genérico para una variedad de riesgos cuantitativos en un método de análisis. Una secuencia lógica para el examen sistemático de una instalación es primero el uso de identificación de riesgos y técnicas superiores. Si hay posibles escenarios que puedan conducir a consecuencias inaceptables, entonces las técnicas cualitativas (HAZOP), pueden ser aplicadas enseguida. Donde existe un riesgo cualitativo, el método HAZAN puede ser usado para estimar la probabilidad cuantitativa de eventos adversos. Como muchos análisis, este vale la pena como una función de consecuencias de eventos adversos y la dificultad de prevenir

2.5.2.3 Análisis de árbol de fallas.76

El análisis mediante árbol de fallas ha sido objeto de considerable aplicación en los proyectos espaciales. Fue creado por lo científicos en los laboratorios Bell, para permitir la identificación de las fallas características de un sistema. Esto es particularmente útil para calcular la probabilidad de un evento de falla a partir de la tasa de falla de los componentes. El análisis mediante el árbol de fallas es único, en el sentido de que razona hacia atrás a partir de un acontecimiento predeterminado inconveniente. Evidentemente la selección de eventos a analizar estará condicionada por el conocimiento y la imaginación del analista. También, y ya que el análisis no se realiza en forma sencilla, particularmente cuando el tema lo forman sistemas complicados, no es

75 Grimaldi‐Simonds, La Seguridad Industrial‐ Su administración, ed. Alfaomega, México, 1996, p.304 76 Cortés Rodríguez René, Op. Cit., p. 49

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fácil que se aborden muchas aplicaciones para eventos posibles que no tengan un potencial evidente de consecuencias inaceptables. Claramente el árbol de fallas no es un método “sin paralelo” para controlar todos los problemas de riesgos. En base a esto, es un medio útil y bajo las circunstancias adecuadas puede integrar una poderosa ayuda en los casos en que hayan de tomarse decisiones acerca de los riesgos. Comenzando con un suceso perjudicial previsto, el análisis del árbol de fallas sigue la secuencia de los eventos posibles que han podido llevar al acontecimiento no deseado. Cuando se simboliza la red, el diagrama que se desarrolla adquiere la configuración de un árbol construido con tipos de fallas cada vez mas importantes y llevando hasta el suceso que ha sido seleccionado para el análisis El análisis de árbol de fallas es un proceso deductivo basado en el algebra Booleana que supone un suceso no deseado (un accidente o desviación peligrosa de cualquier tipo) ya ocurrido, y busca las causas del mismo y la cadena de sucesos que pueden hacer que tenga lugar. Como método de análisis de riesgo, es de los más estructurados y se puede aplicar a un solo sistema o sistemas intermedios. En la elaboración del árbol de fallas se integran todos los conocimientos sobre el funcionamiento y operación de la instalación con respecto al suceso estudiado. El primer paso consiste en identificar el suceso “no deseado” o suceso “TOP” que ocupará la cúspide de la estructura gráfica representativa del árbol. A partir del suceso “no deseado”, se establecerán en forma sistemática todas las causas intermedias (necesarias y suficientes) que constituyen la ocurrencia del proceso principal unidas a través de puertas lógicas. El proceso de desglose de un suceso intermedio se repite sucesivamente hasta llegar a los sucesos básicos mismos que no pueden seguirse desglosando, ya sea por falta de información o por decisión del consultor. Un árbol de fallas es una representación lógica de las secuencias de acontecimientos que pueden llevar a un suceso arbitrariamente elegido como “suceso culminante”. Cuando todas las secuencias razonables se han identificado y el árbol está bien construido, el método del árbol de fallas es posiblemente la herramienta más poderosa para la cuantificación de riesgos.

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2.5.2.4 Análisis de árbol de eventos. 77 Otra técnica que aplica conceptos básicos de probabilidad para la evaluación de confiabilidad de un sistema el cual contiene en la actualidad un potencial para causar un desastre, es el análisis de árbol de eventos. Esta técnica, es similar al análisis de árbol de fallas, pues el análisis es de manera probabilística, en las consecuencias de una serie de eventos conectados lógicamente. El análisis de árbol de eventos, algunas veces difiere del análisis de árbol de fallas, en que este inicia desde el comienzo del evento y no cuando este haya sucedido. Como en el análisis de árbol de fallas, se construye un diagrama mostrando la relación lógica entre el evento y la consecuencia. El análisis de árbol de eventos, puede ser cualitativo o si ocurre una probabilidad razonable, puede obtenerse con una estimación cuantitativa la confiabilidad del evento. } El objetivo de construir un árbol de eventos, es identificar los resultados importantes posibles que tienen valor para la evaluación de riesgos. El esquema para el desarrollo del árbol de eventos, consta de los siguientes pasos:

1. Identificación de eventos iniciadores relevantes 2. Identificación de las funciones de seguridad diseñados para responder al

evento iniciador 3. Construcción del árbol de eventos 4. Descripción de las condiciones de acontecimientos resultantes

2.5.2.5 Análisis de causa-consecuencia. 78

Los análisis de árbol de fallas y consecuencias pueden ser combinados entre el análisis de causa-consecuencia, el cual nos capacita para trabajar con cualquiera de las dos secuencias ya sea para analizar la consecuencia después del evento o antes del evento. El resultado obtenido puede ser cuantitativo o cualitativo, dependiendo de la naturaleza del dato suministrado. En este análisis, puede ser complejo en algunos caminos, y por consecuencia volverse más intuitivo al momento de mostrar y describir las secuencias más apropiadas que sirven como objetivo de comunicación para influir en el control de eventos.

2.5.2.6 Análisis de modos de falla y efectos. 79 Las exigencias en cuanto a la confiabilidad de los productos han estimulado la técnica denominada “análisis de modos de falla y efectos” (FMEA) en Inglés “Failure Modes and Effects Analysis”. Este método de análisis identifica la forma como ocurren las fallas peligrosas e investiga su impacto mutuo, así como el de las mismas sobre otras partes del sistema. Mediante una extrapolación de datos confiables se asignan probabilidades a los modos de falla. Aun cuando este 77 Ibíd., p.54 78 Ibíd., p.55 79 Ibíd., p. 56

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método se preocupa ordinariamente por lo modos según los cuales puede fallar un producto, el FMEA puede ser orientada también hacia los componentes de un sistema que pueden dar lugar a una situación de inseguridad. EL FMEA, como el árbol de fallas y otros métodos analíticos, se inicia con un modelo esquemático del sistema. Pero en el caso del FMEA cada componente es analizado individualmente para determinar sus características en relación con la falla. Este procedimiento puede ser comparado, por ejemplo, con el árbol de fallas, en donde se preven los eventos y a la vez que se evalúa su efecto concatenado. Aunque el FMEA es simple en cuanto a su presentación, su realización está muy lejos de ser un trabajo sin importancia. El análisis consiste en construir imaginativamente cada situación concebible que pueda presentarse en el caso del componente, incluyendo su punto previsto de falla (expectación de vida), y sus efectos sobre otros componentes relacionados. Un análisis eficaz y escrupuloso en extremo se necesita claramente si se han de obtener resultados efectivos y dignos de confianza. Es necesaria una considerable imaginación, apoyada en una amplia experiencia, para prever cómo puede ocasionar algo perjudicial en un componente del sistema

2.5.2.7 Análisis “¿Qué pasa si..? 80 Esta técnica es de carácter cualitativo. El análisis “What if?” es comparativamente mucho menos estructurado que el análisis HAZOP, aunque su aplicación presente la forma tabular Las preguntas se realizan de forma empírica, sobre áreas concretas de acuerdo a la sección específica a evaluar (seguridad eléctrica, protección contraincendios, instrumentación de un equipo determinado, almacenamiento, manejo de materiales, etc.), por un equipo de 2 a 3 expertos que poseen documentación detallada de la instalación, procedimientos de operación y acceso a personal de la planta para proveerse de información complementaria. Por lo general, de la aplicación de la pregunta se obtienen sugerencias de eventos iniciadores y fallas posibles a partir de los cuales puede producirse una desviación peligrosa. Esta técnica es ampliamente utilizada durante las etapas de diseño del proceso, así como durante el tiempo de vida o de operación de una instalación, asimismo cuando se introducen cambios al proceso o a los procedimientos de operación. Su aplicación se enfoca a los sistemas de protección de procesos. Los resultados son más completos si se combinan con la lista de verificación. El análisis no termina con las preguntas sino que pasa a examinar las posibles acciones correctoras, como puede ser la modificación de los sistemas de emergencia o la modificación de los procedimientos de operación para disminuir las probabilidades de fallas indicados. Las respuestas proveerán de situaciones

80 Díaz Compañ Fabiana Alicia, Op. Cit., p. 33

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claves para la evaluación de fallas de equipos, errores, procedimientos, etc. los resultados son tabulados respecto a situaciones peligrosas, sus consecuencias, medidas de seguridad y posibles acciones para reducir el riesgo.

2.5.2.8 Análisis del Error Humano. 81 El medio para calcular la probabilidad del error humano en la operación ha sido propuesto por Sandia Corporation, mediante el cual se puede cuantificar la probabilidad del error de los trabajadores en las operaciones manufactureras, con el objeto de reducir defectos en la producción. Se cree que, con algunas modificaciones, este método puede ser utilizado para calcular las probabilidades que el error humano ocasione a otros eventos perjudiciales. El método Sandia se conoce como THERP (Technique for Human Error Rate Prediction), homónimo de técnica para la predicción del error humano. Su premisa consiste en que, aunque las acciones no frecuentes ni repetitivas son difíciles, e incluso imposibles de predecir, unos actos repetidos tales como los que pueden suceder en un proceso de producción, pueden ser estudiados con la esperanza de determinar datos acerca de las confiabilidad de los errores humanos con antecedentes que sean aceptablemente consistentes para el caso de trabajos similares. El método THERP establece una tasa básica de error (BER, basic error rate) para tareas seleccionadas, empleando un método riguroso para la recolección de datos, así como procesos estadísticos para llegar a alcanzar una validez de acuerdo con las tasas cuantificadas. La unidad BER es un error por millón de operaciones. La información cuantitativa digna de confianza acerca de la tasa con la cual se comete error, en las operaciones comunes, es interesante para los especialistas en seguridad. Tales valores pueden ser utilizados por ejemplo en el análisis de redes de seguridad, incluyendo el árbol de fallas. Sin embargo, la experiencia que tiene el especialista en seguridad recuerda que los individuos típicos están en la posibilidad de resultar atípicos en cualquier momento dado. Por lo tanto, los métodos que tratan de cuantificar las características de conducta no pueden ser representados adecuadamente en el caso del operador individual en cuestión, aun cuando estadísticamente pueda afirmarse que caracterizan en general a sus iguales con cierta confianza.

81 Cortés Rodríguez René, Op. Cit., p. 59

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2.6 Métodos cuantitativos. 82

Son los métodos que introducen una valoración cuantitativa respecto a las frecuencias de ocurrencia de un determinado suceso y se denominan métodos para la determinación de frecuencias, o bien se caracterizan por recurrir a una clasificación de las áreas de una instalación con base en una serie de índices que cuantifican daños: entre los que se pueden mencionar los siguientes:

2.6.1 Índices de Riesgos Un inventario completo puede enlistar pocas sustancias que a su vez puedan ser potencial causa de incidentes catastróficos y algunos que no lo sean. El primer paso para hacer dicho inventario, es desarrollar escenarios de eventos superiores a la lista de potenciales de riesgo. Los índices de riesgo severos, pueden ser desarrollados para este propósito. El índice de vapor peligroso, es basado en la concentración de vapor saturado dividido por los valores umbral limite (TLV, por sus siglas en ingles). Algunas veces, los TVL’s están basados en la variación de puntos finales, mejor dicho en la gran concentración de toxicidad que se obtiene de una fuga. El índice de sustancias peligrosas (SHI, por sus siglas en Inglés), basado en la presión de vapor de las substancias, esto es, concentraciones grandes de toxicidad (ATC).

2.6.2 Índice Dow y Mond

Proporcionan un método directo y relativamente simple de estimar el riesgo global asociado con una unidad de proceso, así como jerarquizar las unidades en cuanto al nivel de riesgo. No son por lo tanto, sistemas que se utilicen para señalar riesgos individuales, sino que proporcionan un valor numérico que permite identificar áreas en las que el riesgo potencial alcanza un nivel determinado. El índice Dow de incendio y explosión, se utiliza ampliamente en la industria química, debido a que permite realizar una estimación algo más fácil de visualizar por el uso preferente de gráficas frente a ecuaciones logrando con esto, contabilizar riesgos intrínsecos del material, las cantidades manejadas, cantidades de operación y en la más reciente edición tiene en cuenta, si bien de manera marginal, aspectos de toxicidad, con la inclusión de una penalización especifica. Metodología.

1. Identificar en un plano de localización General, todas las unidades de proceso que puedan representar riesgos mayores. Las unidades de proceso que pueden considerarse riesgosas son: tanques de almacenamiento, compresores, intercambiadores de calor, bombas, reactores, etc.

82 URL: http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm

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2. Determinar el factor material (MF) de cada uno de los equipos. El factor material es un número comprendido entre el 1 y 40, que se asigna a la sustancia que se procesa en la unidad, de acuerdo con el potencial intrínseco de esta etapa para liberar energía en un incendio o en una explosión.

3. Determinar los factores de riesgo concurrentes, los cuales pueden ser de dos tipos: Riesgos generales (F1), como la presencia de reacciones

exotérmicas o la realización de operaciones de carga y descarga Riesgos específicos del proceso (F2), como la operación cerca del

intervalo de inflamabilidad o a presiones distintas de la atmosférica. La contabilización de los factores de riesgo ocurrentes en el proceso, se realiza asignando una penalización en cada uno de los apartados: F1 = 1 + Σ (penalización por cada uno de los riesgos generales) F2 = 1 + Σ (penalización por cada uno de los riesgos especiales)

4. Una vez calculado F1 y F2, se está en condiciones de obtener el factor de riesgo de la unidad (F3) como producto de las anteriores que generalmente están comprendidos entre el 1 y 8 los cuales se utilizan para hallar el valor de índice de incendio y explosión (IIE)

5. Calcular el área de exposición; esta área es un círculo ideal dentro del cual estarán los equipos e instalaciones que pueden verse afectados por un incendio o por una explosión en la unidad de proceso que se evalúa.

El radio del círculo ideal de exposición se calcula de acuerdo con la ecuación:

R(m)= 0.256* IIE Con base en estos resultados, puede realizarse una primera estimación de las pérdidas materiales que puedan resultar de un accidente estableciendo una jerarquización de riesgo para las distintas unidades. Ventajas Intenta cuantificar anticipadamente daños potenciales por incendio y explosión y permite tener una reducción de riesgos potenciales a una valoración económica que permite jerarquizar decisiones.

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2.6.3 Calificación Relativa (ranking relativo). 83 Son calificaciones relativas que se les asignan a los riesgos en una instalación de procesos.

1. Propósito: es proporcionar una medida relativa de riesgo para una instalación.

2. Aplicaciones: Durante la etapa de diseño, modificación u operación de instalaciones.

3. Resultados: Calificaciones relativas de varias unidades de proceso en la instalación basándose en el riesgo y los resultados son cualitativos

4. Datos requeridos: a. Planos de localización general del equipo (actuales) b. Conocimiento completo de los procesos y del equipo de proceso

involucrado c. Conocimiento completo del equipo de mitigación de riesgos y

técnicas disponibles d. Formas adecuadas y guías índices para asignar calificaciones.

5. Personal: La calificación en cada unidad de proceso puede ser hecha por un ingeniero con experiencia en equipo y procesos.

6. Tiempo requerido: una vez que el personal está familiarizado con el sistema, las unidades de proceso simples pueden ser calificadas en pocas horas

7. Guías para la aplicación: a. Identificar sobre un plano de localización general del equipo las

unidades de proceso que puedan producir grandes riesgos. b. Determinar las calificaciones de riesgo para cada unidad basándose

en el material procesado en cada unidad c. Evaluar la contribución de los factores de riesgo. d. Calcular el factor de riesgo en la unidad e. Determinar los índices de fuego y explosión f. Determinar el área de exposición g. Calcular el daño máximo probable a la propiedad h. Estimar la máxima probabilidad de días de paro y el costo de

interrupción del negocio. En base a lo visto en el capitulo dos, se toma de referencia el Ranking Relativo, el cual es el método cuantitativo que se ajusta a la propuesta de la generación de una metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo en estaciones de bombeo de hidrocarburos a describir en el siguiente capítulo, debido a que se asignarán calificaciones para cada uno de los elementos que componen dichas estaciones. Esto podrá ser visualizado en un ejemplo práctico para el área de tuberías de la instalación.

83 Cortés Rodríguez René, Op. Cit., p. 59

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Capítulo 3. Metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo en Estaciones de Bombeo de Hidrocarburos.

Como se vio en el capitulo anterior, el riesgo está definido por la probabilidad de falla (LOF, por su siglas en ingles) multiplicado por sus consecuencias (COF, por sus siglas en ingles). En este capítulo se procederá a realizar la descripción tomando de referencia el método del Ranking relativo en el diseño de la metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo y un ejemplo de aplicación que ilustre esta metodología referenciada hacia el área de tuberías de una estación de bombeo de hidrocarburos. Cabe mencionar que también se abordará una propuesta de los factores que permiten calcular la probabilidad de falla a nivel de estación, circuito o equipo dentro de la metodología propuesta. Estos factores de probabilidad de falla son el resultado del análisis de estadísticas de eventos disponibles en las estaciones de bombeo, experiencias de personal que ha sido recopilado a través de comunicados y otras fuentes disponibles en bases de datos.

3.1 Generalidades La administración de riesgo, es un proceso general, bajo el cual la gerencia decide que acciones tomar para controlar o reducir el riesgo esperado o existente. La administración del riesgo involucra la aplicación sistemática de políticas de administración, procedimientos, recursos y prácticas de las tareas de elaboración, análisis y control de riesgos. La meta de un buen sistema de administración de riesgos es proteger a los empleados, población, ambiente y activos de la empresa84 Así mismo, es la formulación y la implantación de medidas y de procedimientos, técnicos y administrativos que tienen como finalidad prevenir, controlar o reducir los riesgos existentes en una instalación industrial, teniendo como objetivo, mantener esa instalación operando dentro de los requisitos de seguridad considerados tolerables. Por lo que respecta a la evaluación de riesgo es solamente uno de los componentes del proceso de administración del riesgo. Es un proceso de identificación de peligros o fuentes de riesgo, y estimación de la severidad de las consecuencias potenciales asociadas al riesgo. Un programa de evaluación de integridad es una herramienta para realizar la evaluación de riesgo85

84 Inspección Genérica Procedimientos y Disciplina Operativa, Análisis de riesgo en Ductos, p. 3 85 Ibíd., p. 4

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También se puede decir, que es el proceso que utiliza los resultados del análisis de riesgo para tomar decisiones con relación a la administración del riesgo, a través de la comparación de los criterios previamente establecidos en la tolerancia del riesgo. Para iniciar con la definición de los niveles de evaluación del riesgo se debe considerar información documental disponible de las instalaciones a estudiar, entre esta información relevante se encuentran: los diagramas de proceso de flujo, para identificar los puntos de inicio y terminación del proceso de la instalación a ser evaluada. En la Figura 3-1, se muestra una propuesta de factores de probabilidad de falla.

Figura 3-1. Factores de Falla

Fuente: Diseño propio

Estos factores de probabilidad de falla, son la parte medular que constituyen un algoritmo de evaluación del riesgo, el cual está formado por variables y atributos, considerándose como la base de cualquier plan de administración de riesgo, por esta razón, es necesario establecer la influencia de cada variable (de Exposición, Mitigación y Resistencia) y sus atributos correspondientes, de tal manera que al realizar la evaluación de riesgo, los resultados reflejen realmente las expectativas de riesgo en las instalaciones. Los factores de probabilidad de Falla propuestos (LOF), se describen a continuación:

a. Mecánica. Este factor está directamente relacionado con la integridad mecánica de la instalación, que está conformada por varios circuitos, equipos y componentes. Se refiere principalmente a los daños potenciales en el equipo de bombeo, provocados por desviaciones en el diseño original o variaciones drásticas en las condiciones operativas. En este factor se deben determinar variables que permitan evaluar el grado de confiabilidad de la instalación para fallas asociadas a este factor.

Factores de Falla

MaterialesMecánica

Operación y mantenimiento

incorrecto

Fabricación /Construcción

Fuerzas Externas (WOF)

Terceras Partes y Seguridad

Eléctrica

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Es importante indicar que se necesitan desglosar los componentes de tal forma, que facilite la identificación de las fallas específicas que pueden ocurrir en cierto periodo de tiempo. Existe otro conjunto de variables (de mitigación), cuya función es modelar todos los elementos que pueden mitigar o controlar cualquier falla relacionada con el factor de riesgo. Así mismo, se deben evaluar las condiciones de los materiales, características de diseño y calidad de la instalación en cuanto a construcción (variables de resistencia), para determinar que tanto puede resistir un componente, antes de que se presente una falla por daño mecánico.

b. Materiales. Este factor de falla tiene que ver con la operación, inspección, mantenimiento y reparación. Para el cálculo del riesgo de este factor, las variables y atributos serán determinadas buscando modelar las diferentes características de los materiales que componen una estación de bombeo.

c. Eléctrica. Aquí se tomarán en cuenta los efectos de las fallas eléctricas en los equipos o componentes de la estación. Para ello, se considerará la frecuencia de falla eléctrica y fluctuaciones en el voltaje, que pueden llegar a dañar o desviar el proceso de algún equipo o componente. Cabe hacer notar, que este factor de probabilidad de falla es considerado como detonador de falla de otros circuitos o componentes de la estación, de ahí su importancia e influencia en el cálculo de la probabilidad de falla.

d. Terceras partes y seguridad Este factor de probabilidad de falla puede tener un impacto controlado en función de las características de protección física de las instalaciones. Actualmente, la mayoría de las instalaciones de bombeo, cuentan con dispositivos de monitoreo local y remotos, además del Circuitos Cerrados de Televisión (CCTV), que permiten detectar cualquier ataque potencial o incursión de agentes ajenos a las instalaciones.

e. Fuerzas Externas Los incidentes relacionados con este factor de riesgo, suelen tener consecuencias de gran magnitud. Tal podría ser el caso de una barrancada que ocasione impactos muy graves en la población, ambiente e instalaciones.

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f. Operación y mantenimiento incorrecto Según las estadísticas de incidentes de la industria petrolera dentro de estaciones de bombeo, este factor también es de gran peso en el cálculo de la probabilidad de falla de una estación de bombeo. Las variables que serán determinadas en este factor permitirán reproducir con cierta aproximación la filosofía de operación de la estación de bombeo, ya que la mayoría cuenta con un nivel de subjetividad muy alto.

g. Construcción/Fabricación. Este factor de probabilidad de falla tiene que ver con el proceso de construcción en cada uno de los elementos que conforman el equipamiento de una estación de bombeo, también tiene que ver con la fabricación de los elementos y componentes que le dan forma a los sistemas, pero además, otro aspecto importante que debe considerar, es la supervisión en el momento que se fabricó, construyó, instaló y ensambló.

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3.2 Propuesta metodológica para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo.

Antes de comenzar la definición de cada una de los pasos de la metodología a proponer, es importante mencionar que esta metodología está basada y ajustada en base a las instalaciones de bombeo de la industria petrolera, la normatividad nacional e internacional así como la literatura sobre evaluaciones de riesgos por medio del método de ranking relativo descritos en el capitulo anterior. La figura 3-2 muestra la manera de cómo se llegó a la propuesta de la metodología a describir

Figura 3-2 Conceptualización de la metodología propuesta Fuente: Diseño propio

A continuación figura 3-3, se presenta gráficamente los pasos y actividades de la propuesta metodológica para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgos en estaciones de bombeo de hidrocarburos.

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Figura 3-3. Metodología para el desarrollo de algoritmos de evaluación de riesgo Fuente: Diseño propio

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Paso 1. Desarrollo de las Estructuras de Componentes. El propósito de esta actividad, es facilitar la generación de estructuras de componentes que integran los sistemas, subsistemas, circuitos, áreas, lazos de control etc. contenidos en una instalación de bombeo de hidrocarburos. Para el desarrollo de la estructura de componentes, es recomendable tomar en cuenta alguna taxonomía de evaluación. Esta taxonomía debe de establecer el proceso de integración de cada uno de los componentes asociados, además permitirá evaluar el nivel de riesgo de falla. De esta manera, el análisis para la evaluación del riesgo en instalaciones superficiales puede ser definido en cinco niveles, con fundamento en la taxonomía de evaluación de acuerdo a la Norma ISO 14224:200686. La figura 3-4, indica el proceso de integración de componentes:

Figura 3-4. Proceso de Integración de componentes Fuente: ISO 14224:2006. Petroleum, petrochemical and natural gas industries – Collection and exchange of reliability and

maintenance data for equipment

Adicionalmente, para generar la estructura de componentes, es necesario tomar en consideración los siguientes aspectos:

Los esquemas y dibujos de tubería e instrumentación de instalaciones de bombeo

Reportes de integridad de instalaciones similares

86 ISO 14224:2006. Petroleum, petrochemical and natural gas industries – Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment

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Taxonomía contenida en la Norma ISO 14224, 2006, AIChE y demás publicaciones.

Normas y Códigos Aplicables Vigentes a estaciones de bombeo El análisis de cada uno de estos aspectos tiene el propósito de proporcionar elementos de juicio que coadyuven a determinar los sistemas, subsistemas y componentes; cabe hacer mención que se puede definir más de un sistema y por supuesto dentro de los sistemas, también varios subsistemas, los cuales están conformados por sus propios componentes. Para realizar este punto se desarrollarán lo siguiente.

Actividad 1.1 Recopilación, revisión y análisis de información documental.

Es fundamental contar con los esquemas, planos, dibujos y diagramas de tuberías e instrumentación, así como estudios previos, estadísticas y demás información sobre las instalaciones a evaluar; estos proporcionan información precisa de cómo fue el diseño, filosofía de operación y como se encontró definido el proceso para cada una de las disciplinas que intervienen para su óptima operación durante su vida útil. En la figura 3-5, se muestra un Diagrama de Tuberías e Instrumentación (DTI) de la estación de Bombeo, que indica a manera de ejemplo los diferentes circuitos y áreas en que se pueda abordar el análisis de la información. Por ello, este tipo de diagramas entre otros, son de gran ayuda para realizar este análisis.

Figura 3-5. DTI de una estación de bombeo Fuente: ISO 14224:2006. Petroleum, petrochemical and natural gas industries – Collection and exchange of reliability and

maintenance data for equipment

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Otros elementos importantes, que se pueden tomar en consideración son los reportes fotográficos, los cuales muestran con gran detalle los aspectos y componentes en los que se pueden integrar cada uno de los sistemas y subsistemas, así por ejemplo, en las siguientes fotografías se pueden observar: el diseño de cobertizos, áreas de trampas, cabezales, etc.

Fotografía 3-1. Vista general de una estación de bombeo

Fuente: PEMEX Petroquímica Básica

Fotografía 3-2. Caseta de Turbobombas y Medición


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Fotografía 3-3. Área de Trampas de Diablos


Esta información si se encuentra disponible es muy importante para identificar con precisión los sistemas, subsistemas y componentes.

Actividad 1.2 Recopilación y revisión de información, códigos y normas vigentes.

En el supuesto que se cuenta con la información del punto anterior, ahora el siguiente paso es, disponer de cada uno de los Códigos, Normas, Regulaciones y Prácticas Recomendadas aplicables y vigentes; entre ellos se pueden citar: el American Institute of Chemical Engineers (AIChE), y el Center for Chemical Process Safety (CCPS), que en su publicación Process Equipment Reliability Database (PERD) Iniciative, ofrecen guías para determinar los componentes de las diferentes estructuras que intervienen en una instalación, además de sus posibles modos de falla. Además la Norma ISO-14224 Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries – Collection and Exchange of Reliability and Maintenance Data for Equipment, los API, ANSI, NRF y NOMs. Con los documentos anteriores se logrará establecer un marco de referencia conceptual que posibilite la identificación precisa de la taxonomía de elementos críticos con sus modos de falla de acuerdo a las condiciones de trabajo que representan un riesgo potencial y despiertan gran interés para su análisis.

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Actividad 1.3 Generación de Estructuras de Componentes. En este punto, es necesario precisar los criterios de evaluación del riesgo, confiabilidad y disponibilidad con base en la metodología que plantean: el American Institute of Chemical Engineers AIChE, ISO 14224, en virtud de que ofrecen una guía para desarrollar los sistemas, subsistemas y componentes que pueden ser empleados para la definición de las estructuras de componentes en estaciones de bombeo. Las actividades en específico de este punto se describen a continuación:

a) Definición del sistema, subsistema y componente.

La definición del sistema, subsistema y componente, se puede tomar en consideración alguna información generada en alguna herramienta informática para la administración de la operaciones, para después conjuntarla con el análisis de la información documental recopilada anteriormente, lo cual puede permitir identificar y delimitar las fronteras de los sistemas (incluyendo subsistemas y componentes) de las estructuras que integran la instalación. Posteriormente, definidos y delimitados los sistemas, subsistemas y componentes, la siguiente actividad consistirá en el desarrollo de un análisis funcional.

b) Desarrollo del análisis funcional.

Se realzará un análisis de funciones el cual estaría caracterizado por la clase de función y su función misma dentro del sistema, circuito, lazo de control, etc. A manera de ejemplo la tabla 3-1, describe un análisis de funciones para un circuito de tubería:

Tabla 3-1. Análisis de Funciones para un circuito de Tubería

Fuente: AICHE- CCPS. Pág. 8, Process Equipment Reliability Database (PERD) Iniciative. Piping Circuit Taxonomy, 18 Febrero 2005 PEMEX

CLASE DE FUNCIÓN FUNCIÓN PARA EL CIRCUITO DE TUBERIA

Primaria Para transportar un fluido a presión (ejem. Línea hidráulica)

Auxiliar Para contener fluidos dentro del sistema

Protección Para mantener la integridad del circuito Para restringir el flujo en procesos especiales

Informativo Monitoreo de variables de proceso Monitoreo de condiciones

Interfase

Para conectar con otro circuito de tubería, recipientes, otros sistemas de equipo o a la atmósfera Salidas de flujo, presión, etc.

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También involucra la agrupación de cada uno de los equipos/sistemas/áreas/circuitos, etc., (dado el caso), esto comprende la clasificación en forma de cascada como se muestra a continuación:

Agrupación de equipo o Sistema de equipo

Tipo de Equipo Subtipo de equipo

Finalmente se complementa con un análisis operacional para conocer el estado operativo del sistema, circuito, lazo de control, etc. Por ejemplo, para un circuito de tuberías el estado operacional sería el siguiente:

Estado operacional de circuitos de tubería:

No flujo Flujo continuo Transición de flujo continuo a no flujo Flujo en standby

Actividad 1.4 Validación de las Estructuras de Componentes.

Finalmente, una vez desarrolladas los puntos anteriores, se tendrá como resultado la estructura de componentes, la cual debe ser revisada y validada por los integrantes de las áreas correspondientes encargados de realizar las evaluaciones de riesgo con la finalidad de que sea el punto de partida para la realización de los siguientes pasos tendientes a la generación del Algoritmo.

Paso 2. Criterios de evaluación de fallas Para abordar este paso es necesario definir una serie de criterios de evaluación de fallas (para una estación prototipo de Bombeo), con el propósito de facilitar a los especialistas de ingeniería de las diferentes áreas técnicas, la identificación en una primera instancia, de todos los mecanismos de falla posibles que se pueden presentar en cualquier momento (durante las etapas de diseño, fabricación/construcción, puesta en marcha, inspección, operación, mantenimiento, etc.) en las “Estructuras de Componentes”, dentro del contexto de los factores de probabilidad de falla (Materiales, Mecánico, Eléctrico, Terceras Partes/Seguridad, Operación/Mantenimiento Incorrectos, Fuerzas Externas del Medio Ambiente, y Fabricación/Construcción) propuestos anteriormente Estos criterios de evaluación de fallas serán de gran utilidad porque facilitaran mediante un análisis completo, la identificación clara de la causa raíz de los mecanismos de falla planteados en las estructuras de componentes que previamente fueron validados por los responsables correspondientes.

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Los criterios de evaluación de falla, se muestran como un ejemplo en la Figura 3-6, y son los siguientes:

a. Diseño b. Operación y Seguridad c. Mantenimiento d. Inspección e. Entorno f. Construcción

Figura 3-6. Criterios de evaluación

Fuente: Diseño Propio a) Diseño

El Diseño, representa la primera etapa de concreción para cualquier proyecto que se pretende construir o implementar en un espacio y tiempo determinados y que busca responder a una serie de necesidades de la sociedad u objetivo. En estos términos, es de vital importancia hacer uso de la reglamentación aplicable vigente en cada uno de los elementos que integran los equipos, subsistemas y sistemas de instalaciones superficiales de bombeo de hidrocarburos. El diseño en general debe cubrir los requerimientos que exigen las condiciones de operación dentro de los parámetros de seguridad previamente establecidos por los

CCrriitteerriiooss ddee EEvvaalluuaacciióónn ddee FFaallllaass

• Materiales • Mecánico • Operación y Mantto.

Incorrecto • Fabricación/Construc

ción • Fuerzas Ambientales • Terceras Partes • Eléctrico

EEnnttoorrnnoo • Tipo de

suelo • Humedad • Temperatur

a • Movimiento

IInnssppeecccciióónn • Monitoreo de

corrosión • Inspección de

recubrimiento • Limpieza interior • Etc.

CCoonnssttrruucccciióónn • Cilindros de

Pruebas • Procedimientos

Constructivos • Supervisión de

Obra

FFAACCTTOORREESS DDEE PPRROOBBAABBIILLIIDDAADD DDEE FFAALLLLAA ((LLOOFF))

II DD EE NN TT II FF II CC AA RR::

MMOODDOOSS DDEE FFAALLLLAA ((PPAARRAA TTOODDOOSS LLOOSS CCOOMMPPOONNEENNTTEESS

DDiisseeññoo

• Reglamento de Construcción

• Vientos Dominantes

• Soldaduras

OOppeerraacciióónn yy SSeegguurriiddaadd • Procedimientos (Op.,

y Seg.) • Personal • Etc.

MMaanntteenniimmiieennttoo • Reparación/Rehabilitación

de fallas • Control de corrosión • Etc.

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patrocinadores del proyecto, y por supuesto, resistir los agentes externos del medio ambiente, para su óptimo funcionamiento durante la vida útil del proyecto. Los aspectos y temas que involucran al diseño son verdaderamente muy amplios, sin embargo, a manera de ejemplo se indican los siguientes:

Reglamento de construcción (para la obra civil) Vientos dominantes (disposición de equipos de proceso, por ejemplo,

quemadores) Soldaduras (procedimientos y calificación de soldadores de tuberías de

acero al carbón)

b) Operación y Seguridad Estos temas son también muy relevantes en la integridad de las instalaciones de bombeo de hidrocarburos. Mantener las condiciones de operación dentro de los límites previamente establecidos permitirá a la instalación trabajar de manera adecuada en los parámetros de presión, gasto, temperatura, vibración, etc., que previamente han sido determinados de acuerdo a la filosofía de operación de los sistemas. Cabe indicar que la seguridad se encuentra directamente asociada a los procedimientos operativos implementados y llevados a cabo en las instalaciones. En estos dos grandes temas, el de Operación y Seguridad de las instalaciones, se trabaja directamente con el recurso más importante, que es el recurso humano y en el cual recae toda la responsabilidad del buen manejo de los equipos y sistemas que integran las instalaciones, dentro de los índices de seguridad exigidos por los códigos, normas y regulaciones aplicables vigentes. Entre los aspectos más relevantes de estos temas, se encuentran:

Procedimientos operativos Procedimientos de seguridad Capacitación y calificación de personal Auditorías internas y externas de seguridad

c) Mantenimiento

Como su nombre lo refiere, las actividades del mantenimiento son tan importantes como los dos criterios anteriores, y están articuladas a la estrategia corporativa del mantenimiento enfocado en la confiabilidad, estas acciones, al aplicarse debidamente permitirán disponer de herramientas administrativas y prácticas implementadas, de tal manera, que todos los elementos que constituyen los sistemas de las diversas áreas operativas, se encuentren en buenas condiciones físicas y de integridad mecánica. El mantenimiento como tal, debe estar inscrito en

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los programas de mantenimiento (preventivo, predictivo y correctivo), y deberá ser aplicado a todos los ámbitos de la instalación. A manera de ejemplo, se indican algunos de los aspectos que involucran al mantenimiento:

Reparación/rehabilitación Control de corrosión Reportes de mantenimiento

d) Inspección

La inspección, se encuentra muy ligada a las actividades de mantenimiento, por lo tanto, después de realizarse una inspección y que puede ser efectuada a cualquier nivel, esta genera un reporte con cierto detalle, y con las observaciones del caso; en muchas ocasiones, como resultado de la inspección, se recomienda aplicar el tipo de mantenimiento que es requerido a los elementos o componentes que integran las áreas operativas de cualquier instalación de bombeo. Es importante, que se encuentren disponibles en las instalaciones, los programas, procedimientos y reportes de inspección perfectamente alineados a las tareas del mantenimiento, pero otro aspecto que debe atenderse con mucho cuidado, es la aplicación de los mismos, y además, deberán estar documentados y firmados por los responsables de las áreas correspondientes. Los reportes de inspección contemplan entre otros aspectos los siguientes:

Inspección del sistema de revestimientos anticorrosivos a tuberías, válvulas, recipientes, equipos, edificaciones, etc.

Monitoreo y mapeo de la corrosión Limpieza interior de ductos

e) Entorno

Este aspecto es fundamental, en virtud, de que constituye el espacio físico con sus propios agentes ambientales (agentes hidrometeorológicos, geológicos, climatológicos, etc.) los que en determinadas circunstancias, de acuerdo a su localización en el territorio nacional, ejercen su impacto en la infraestructura de las instalaciones de bombeo Estas condiciones de exposición deberán ser tomadas en cuenta desde la etapa de diseño para evitar que al presentarse, vulneren la integridad física de la instalación. Algunos aspectos relevantes se indican a continuación:

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Tipo de suelo Humedad Temperatura Movimientos del terreno

f) Construcción

Finalmente, este criterio de evaluación tiene que ver con las etapas de construcción y es de vital importancia, debido a que representa todos los esfuerzos para concretar en la realidad el proyecto que se encuentra plasmado en una serie de documentos tales como: planos, dibujos, diagramas, especificaciones, procedimientos, pruebas, etc. Entre los aspectos más importantes se encuentran:

Procedimientos constructivos Cilindros de prueba Supervisión de obra

Una vez descrito lo anterior se procede a la generación y asociación de los modos de falla para cada uno de los componentes definidos en la estructura.

Paso 3. Asociación de componentes con modos de falla y factores de falla

La ejecución de esta etapa será desarrollada de manera paralela a las actividades de selección de los factores de probabilidad y consecuencia de falla y tiene que ver básicamente con la asociación o correlación de los modos de falla que fueron determinados para cada uno de los componentes (que se encuentran en las estructuras de componentes de la estación de bombeo de hidrocarburos definida con anterioridad) con los mecanismos de falla que están representados por los factores de probabilidad de falla (LOF’s). Entonces, tomando como base las estructuras y particularmente los componentes, estos serán ordenados en filas dentro de una matriz de análisis (en una hoja de cálculo), y a cada componente se le determinarán sus modos de falla. Los modos de falla, pueden ser obtenidos de diversas fuentes de información consultadas, entre ellas, los documentos disponibles de manera oficial, tales como: la ISO 14224, AIChE - CCPS, OREDA, DOT, CENAPRED, Normas y Códigos Aplicables Vigentes, así como otras Bases de Datos, etc. Con los componentes y sus modos de falla posibles y dentro de la matriz de análisis (hoja de cálculo), se revisarán y discutirán sus mecanismos de falla, con la idea de encontrar la o las causas que los originaron o se podrían producir en un momento dado, durante su vida útil. En estas circunstancias, cada uno de los

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modos de falla será asociado a los factores de probabilidad de falla para todos los componentes. Terminado este análisis, el siguiente aspecto importante en esta etapa de la metodología, será seleccionar, tomando en consideración los mecanismos de falla, los factores de probabilidad de falla (LOF’s) que aplicaron y que integran en su conjunto los algoritmos. A manera de ejemplo se muestra en la Figura 3-7, la matriz de modos de falla asociada a los factores de probabilidad de falla de la estructura de componentes de un supuesto módulo de Infraestructura.

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Figura 3-7. Matriz de modos de falla vs. Factores de probabilidad de falla del módulo de Infraestructura. Fuente: Diseño Propio

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Una vez que se han definido los componentes, sus modos de falla y la asociación con los factores de probabilidad de falla (LOF), la siguiente acción llevada a cabo es, el planteamiento de las variables de: Exposición, Mitigación y Resistencia así como sus atributos.

Paso 4. Asignación de ponderaciones a los factores de probabilidad de falla.

Las ponderaciones o valores de criticidad de los factores de probabilidad de falla o consecuencias de fallas, son los valores que reflejan su importancia relativa, y se basan en la influencia de las amenazas e impactos para reducir o incrementar el riesgo, así como a las estadísticas de incidentes disponibles. La primera consideración será asignar valores de criticidad (ponderación) para cada categoría de LOF. Cada categoría es un conjunto único de variables que individualmente tiene el potencial de afectar la integridad del sistema, por ejemplo, la barda perimetral de la instalación. También, se deberán revisar y definir cada uno de los porcentajes que contribuyen en el porcentaje total de cada factor de probabilidad de falla (LOF). El valor total de cada LOF está compuesto del total acumulado, es decir, la contribución numérica de cada variable (factor de riesgo), cuya suma es igual al 100%. Paralelamente, se puede hacer una revisión minuciosa de las estadísticas de fallas e incidentes disponibles en Bases de Datos para la Industria de Procesos Químicos, así como de diversas fuentes de información en el entorno global y nacional de instalaciones petroleras similares a las estaciones de bombeo de hidrocarburos. Estas estadísticas de incidentes y fallas serán de gran utilidad para determinar los puntajes (ponderaciones) previamente asignados a cada uno de los LOF’s. Cabe hacer mención, que también se pueden considerar los siguientes aspectos:

Entorno de la estación de bombeo Historial de fallas de la estación de bombeo Estadísticas de incidentes (eventos de las instalaciones) Causas de los incidentes Medidas de mitigación implementadas Validación de expertos en el tema Filosofías de operación e integridad

Todos estos aspectos pueden agregar elementos y argumentos de juicio para proponer las ponderaciones de acuerdo a la criticidad del riesgo inherente, inmerso en el proceso operativo de la instalación, y que es un proceso dinámico donde interviene un gran número de variables, condiciones y circunstancias muchas veces ajenas a la propia instalación y que depende de terceros, incluyendo los agentes de la naturaleza.

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La Tabla 3-2, muestra a manera de ejemplo la ponderación o criticidad de los factores de probabilidad de falla (LOF) en un supuesto algoritmo definido en el cálculo del riesgo para las estaciones de bombeo en estudio o evaluación. Estos porcentajes pueden variar de acuerdo al criterio, documentos, experiencia y demás información que se tenga disponible. Se puede observar que la suma de cada contribución asume un valor del 100% para cada cálculo del LOF.

Tabla 3-2. Ejemplo de Ponderación de Factor de Probabilidad de Falla (LOF)

Fuente: Diseño Propio Factor de Probabilidad de Falla (LOF ) Ponderación

Mecánico 12% Materiales 10% Eléctrico 20% Fuerzas Externas del Medio Ambiente 20% Terceras Partes y Seguridad 10% Operación y Mantenimiento Incorrectos 14% Fabricación/Construcción 14%

TOTAL 100%

Paso 5. Identificación de variables de probabilidad de falla (Exposición, Mitigación y Resistencia)

Cabe destacar que el Algoritmo es considerado como la base de cualquier plan de administración de riesgo, por esta razón, es necesario establecer la influencia de cada variable y sus atributos correspondientes, de tal manera que al realizar la evaluación de riesgo, los resultados reflejen realmente las expectativas de riesgo en las instalaciones. Las variables son la causa raíz o influencia de cada tipo de falla y consecuencia87. Los factores de probabilidad de falla (LOF) están compuestos por variables de: Exposición, Mitigación y Resistencia. Las variables de exposición representan las condiciones que tienen el potencial de incrementar el riesgo; o que tenga como consecuencia un fallo en el sistema, subsistema o componente de algún módulo o más módulos de la estación de bombeo. Por otro lado, las variables de Mitigación y Resistencia son las condiciones o eventos que tienen el potencial de minimizar el riesgo total; o que tenga como consecuencia un fallo en determinados momentos en la estación de bombeo.

87 PEMEX Gas, Inspección Genérica Procedimientos y Disciplina Operativa, Análisis de riesgo en Ductos, p. 6

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Paso 6. Asignación de ponderaciones a variables identificadas de los factores de falla

Como ya se ha indicado, cada LOF y cada COF, están formados de varios tipos de variables, que generalmente describen:

Condiciones o actividades alrededor o dentro de las estaciones de bombeo Actividades adoptadas para minimizar el riesgo, además de cualquier

cambio en el diseño, tal como cambio de sellos, sustitución de equipos, entre otros

Diseño del sistema de bombeo o instalación Desempeño del diseño de la bomba para un entorno específico

Por ejemplo, para el cálculo del LOF, el factor de riesgo por mantenimiento depende de variables, tales como tipo de equipo, horas de operación del equipo, personal capacitado, etc. Cada variable cuenta con uno o más atributos o características que la definen. De esta forma, a cada variable se le asigno un valor (criticidad) de acuerdo a su contribución relativa en el riesgo. Los valores de los puntajes deben contar con un valor máximo, un valor mínimo y varios valores intermedios, dependiendo del número de variables. Para la asignación de las ponderaciones correspondientes a cada variable, se tomará en consideración lo siguiente:

Cada variable debe ser consistente con el diseño y características de los equipos

El puntaje de cada variable será de acuerdo a su contribución única además de su condición

El beneficio de la inspección y monitoreo al asignar en puntaje a las variables

Cabe señalar, que entre mayor número de variables en el cálculo del riesgo por cada factor, se reduce más la contribución de cada una de estas, es decir, que entre más número de variables, éstas contribuirán en menor puntaje en el cálculo del LOF, sin embargo, no importa cuántas variables se tengan activadas, siempre y cuando la suma de todas las contribuciones acumulen el 100%. En la Tabla 3-3 se muestra como ejemplo la ponderación en algunas de las variables de exposición de un supuesto algoritmo para estaciones de bombeo. Estos porcentajes pueden variar de acuerdo al criterio, documentos, experiencia y demás información que se tenga disponible.

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Tabla 3-3. Asignación de ponderaciones para las variables en % Fuente: Diseño Propio

FALLA MECÁNICA (MEC)

GRADO DE EXPOSICIÓN VARIABLE

Niveles de Vibración 10%

Duración de Sellos y Valeros, Hrs 10%

Confiabilidad por Falla Mecánica 10%

Disponibilidad por Falla Mecánica 10%

Tolerancia en la Alineación 8%

Nivel de Balanceo Residual 8%

Frecuencia de Falla Mecánica por Año 5%

Horas de Servicios desde el último Mantenimiento 5%

Ciclos de Temperatura de Trabajo 5%

Presión de Succión (Ps), psi 5%

Rango de Velocidad de Descarga 3%

Rango de la Presión de Descarga 3%

Presión de Descarga (Pd), psi 3%

Velocidad de la Flecha (N) 3%

Cimentación y Bases 2%

Tipo de Bomba 2%

Crecimiento Térmico 1%

Análisis del Desempeño Dinámico del Rotor 1%

Rango de Velocidad de la Flecha 1%

Rango de la Presión de la Succión 1%

Nivel de Contaminación de Producto 1%

Antigüedad de Incidentes - Años 1%

Orientación de la Flecha 1%

Número de Fases de Bombas Centrifugas 1%

TOTAL 100%

Paso 7. Asignación de ponderaciones a consecuencias de falla Para asignar las ponderaciones a las consecuencias de falla (COF), se consideran los tres tipos de impactos mencionados: población, medio ambiente y negocio. Al igual que para los LOF, cada impacto consiste en un conjunto único de variables, que de manera individual describen como afecta la falla en estaciones de bombeo. Dentro de cada impacto, las variables describen el grado de sensibilidad, por ejemplo, volumen de producto, tipo, potencial de dispersión, mecanismos que provocaron la falla, etc. A diferencia de las variables de LOF, las variables del COF son mucho más específicas.

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Para la asignación de los pesos correspondientes a cada impacto se tomaran en cuenta los siguientes aspectos:

Entorno de la estación de bombeo Características del producto Condiciones operativas Daño en propiedad Heridos o pérdidas humanas Daños ambientales Costos de las consecuencias

La Tabla 3-4, muestra a manera de ejemplo la ponderación o criticidad de las consecuencias de falla (COF) para un supuesto algoritmo definido en el cálculo del riesgo para las estaciones de bombeo. Estos porcentajes pueden variar de acuerdo al criterio, documentos, experiencia y demás información que se tenga disponible. Se puede observar que la suma de las ponderaciones (en %) asume un valor del 100% para el cálculo del COF.

Tabla 3-4. Ponderación de los impactos correspondientes a las consecuencias de falla (COF). Fuente: Diseño Propio

Impacto de Riesgo ponderación Impacto a la Población 34% Impacto al Ambiente 33% Impacto al Negocio 33%

TOTAL 100%

Paso 8. Identificación de variables de consecuencias de falla (Receptor, peligro y reducción)

De manera similar en el caso de las consecuencias de falla, se emplearan las variables de: Receptor, Peligro y Reducción. La información del algoritmo será clasificada en Receptor, Factor de Peligro y Factor de Reducción o Protecciones. Esto significa que las variables clasificadas dentro de la categoría de receptor, permiten representar los aspectos que podrían resultar dañados, en caso de un evento con fuga o ruptura asociada. Las variables de la clasificación del Factor Peligro se refieren a la peligrosidad del producto, de acuerdo a sus propiedades físicas y químicas. La Reducción, es la parte de protecciones que se refiere a todas las salvaguardas que permiten mitigar o reducir los efectos o impactos sobre el receptor. Por lo tanto, el valor de las consecuencias de falla se basa en la evaluación de tres tipos de impactos: población, medio ambiente y negocio. Para evaluar el riesgo en instalaciones superficiales se tomará en cuenta la ubicación (receptor), características del producto manejado (factor de peligro) y protecciones o atenuantes del riesgo (factor de reducción).

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En este contexto de evaluación del riesgo, se identificará con la mayor claridad posible quién será el receptor, al calcular los impactos en la población. Por ejemplo en el caso de un derrame de producto el receptor es el sitio en donde se encuentra la instalación y la afectación depende de las características del producto derramado, en cuanto a la toxicidad, flamabilidad o peligro asociado al mismo. Además, se tomarán en cuenta todas las protecciones que se hayan identificado para mitigar los efectos del producto sobre el receptor. Entre mayor número de variables que se tengan con información de la instalación correspondiente, más cercanos serán a la realidad los impactos estimados del riesgo. En este sentido será importante definir los peligros asociados al producto con información actualizada, para evitar sobrestimar el valor y magnitud de los impactos. A continuación se describen brevemente los impactos que intervienen en las consecuencias de falla (COF): Impacto a la Población (IOP) La influencia que tiene este impacto en la población, en el caso de una eventualidad, está directamente asociado a la densidad de población que se encuentra asentada en los alrededores de las instalaciones debido principalmente al constante crecimiento de las poblaciones y también al cambio del uso del suelo, sin la debida regulación por las instancias gubernamentales correspondientes. Esta circunstancia, en algunas ocasiones puede dificultar la respuesta a emergencias ante cualquier evento que produzca consecuencias graves a la población civil. Por tal motivo, una condición deseable es mantener en general las instalaciones alejadas de las zonas pobladas, en donde se puede responder ante cualquier evento antes de que se genere una catástrofe con afectación directa a la población cercana. Impacto Ambiental (IOE) Dadas las características de peligrosidad de los hidrocarburos que podrían ser derramados en una instalación superficial, en determinado momento, bajo ciertas condiciones ambientales desfavorables, el impacto del riesgo en el medio ambiente podría ser mucho más crítico, cuando aspectos de alta: flamabilidad/explosividad, toxicidad y reactividad se presentan, y entonces, estos adquieren gran relevancia, en comparación con otros hidrocarburos o productos que tienen características de menor peligrosidad.

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Impacto al Negocio (IOB) Las variables para el cálculo del IOB toman en cuenta daños en la propiedad, definidos por varios rangos, interrupción de servicios con base al número de clientes o usuarios afectados, tiempo de interrupción del servicio, suministro de producto e imagen de la empresa.

Paso 9. Asignación de ponderaciones a variables identificadas de consecuencias de falla

Tomando de referencia el punto anterior, cada COF, también están formados de varios tipos de variables, las cuales también describen:

Condiciones o actividades alrededor o dentro de las estaciones de bombeo Actividades adoptadas para minimizar el riesgo, además de cualquier

cambio en el diseño, tal como cambio de sellos, sustitución de equipos, entre otros

Diseño del sistema de bombeo o instalación Desempeño del diseño de la bomba para un entorno específico

Por ejemplo, para el cálculo del COF, la consecuencia de falla de impacto a la población depende de variables, tales como flamabilidad, toxicidad, reactividad, persistencia, etc. Cada variable cuenta con uno o más atributos o características que la definen. De esta forma, a cada variable se le asigno un valor (criticidad) de acuerdo a su contribución relativa en el riesgo. Para la asignación de los pesos correspondientes a cada variable, se tomará en consideración lo siguiente:

Cada variable debe ser consistente con los impactos a la población, ambiente y al negocio.

El puntaje de cada variable será de acuerdo a su contribución única además de su condición

Cabe señalar, que entre mayor número de variables en el cálculo del riesgo por cada factor, se reduce más la contribución de cada una de estas, es decir, que entre más número de variables, éstas contribuirán en menor puntaje en el cálculo del COF, sin embargo, no importa cuántas variables se tengan activadas, siempre y cuando la suma de todas las contribuciones acumulen el 100%.

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Paso 10. Identificación de atributos a variables y asignación de pesos relativos.

Una vez definidos y asignados las ponderaciones a cada una de las variables, se continuará con la asignación de pesos relativos o valores para los atributos de las mismas. Estos atributos son elegidos de acuerdo a las posibles características que pueden tener las variables dentro de la operación de las estaciones de bombeo y su entorno. Es importante indicar que se deben asignar valores normalizados (valores enteros) a cada atributo. Esto facilitará la regionalización o aplicación de una escala para calificar la influencia de cada variable. Por ejemplo, pueden ser utilizados valores de 0 a 10, en todos los algoritmos para una estación de bombeo de hidrocarburos; en estos términos, el caso menor de contribución al riesgo se califica con “0” y la de mayor contribución con “10”, esto será aplicado a las variables de exposición (para los factores de probabilidad de falla) y para los impactos aplica para las variables de receptor y peligro (para las consecuencias de falla). Por otro lado, es importante señalar que algunos de los valores de los atributos de las variables de Mitigación y Resistencia para los LOF y Reducción para los COF están en sentido inverso, es decir, se les asignará el menor puntaje (“0”) a las variables que producen más riesgos y más puntaje (“10”) a las variables que lo reducen. Estos valores están basados en lo explicado en el método del ranking relativo. En la Figura 3-8, se muestra un ejemplo de los valores que podrían ser asignados a los atributos para las variables de exposición y mitigación del factor de probabilidad de falla relativo a Materiales de un supuesto algoritmo del área de Infraestructura.

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Figura 3-8. Un segmento del LOF de Materiales del Algoritmo de Infraestructura. Fuente: Algoritmo de infraestructura, Dr Enrique Olivera Villaseñor.

Como se puede observar en la Figura 3-8, los atributos de las variables de exposición, los valores más altos (10) corresponden a los que producen más riesgo, y los de menor puntaje (0) son los que generan ninguno o menor riesgo. En cuanto a las variables de Mitigación los valores más altos (10) para los atributos corresponden a los que mitigan el riesgo y los valores más bajos (0) son los que incrementan el riesgo.

Paso 11. Integración del algoritmo general de evaluación. Una vez concluidos las actividades anteriores se obtendrá el algoritmo necesario, este algoritmo de evaluación de Riesgo, está compuesto entre otros aspectos fundamentales por los factores de probabilidad y consecuencia de falla y que estos están asociados a los modos de falla definidos en las Estructuras de Componentes para su evaluación del riesgo.

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Paso 12. Validación del Algoritmo de evaluación. Con el algoritmo generado, un punto importante es su validación por parte del personal operativo responsable. Esta validación se puede dar mediante talleres de trabajo con los especialistas de las aéreas de mantenimiento, operación y seguridad. Con estos resultados se podrá utilizar para las evaluaciones de riesgo que se realicen en el futuro a las estaciones de bombeo de hidrocarburos.

3.3 Dimensionamiento del trabajo. Antes de comenzar con el ejemplo de aplicación para la metodología propuesta, es importante ilustrar la magnitud de lo que se quiere desarrollar. La figura 3-9 muestra una matriz, la cual es un diseño propio que pretende guiar y mostrar el dimensionamiento, amplitud y desglose sobre lo que la metodología persigue facilitar, que aunado con un análisis funcional permitirán la toma de decisiones sobre los riesgos que pueden tener los elementos que componen una estación de bombeo de hidrocarburos.

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Figura 3-9 Matriz de dimensionamiento de la metodología propuesta

Fuente: Diseño propio.

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Capítulo 4. Aplicación de la metodología propuesta para el área de tuberías de una estación de bombeo de hidrocarburos.

En este capítulo se desarrollará mediante la aplicación de la metodología propuesta y a manera de ejemplo la generación de un algoritmo para el área de tuberías de una estación de bombeo de hidrocarburos prototipo. Es importante mencionar que este algoritmo tiene como objetivo principal la identificación de riesgos de ocurrencia de incidentes durante la operación, en los sistemas de tuberías de proceso y servicios auxiliares entre otros, destacando por su magnitud, los de explosión e incendios, así como aquellos derivados de la presencia de atmósferas contaminadas con productos tóxicos.

A continuación se describirá la metodología propuesta en el ejemplo de aplicación.

Paso 1. Desarrollo de la estructura de componentes Iniciando con la actividad 1.1 Recopilación, revisión y análisis de la información, se deduce que el alcance del algoritmo de Tuberías estará conformado por distintos sistemas, los cuales estarán acotados, de acuerdo a su funcionalidad y características (de diseño, condiciones de operación, materiales y especificación principalmente) agrupando los circuitos de tuberías de la siguiente manera:

Circuito de LPG Circuito de Desfogue Circuito de Agua Contraincendio Circuito de Servicios Auxiliares Circuito de Gas Natural

Siguiendo con la actividad 1.2 Revisión, de códigos, normas, regulaciones y practicas recomendables encontramos que la agrupación anterior por circuitos de tuberías está acuerdo a la Taxonomía de la ISO 14224, 2006, AIchE y Meridium, estas regulaciones tienen el propósito de evaluar el riesgo hasta el nivel de componente. Considerando lo anterior, y con el propósito de evaluar la confiabilidad y elevar el nivel de seguridad de las instalaciones, se efectuó una revisión técnica documental en cada uno de los circuitos que conforman una Estación de Bombeo, en donde se tomaron en cuenta, entre otros, los siguientes componentes:

Tubería Accesorios (codos, tees, reducciones, junta aislante, bridas, sellos,

espárragos) Válvulas (check y de seccionamiento) Soportes Mochetas Cimentación

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Revestimientos (recubrimientos) Protección catódica Hidrante monitor

Realizado todo lo anterior, se procedió a la actividad 1.3 Generación de las estructuras de los componentes para el área de tuberías y mediante sesiones técnicas entre especialistas se llevó actividad 1.4 validación de la estructura de componentes teniendo como resultado la figura 4-1.

Figura 4-1. Estructura de componentes desarrollada.


SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTESTubería Brida

Espárragos

TeeCodoReducciónTubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)Junta AislanteProtección CatódicaRecubrimiento ExternoVálvula (Macho)Válvula de Bloqueo (Manual)Cuerpo de Vàlvula EOVSoportería (Abrazaderas)MochetasCimentación de MochetaTuberíaBridaEspárragosCodoTeeReducciónTubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)Recubrimiento ExternoVálvula (Macho)Soportería (Abrazaderas)MochetasCimentación de MochetaTuberíaBrida CiegaEspárragosTeeRecubrimiento ExternoSoportería (Abrazaderas)MochetasCimentación de MochetaTuberíaBridaEspárragosCodoTeeReducciónTubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)Recubrimiento ExternoVálvula (Yarway)Válvula (Check)Cuerpo de Vàlvulas EOVVálvula (Macho)Soportería (Abrazaderas)MochetasCimentación de MochetaTuberíaBridaEspárragosCodoTeeRecubrimiento ExternoVálvula (Macho)Válvula (Check)Soportería (Abrazaderas)MochetasCimentación de MochetaTuberíaCodoTeeReducciónRecubrimiento Externo

ESTRUCTURA DE COMPONENTES

TRAMO DE SUCCIÓN Y DESCARGA

CIRCUITO DE LPG

TRAMO DE LLEGADA A FILTROS

TRAMO DE SALIDA FILTROS HASTA LA ENTRADA DE CABEZAL PRINCIPAL DE SUCCIÓN

CABEZAL PRINCIPAL DE SUCCIÓN, DESCARGA Y RECIRCULACIÓN

TRAMO DE CABEZAL DE RECIRCULACIÓN A LA ALIMENTACIÓN A FILTROS

TRAMO DESDE LA SALIDA DE CABEZAL DE DESCARGA HASTA ENTRADA A ÁREA DE

MEDICIÓN

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Adicionalmente en el anexo “A” se incluye la estructura de los sistemas, subsistemas y componentes completa

Paso 2. Criterios de evaluación de fallas Una vez obtenida la estructura de componentes el siguiente paso consistió en la definición de los modos de falla de cada uno de los componentes en base al criterio de fallas que se describió en puntos anteriores. En la figura 4-2 se puede visualizar una parte de los modos de falla desarrollados para el área de tuberías.

Figura 4-2. Modos de falla de los componentes desarrollados en el área de tuberías.


Estos modos de falla de los componentes se pueden apreciar mejor en la matriz dentro del anexo “B”

Paso 3. Asociación de componentes, modos y factores de falla. Enlistados los modos de falla de cada uno de los componentes definidos para el área de tuberías y de acuerdo a los criterios de falla se procedió a seleccionar los factores de falla para su posterior asociación con cada uno de los modos. Esta selección es propuesta por lo que dependiendo la información disponible, los antecedentes de incidentes y accidentes, bitácoras de operación de la instalación es como se podrán definir de una manera más objetiva. La tabla 4-1 nos muestra los factores de falla propuestos.

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla por Corrosión ExternaFalla por Corrosión InternaFalla en SoldaduraFalla por Vibración

Brida Falla por Corrosión Externa

Espárragos Falla por Corrosión Externa

Falla por Corrosión ExternaFalla por Corrosión InternaFalla en SoldaduraFalla por Corrosión ExternaFalla por Corrosión InternaFalla en SoldaduraFalla por Corrosión ExternaFalla por Corrosión InternaFalla en Soldadura

Tubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, Falla por Ruptura

Junta Aislante Falla por Corrosión Externa

Falla del RectificadorInadecuado nivel de protección (Sobre

Recubrimiento Externo Desprendimiento

Falla por fugaFalla por CorrosiónFalla de apertura/cierreFalla por fugaFalla por CorrosiónFalla de apertura/cierreFalla por fugaFalla por CorrosiónFalla de apertura/cierreFalla por Corrosión (Zapatas)Falla por Vibración

Mochetas Falla por agrietamiento

Asentamientos diferencialesGrietas y fisuras

Tubería

Tee

Codo

Reducción

Protección Catódica

MODOS DE FALLA

CIRCUITO DE LPG

Válvula (Macho)

Válvula de Bloqueo (Manual)

Cuerpo de Vàlvula EOV

Soportería (Abrazaderas)

Cimentación de Mocheta


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Tabla 4-1. Factores de falla seleccionados Fuente: Diseño propio.

FACTOR DE FALLA 1. Materiales 2. Mecánico 3. Operación y Mantenimiento incorrecto 4. Fabricación y Construcción 5. Eléctrico 6. Medio ambiente y Fuerzas Externas 7. Terceras Partes y seguridad

Tomando de base esta propuesta de factores de falla de la tabla 4-1, se generó una matriz en donde se colocó por un lado los factores de falla y por otro la estructura de los componentes del área de tuberías con sus modos de falla, prosiguiendo a realizar una asociación en base a experiencia y normatividad. La figura 4-3 ejemplifica este desarrollo. Así mismo esta matriz puede ser vista en el anexo “C”

Figura 4-3. Factores de falla seleccionados


Paso 4. Asignación de ponderaciones a factores de falla. Ya realizada la identificación y asociación de las variables para los factores de falla, a continuación se generó una asignación de puntajes o pesos. Para este caso, en el anexo C, se obtuvieron un total de 1624 fallas en los factores, las cuales fueron clasificadas y distribuidas, como se muestra en la tabla 4-2.

COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla de

MaterialesFalla

MecanicaFalla Oper -Mantto

IncorrectoFalla de Construcción

/ FabricaciónFalla WOF

Falla TP/SEGFalla

EléctricaFalla por Corrosión Externa X X X X

Falla por Corrosión Interna X X

Falla en Soldadura X X

Brida Falla por Corrosión Externa X X X X

Espárragos Falla por Corrosión Externa X X X

Falla por Corrosión Externa X X X X









Junta Aislante Falla por Corrosión Externa X X X X

Falla del Rectificador X X X X

Inadecuado nivel de protección X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X X X

Falla por fuga X X X

Falla por Corrosión X X X X

Falla de apertura/cierre X X X X


Válvula (Macho)

X XTubería de instrumentación

(accesorios: niple, cople, codos, tees)

Falla por Ruptura

XX

FACTOR DE FALLA

Tubería

Falla por Vibración X

Tee

Codo

Reducción

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Tabla 4-2. Clasificación de las fallas de acuerdo a los factores


Factor de Falla Numero de Falla

Materiales 476

Mecánico 98

Operación y Mantenimiento Incorrecto 414

Fabricación y Construcción 183

Eléctrico 2

Medio ambiente y fuerzas Externas 196

Terceras Partes y Seguridad 255

Total 1624

Al conocer la clasificación de las fallas, se permitió asignar pesos específicos a los factores y las consecuencias de falla. El criterio usado en este caso, fue el de tomar únicamente las fallas que fueron bien identificadas y asociadas a los factores de falla. No se consideraron las fallas desconocidas.

Es evidente que de acuerdo la información que se tenga disponible, los antecedentes de incidentes y accidentes así como bitácoras de operación de la instalación es como se podrán definir de una manera más objetiva los puntajes. La tabla 4-3 muestra los puntajes redondeados, tomando en cuenta el total de fallas para cada factor entre el total de fallas identificadas.

Tabla 4-3. Ponderaciones para los factores de falla Fuente: Diseño propio.

FACTOR DE FALLA % de Puntaje 1. Materiales 29% 2. Mecánico 6% 3. Operación y Mantenimiento incorrecto 25% 4. Fabricación y Construcción 11% 5. Eléctrico 2% 6. Medio ambiente y Fuerzas Externas 12% 7. Terceras Partes y seguridad 15%

TOTAL 100%

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Paso 5. Identificación de variables de factores de falla. En este paso se procedió a identificar las variables que están asociados a cada factor de falla, en donde se identifican variables de exposición, mitigación y resistencia. Estas variables están fundamentadas en prácticas recomendadas de la industria88 Dado lo anterior, se generó una matriz donde se analizó y definieron estas variables de exposición, mitigación y resistencia. En la figura 4-4 se puede visualizar una parte del trabajo desarrollado correspondiente a las variables de exposición.

Figura 4-4. Identificación de variables para factores de falla.

Fuente: Diseño propio. Todo el desarrollo de cada una de las matrices de las variables de exposición, mitigación y resistencia pueden ser vistas en el anexo “D”. La tabla 4-4 muestra a manera de resumen el número de variables de acuerdo a cada factor. 88 Muhlbauer, W. Kent , Enhanced Pipeline Risk Assessment, March 2006

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA (MECANISMO DE FALLA)

No. VARIABLE

VARIABLES DE EXPOSICIÓN

1 Niveles de Vibración

2 Frecuencia de Falla Mecánica por Año

3 Cimentación (Tuberías, Válvulas)

4 Condición de las Válvulas

5 Graseras de Válvulas

6 Condición Física de la Tubería Enterrada

7 Vida Remanente Estimada (Años)

8 Condiciones de la Cimentación

1 Antigüedad de la Tuberías/Válvulas (Años)

2 Condiciones Ambientales

3 Humedad del Ambiente (%)

4 Temperatura Ambiental (°C)

5 Tipo de Anomalía (Tubería y Válvulas)

6 Frecuencia de Falla de Material (Fallas/Año)

7 Antigüedad de Incidentes (Años)

8 Soldadura

9 Esfuerzos Adicionales en la Tubería no considerados en el Diseño

10 Defectos en Válvulas

11 Tipo de Producto

12 Interfases en la Tubería

13 Condición en Bridas

14 Cambios de Servicio durante la Vida de Operación

15 Condición de la Soportería

16 Espesor de Pared de la Tubería

17 Diámetro de la Tubería


MECÁNICO

MATERIAL

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Tabla 4-4. Factores de Probabilidad de Falla del Algoritmo de Tuberías. Fuente: Diseño propio.

Variables

Factor de Probabilidad de Falla (LOF) Algoritmo de Tuberías

Totales

Materiales MecánicoOp. y

Mantto. Inc.

Fab. yConst.

Eléctrico

Medio Amb.

y Fzas. Ext.

T.P. y

Seg.

Exposición 18 8 20 8 4 12 6 76

Mitigación 19 17 22 9 6 7 10 90

Resistencia 9 7 7 8 5 4 9 49

Paso 6. Asignación de ponderaciones a variables identificadas de los factores de falla

Dentro de este paso se realizaron las asignaciones de puntajes o pesos, los cuales son propuestos para cada una de las variables identificadas, en donde el valor total será la sumatoria de 100%. Estos puntajes propuestos fueron realizados mediante una evaluación de estadísticas, opiniones de expertos, normatividad y bitácoras de operación de la estaciones de bombeo de hidrocarburos. La figura 4-5 muestra un ejemplo de la asignación de puntajes mencionada anteriormente.

Figura 4-5. Asignación de ponderaciones a variables de los factores de falla.

Fuente: Diseño propio. En el anexo “F” se pueden consultar el desarrollo final de esta asignación mediante matrices con los puntajes propuestos.

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA (MECANISMO DE

FALLA)

No. VARIABLE

VARIABLES DE EXPOSICIÓN VALOR

1 Niveles de Vibración 17%

2 Frecuencia de Falla Mecánica por Año 12%

3 Cimentación (Tuberías, Válvulas) 12%

4 Condición de las Válvulas 12%

5 Graseras de Válvulas 15%

6 Condición Física de la Tubería Enterrada 17%

7 Vida Remanente Estimada (Años) 6%

8 Condiciones de la Cimentación 9%

MECÁNICO

MATRIZ DE VALORES A VARIABLES DE EXPOSICIÓN DE LOS FACTORES DE FALLAÁREA TUBERÍAS

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Paso 7. Asignación de ponderaciones a consecuencias de falla. Una vez que se han dado los puntajes o pesos a los factores de falla, también se realiza lo mismo con las consecuencias de falla, el total para cada consecuencia entre su total de consecuencias identificadas. Se encontraron 1577 consecuencias de falla clasificadas las cuales pueden ser vistas en la tabla 4-5.

Tabla 4-5. Clasificación de las fallas de acuerdo a las consecuencias. Fuente: Diseño propio.

Consecuencia de Falla Numero de Falla

Impacto a la Población 513

Impacto al medio ambiente 480

Impacto al negocio 584

Total 1577

En la tabla 4-6 se visualizan las ponderaciones o puntajes de los factores de consecuencias de falla los cuales igualmente han sido redondeados.

Tabla 4-6. Ponderaciones para los factores de consecuencia Fuente: Diseño propio.

CONSECUENCIA DE FALLA % de Puntaje 1. Impacto a la Población 32% 2. Impacto al medio ambiente 30% 3. Impacto al Negocio 38%

TOTAL 100%

Paso 8. Identificación de variables de consecuencias de falla. Así como en los factores de falla se identificaron sus variables se procedió de la misma manera para generar las variables para las consecuencias de falla, estas variables son: receptor, peligro y reducción. A continuación se muestra la figura 4-6 en donde se puede apreciar una parte del la identificación en la variable

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Figura 4-6. Identificación de variables para consecuencias de falla.


Así mismo, en el anexo “E” se muestran el desarrollo de todas variables de receptor, peligro y reducción definidas para la aérea de tuberías A manera de resumen, a continuación se presenta la tabla 4-7 en donde se resumen sus variables

Tabla 4-7. Factores de Consecuencia de Falla del Algoritmo de Tuberías. Fuente: Diseño propio.

Variables

Factor de Consecuencia de Falla (COF) Algoritmo de Tuberías

Totales

Impacto a la Población

Impacto al Medio Ambiente

Impacto al Negocio

Receptor 6 7 9 22 Peligro 7 7 6 20

Reducción 12 10 9 31

Paso 9. Asignación de puntajes a variables identificadas de las consecuencias de falla

De igual manera que se hizo con los factores de falla, en este punto se asignarán puntajes o pesos para las variables identificadas en las consecuencias de falla. Del mismo modo estos pesos son propuestos basados en la evaluación de estadísticas, opiniones de expertos, normatividad y bitácoras de operación de la estaciones de bombeo de hidrocarburos En la figura 4-7 se presenta de manera breve la asignación de puntajes para las variables de reducción identificadas

CONSECUENCIAS DE FALLANo.

VARIABLEVARIABLES REDUCCIÓN

1 Sistema de Supresión de Fuego

2 Redundancia del Sistema Contraincendio

3 Proximidad al Área Sensible (m)

4 Radio Potencial de Afectación (m)

5 Tiempo de Respuesta a Incidentes (Min)

6 Estado del Programa de Educación al Público

7 Detección de Fugas

8 Capacidad de Respuesta ante Emergencias

9 Efectividad de Respuesta a Emergencias

10 Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD

11 Respaldo del Suministro Eléctrico

12 Sistema de Control de Presión

IMPACTO A LA POBLACIÓN

CAPITULO 4

Página 90

Figura 4-7. Asignación de ponderaciones a variables de las consecuencias de falla.

Fuente: Diseño propio. Así mismo en el anexo “G” encontramos el desarrollo completo referido a este punto.

Paso 10. Identificación de atributos a variables y asignación de pesos relativos.

El paso final para la generación de los algoritmos consiste en la identificación de los atributos que forman parte de cada una de las variables definidas en los factores de probabilidad y consecuencia de falla, -entendiéndose por atributo las descripciones, características o menú de selección para cada variable (ej. Variable = tipo de suelo, Atributos = Roca, arcilla, etc-. Esta identificación se realiza tomando de base lo que se menciona en el punto 3.10 “Identificación de atributos y asignación de valores La figura 4-8 se presenta a manera de ejemplo el desarrollo de la identificación de los atributos y sus valores asignados para las variables de probabilidad de falla. Es importante mencionar que estoy valores son propuestos en base a evaluaciones de información disponible al momento de realizarlas.


VARIABLEVARIABLES REDUCCIÓN VALOR

1 Sistema de Supresión de Fuego 13%

2 Redundancia del Sistema Contraincendio 13%

3 Proximidad al Área Sensible (m) 7%

4 Radio Potencial de Afectación (m) 5%

5 Tiempo de Respuesta a Incidentes (Min) 8%

6 Estado del Programa de Educación al Público 5%

7 Detección de Fugas 8%

8 Capacidad de Respuesta ante Emergencias 8%

9 Efectividad de Respuesta a Emergencias 8%

10 Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD 8%

11 Respaldo del Suministro Eléctrico 9%

12 Sistema de Control de Presión 8%


MATRIZ DE VALORES A VARIABLES "REDUCCIÓN" DE LAS CONSECUENCIAS DE FALLA AREA TUBERÍAS

CAPITULO 4

Página 91

Figura 4-8. Identificación de los atributos y sus pesos relativos asignados para las variables de

probabilidad de falla. Fuente: Diseño propio.

Así también se muestra la figura 4-9 para variables de consecuencia de falla.

FACTOR DE FALLA No. VARIABLE ATRIBUTOS VALORES DESCRIPCIÓNN/A 10

Calificado 10

No Calificado 0

Desconocido 0

N/A 10

Disponible 10

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Si 10

Desconocido 5

No 0

N/A 10

Cumple 10

No Cumple 0

N/A 10

Excelente (Sin Fallas en el Año) 10

Buenas (Menos de 10 Fallas en l Añ )

8

Suficiente (Entre 10 y 20 Fallas l Añ )

6

Pobre (Mas de 20 Fallas en el Añ )

4

Desconocida 0

N/A 10

API 5L Grado B o Mayor C/C DSAW (18" a 36" DN)

10

ASTM A 106 Gr. B o Mayor (1/2" 16" DN)

10

Acero al Carbón ASTM A 120 10

Hierro Maleable 10

Otro 8

Especificación < ASTM A 106 Gr. B ó API 5L Grado B C/C

5

Desconocido 0

N/A 10

Si 10

Desconocido 5

No 0

N/A 10

Pruebas realizadas durante la C t ió

10

Sin Registros Disponibles 2

Desconocido 2

Sin Pruebas durante la C t ió

0

MATERIALES

7Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento

Capacitacion de acuerdo al manual eintructivos de equipos

8 Pruebas HidrostáticasEvaluación de la condiciones con respecto a un patrón.

5Condiciones Físicas de las Válvulas (Disponibilidad, Confiabilidad, Mantenimiento)

Estado físico del dispositivo

6Especificación de Tuberías de Proceso

Registro de control donde se plasman las condiciones a las cuales se encuentra una actividad determinada.

3Registros de Construcción Disponibles

Documento de control donde se plasman las condiciones a las cuales se encuentra una actividad determinada.

4 Confiabilidad del Diseño

Es la probabilidad que un componente (equipo o sistema) realice las tareas para las que fue diseñado, satisfactoriamente para un periodo de tiempo determinado.

IDENTIFICACIÓN DE ATRIBUTOS Y ASIGNACIÓN DE VALORES EN VARIABLES DE RESISTENCIA

1 Personal de Construcción Recurso humanos asignados a una actividad.

2 Reportes de Inspección

CAPITULO 4

Página 92

Figura 4-9. Identificación de los atributos y sus pesos relativos asignados para las variables de

consecuencias de falla. Fuente: Diseño propio.

En el anexo “H” se muestra la matriz completa donde se definieron los atributos para los factores de probabilidad de falla junto con sus valores, así mismo en el anexo “I” lo concerniente para los factores de consecuencia de falla.

CONSECUENCIA DE FALLA No. VARIABLE ATRIBUTOS VALORESÁreas de Recreación 10

Playas 10

Áreas de Campamento 10

Guarderías 10

Zonas Comerciales/Industriales 10

Áreas Confinadas 10

Dificultad de Evacuación 10

Edificios de Gobierno 10

Hospital 10

Iglesias 10

Cárceles 10

Zonas Residenciales 10

Asilos 10

Escuelas 10

Estadios 10

Vías de Comunicación 10

Otro 10

Desconocido 10

Sin Información 10

Ninguno 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Muy Alta (Clase de Localización 4) 10

Alta (Clase de Localización 3) 8

Moderada (Clase de Localización 2) 5

Baja (Clase de Localización 1) 3

Ninguna 0

Sin Información 10

Perdidas Humanas 10

Otro 10

Explosión 10

Heridos 8

Daño en Propiedad 8

Fuego 8

Ruptura 8

Fuga Descontrolada 8Evacuación 6

Interrupción de Servicio 6

Alteraciones del Sistema 5

Fuga Controlada 4

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Catastróficas 10

Graves - Grandes Zonas Afectadas 8

Severas - Zonas Afectadas Parcialmente 6

Ligeras - Poca Afectación 4

Insignificantes 2

Sin Consecuencias 0

Sin Información 10

1

Densidad de Población2

Magnitud de la Consecuencia (Descripción de Impactos)3

Clasificación de Consecuencias4


IDENTIFICACIÓN DE ATRIBUTOS Y ASIGNACIÓN DE VALORES EN VARIABLES RECEPTOR

Áreas Sensibles de Población

CAPITULO 4

Página 93

Paso 11. Integración del algoritmo general de evaluación de riesgos. Una vez ya realizado los pasos anteriores se generó un conjunto de información, la cual sirve para la agrupación e integración en un solo documento resumen con la finalidad de tener una mejor comprensión y conocimiento de los datos. Este documento integrado contiene un algoritmo para cada uno de los factores de probabilidad de falla así como para cada uno de las consecuencias de falla, que juntos integran el algoritmo del área de tuberías desarrollado como ejemplo práctico de la metodología propuesta. En la figura 4-10 podemos visualizar a manera de ejemplo la integración del algoritmo particular del factor de falla de construcción y fabricación El algoritmo general para el área de tuberías integrado por cada uno de los factores probabilidad y consecuencia de falla puede ser visto a mayor detalle en el anexo “J”.

CAPITULO 4

Página 94

Figura 4-10. Algoritmo particular del factor de probabilidad “Construcción y fabricación


CAPITULO 4

Página 95

Paso 12. Validación del algoritmo de evaluación de riesgo para el área de tuberías de la estación de bombeo de hidrocarburos.

Con el algoritmo de tuberías generado, un punto importante es su validación por parte del personal operativo responsable. Esta validación se puede dar mediante talleres de trabajo con los especialistas de las aéreas de mantenimiento, operación y seguridad. Con estos resultados se podrá utilizar para las evaluaciones de riesgo que se realicen en el futuro en la estación de bombeo de hidrocarburos.

CONCLUSIONES

Página 96

CONCLUSIONES

Las estaciones de bombeo representan en determinadas condiciones el agente

generador de energía para mover grandes volúmenes de hidrocarburos desde los

centros de explotación, producción y refinación a los grandes y pequeños

consumidores en el territorio nacional, a través, de los sistemas de ductos. En

estos términos, es de vital importancia mantenerlas en óptimas condiciones de

operación, dentro de los índices de mantenimiento y seguridad de acuerdo a la

normatividad aplicable vigente (ASME/ANSI, API, ISO y Normatividad de PEMEX)

Consecuentemente, se recurre a la implementación de métodos de análisis de

riesgos, que controlen y eviten en lo posible cualquier eventualidad que repercuta

en efectos perjudiciales a la población, medio ambiente y el negocio.

Para determinar el nivel de riesgo en una estación de bombeo, en sus diferentes

secciones que la componen, es necesario definir y desarrollar algoritmos de

evaluación de riesgo mediante el método de Calificación Relativa, el cual, deberá

apegarse a las condiciones reales y actuales de operación de estaciones de

bombeo de hidrocarburos.

La metodológica propuesta permitirá a los especialistas e interesados en el tema

la generación sistematizada de algoritmos de evaluación del riesgo, en

instalaciones de bombeo de hidrocarburos y específicamente para el área de

tuberías en una estación de bombeo prototipo.

Finalmente, dentro de este trabajo también se llegaron a los siguientes resultados

con base al ejemplo (caso de estudio) propuesto:

Definición de los mecanismos de falla de los componentes de las

estaciones de bombeo de hidrocarburos.

Identificación y selección de los factores de probabilidad y consecuencia de

falla.

CONCLUSIONES

Página 97

Asociación de los factores de probabilidad y consecuencia de falla con los

mecanismos de falla de los componentes.

Asignación de ponderaciones a factores de probabilidad y consecuencia de

falla.

Identificación y selección de variables de exposición, mitigación y

resistencia (para factores de probabilidad de falla), así como su

ponderación.

Identificación y selección de variables de receptor, peligro y reducción (para

factores de consecuencias de falla), así como su ponderación.

Definición de atributos y asignación de valores relativos.

Cabe mencionar que este trabajo permitirá ser la base para futuras investigaciones respecto a evaluaciones integrales de riesgos

BIBLIOGRAFÍA

Página 98

BIBLIOGRAFÍA

AICHE- CCPS Process Equipment Reliability Database (PERD) Initiative. Piping Circuit Taxonomy, 18 Febrero 2005, Pág. 8

Arévalo Henry http://www.psicopedagogia.com/definicion/seguridad%20industrial

Castillo Silverio Yunior Andrés http://www.emagister.com/frame.cfm

Cortes Rodríguez René

Evaluación del Nivel de Riesgo en sistemas de Ductos que transportan Hidrocarburos, utilizando la metodología del ranking relativo, UNAM, tesis Año 2000, p. 41

Díaz Compañ Fabiana Alicia

Fundamentos para determinar las técnicas de análisis de riesgo aplicables a la estación de compresión Cunduacán, Tesis, UAJT año 2000, , p. 3

Grimaldi-Simonds La Seguridad Industrial- Su administración, ed. Alfaomega, México, 1996, p.305

http://www.fremap.es/pages/infcorp/segtraba.htm

http://www.imp.mx/petroleo/

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_conse/Metodos.htm

ISO 14224:2006 Petroleum, petrochemical and natural gas industries – Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment

Kolloru Rao, Manual de evaluación y administración de Riesgos, McGraw Hill año 1999

Meza Sánchez Sergio Higiene y Seguridad Industrial. IPN, p. 10

PEMEX Anuario PEP 2006, p. 67

PEMEX

BIBLIOGRAFÍA

Página 99

Anuario estadístico 2008. p 11, 26, 34 y 44

PEMEX El Petróleo XIII Edición, 1974

PEMEX El petróleo., México, 1988, p. 8

PEMEX Plan de Desarrollo Tecnológico 1998-2000 “Estaciones de Bombeo” México 1998, p. 21-22

PEMEX Plan de Desarrollo Tecnológico 1998-2000 “Estaciones de Compresión” México 1998, pág. 17-18.

PEMEX Revista Ductos # 26,

PEMEX Subdirección de Proyectos y Construcción de Obras, Sistema de Unidades de Obra Terminada, “Manual de Aplicación A Estaciones de Compresión” (1990) pág. 5-16

PEMEX Refinación Anuario estadístico 2008, p 35

PEMEX Subdirección de Proyectos y Construcción de Obras Sistema de Unidades de Obra Terminada, “Manual de Aplicación A Estaciones de Bombeo” (1990) p. 5-16.

PGPB Inspección Genérica Procedimientos y Disciplina Operativa, Análisis de riesgo en Ductos, p. 3

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Santamaría, Ramiro J.M. Braña Aísa, P.A. Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química, Madrid, Mapfre, 1998.

Terrell David J Revista Octanaje # 1,1995 México, http://www.ref.pemex.com/octanaje/1cultura.htm

BIBLIOGRAFÍA

Página 100

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URL: http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm

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Vílchez Sánchez Juan A Análisis de riesgos ambientales y aplicación al diseño de instalaciones industriales, IX Seminario Formación www.asecorp-online.com OCT-01

ANEXOS

ANEXO “A”


SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTESTubería

Brida

Espárragos

Tee

Codo

Reducción

Tubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)

Junta Aislante


Recubrimiento Externo

Válvula (Macho)




Mochetas


Tubería

Brida

EspárragosCodo

Tee

Reducción



Válvula (Macho)


Mochetas


Tubería

Brida CiegaEspárragos

Tee



Mochetas


Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción



Válvula (Yarway)

Válvula (Check)

Cuerpo de Vàlvulas EOV

Válvula (Macho)


Mochetas


Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee


Válvula (Macho)

Válvula (Check)


Mochetas


Tubería

Codo

Tee

Reducción



Mochetas


Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee



Válvula (Macho)


Mochetas




ÁREA DE MEDICIÓN

CIRCUITO DE LPG





TRAMO DESDE LA SALIDA DE CABEZAL DE DESCARGA HASTA ENTRADA A ÁREA DE MEDICIÓN

A - 1


BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción



Válvula (Brook)

Válvula (Macho)


Mochetas


Tubería

BridaEspárragos

Tee

Codo

Reducción


Junta Aislante




Válvula (Macho)


Válvula (Check)


Mochetas


Tubería

Válvula (Check)

Válvula (Compuerta)

Tubería

Brida Ciega

Espárragos

Codo

Tee

Boquillas


Tubería

Brida

Espárragos

Tee

Codo

Reducción


Válvula (Macho)

Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción


Válvula (Macho)

Válvula (Check)

Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee


Válvula (Macho)

Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee


Válvula (Macho)

Válvula (Check)

Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción


Válvula (Esferica)

Válvula (Macho)

Válvula (Check)

Tubería

Codo

Tee


TRAMO RELEVO DE LA VÁLVULA AUTO OPERABLE BROOK

CIRCUITO DE DESFOGUE

CABEZALES PRINCIPALES DE DESFOGUE

TRAMPAS DE DIABLOS A CABEZAL PRINCIPAL DE DESFOGUE

TRAMO DE FILTROS A CABEZAL PRINCIPAL DE DESFOGUE

DE CABEZAL DE SUCCIÓN, DESCARGA Y RECIRCULACIÓN A CABEZAL PRINCIPAL DE

DESFOGUE

ÁREA DE MEDICIÓN A CABEZAL PRINCIPAL DE DESFOGUE

TRAMO DE SUCCIÓN Y DESCARGA A CABEZA PRINCIPAL DE DESFOGUE

TRAMO DESDE LA SALIDA DE MEDICIÓN Y LA LÍNEA DE PATEO HASTA LA TUBERÍA DE SALIDA

BY-PASS DE ESTACION

SUMINISTRO DE AGUA DE PR A CABEZAL PRINCIPAL DE AGUA CI

A - 2


BridaEspárragos

Codo

Tee

Válvula (Macho)

Aspersores


Tubería

Codo

Tee

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor


Tubería

Tee

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Monitor


Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción


Válvula (Macho)


Mochetas


Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción


Válvula (MACHO)


Mochetas


Tubería

Brida

Brida CiegaEspárragos

Codo

Tee

Reducción



Válvula (MACHO)

Válvula (Esferica)


Mochetas


Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción



Válvula (Seguridad)

Válvula (Esferica)


Mochetas


Tubería

BridaEspárragos

Codo

Tee

Reducción


Válvula (MACHO)


Mochetas


TRAMO PRINCIPAL DE AGUA CI A CASETA DE BOMBAS

TRAMO PRINCIPAL DE AGUA CI A CUARTO DE CONTROL Y ÁREA DE MANTENIMIENTO

TRAMO PRINCIPAL DE AGUA CI A SUBESTACIÓN ELECTRICA

TRAMO PRINCIPAL DE AGUA CI A FILTROS

TRAMO PRINCIPAL DE AGUA CI A TURBINAS

AIRE DE PLANTA

TRAMO PRINCIPAL DE AGUA CI A TRAMPA DE DIABLOS

CIRCUITO DE SERVICIOS

AUXILIARES

AGUA DE SERVICIOS

CIRCUITO DE GAS NATURAL

TRAMO DE ALIMENTACIÓN A FILTRO-SEPARADOR

TRAMO DE CASETA DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN A TANQUE ACUMULADOR

TRAMO DE SALIDA DEL TANQUE ACUMULADOR A ENTRADA A TURBINA

CIRCUITO DE AGUA CONTRAINCENDIO

A - 3

ANEXOS

ANEXO “B”

MODOS DE FALLA DE LOS COMPONENTES

DESARROLLADOS EN EL ÁREA DE TUBERÍAS

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla por Corrosión Externa

Falla por Corrosión Interna

Falla en Soldadura

Falla por Vibración



Falla por Corrosión Externa


Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura

Tubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees) Falla por Ruptura

Junta Aislante Falla por Corrosión Externa

Falla del Rectificador

Inadecuado nivel de protección (Sobre


Falla por fuga

Falla por Corrosión

Falla de apertura/cierre

Falla por fuga



Falla por fuga



Falla por Corrosión (Zapatas)



Asentamientos diferenciales

Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga







Grietas y fisuras



Falla en Soldadura


Brida Ciega Falla por Corrosión Externa




Falla en Soldadura






Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla para relevar (abrir)

Falla por Fuga Interna

Falla para cerrar

Mala calibración

Obstrucción

Falla por Fuga

Válvula Calzada

Falla por fuga



Falla por fuga







Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga


Tubería

Tee

Codo

Reducción


Válvula (Macho)





Reducción


Válvula (Macho)

Tubería

Válvula (Macho)



Reducción

Válvula (Yarway)

Válvula (Check)





Tubería

Codo

Tee

Codo

Tee


Falla por Ruptura




Tubería

Tee



Falla por Ruptura


Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

B - 1

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla de apertura/cierre

Obstrucción

Falla por Fuga

Válvula Calzada





Grietas y fisuras



Falla en Soldadura




Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura






Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga







Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Fugas

Corrosión


Falla por fuga







Grietas y fisuras



Falla en Soldadura





Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura

Junta Aislante Desprendimiento

Falla del Rectificador

Inadecuado nivel de protección (Sobre


Falla por fuga



Falla por fuga



Falla por fuga



Obstrucción

Falla por Fuga

Válvula Calzada





Grietas y fisuras



Falla en Soldadura


Obstrucción

Falla por Fuga

Válvula Calzada

Falla por fuga

CIRCUITO DE LPG

Codo

Tubería

ÁREA DE MEDICIÓN


Válvula (Check)



Tee


TRAMO DESDE LA SALIDA DE CABEZAL DE DESCARGA HASTA ENTRADA A ÁREA DE

MEDICIÓN

Tubería

Codo

Tee

Reducción


Falla por Ruptura

Válvula (Macho)




Tubería

Codo

Tee

Reducción


Válvula (Brook)

Falla por Ruptura

Válvula (Macho)




Tubería

Tee

Codo

Reducción






Falla por Ruptura


Válvula (Macho)


Válvula (Check)

BY-PASS DE ESTACION

Tubería

Válvula (Check)

B - 2

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla por Corrosión




Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura

Falla por fuga

Falla por taponamiento




Falla en Soldadura





Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga





Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga



Obstrucción

Falla por Fuga

Válvula Calzada



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga





Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga



Obstrucción

Falla por Fuga

Válvula Calzada



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla por Cavitación

Falla por fuga



Obstrucción

Falla por Fuga

Válvula Calzada



Falla en Soldadura




Falla en Soldadura


Válvula (Macho)

Reducción

Reducción

TRAMO DE SUCCIÓN Y DESCARGA A CABEZA PRINCIPAL DE DESFOGUE

Válvula (Esferica)

Válvula (Macho)

Válvula (Check)

Tubería

Codo

Tee




Tubería

Codo

Tee

Boquillas

TRAMPAS DE DIABLOS A CABEZAL PRINCIPAL DE DESFOGUE

Tubería

Tee

Codo


Válvula (Macho)


Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (Macho)

Válvula (Check)

DE CABEZAL DE SUCCIÓN, DESCARGA Y RECIRCULACIÓN A CABEZAL PRINCIPAL DE

DESFOGUE

Tubería

Codo

Tee

Válvula (Check)


Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)


Tubería

Codo

B - 3

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla por Corrosión Interna

Falla en Soldadura




Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura

Falla por fuga



Taponamiento

Fugas




Falla en Soldadura




Falla en Soldadura



Falla en Soldadura

Falla de Válvulas

Falla de Mangueras

Fugas

Cobertura Deficiente




Falla en Soldadura




Falla en Soldadura

Falla de Válvulas

Falla de Mangueras

Fugas





Falla en Soldadura




Falla en Soldadura

Falla de Válvulas

Falla de Mangueras

Fugas





Falla en Soldadura




Falla en Soldadura

Falla de Válvulas

Falla de Mangueras

Fugas





Falla en Soldadura




Falla en Soldadura

Falla de Válvulas

Falla de Mangueras

Fugas





Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga







Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga



Aspersores

CIRCUITO DE AGUA CONTRAINCENDIO

Tee


Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)


Tubería

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor

Codo

Tee


Tubería

Tee

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor

Válvula (Macho)



AIRE DE PLANTA


Tubería

Codo

Monitor

Tubería

Codo

Tee

Reducción

CIRCUITO DE SERVICIOS AUXILIARES

AGUA DE SERVICIOS

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (MACHO)

B - 4

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla por Corrosión (Zapatas)




Grietas y fisuras



Falla en Soldadura







Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga









Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla para relevar (abrir)

Fuga interna

Falla para cerrar

Mala calibración







Grietas y fisuras



Falla en Soldadura






Falla en Soldadura



Falla en Soldadura



Falla en Soldadura


Falla por fuga







Grietas y fisuras




Tubería

Codo

Tee

Reducción


TRAMO DE CASETA DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN A TANQUE ACUMULADOR

Reducción

Válvula (Esferica)


Válvula (Esferica)




Falla por Ruptura

Válvula (MACHO)

Tubería

Codo

Tee




Válvula (MACHO)

Tubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees) Falla por Ruptura


TRAMO DE SALIDA DEL TANQUE ACUMULADOR A ENTRADA A TURBINA

Tubería

Codo

Tee

Reducción

B - 5

ANEXOS

ANEXO “C”

FACTORES DE FALLA SELECCIONADOS

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAFalla de

MaterialesFalla


IncorrectoFalla de Construcción /

FabricaciónFalla WOF

Falla TP/SEG Falla Eléctrica

Falla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X

Brida Falla por Corrosión Externa X X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X

Falla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X

Junta Aislante Falla por Corrosión Externa X X X XFalla del Rectificador X X X XInadecuado nivel de protección (Sobre protección y Subprotección)

X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X X XAsentamientos diferenciales X XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X

Brida Falla por Corrosión Externa X X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X X


Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X


Brida Ciega Falla por Corrosión Externa X X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X X

Falla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X




Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla para relevar (abrir) XFalla por Fuga Interna XFalla para cerrar XMala calibración XObstrucción X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X



Falla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XObstrucción X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X X XAsentamientos diferenciales X XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X




TRAMO DESDE LA SALIDA DE CABEZAL DE DESCARGA HASTA ENTRADA A ÁREA DE MEDICIÓN

Tubería

Codo

Tee

Reducción


TRAMO DE CABEZAL DE RECIRCULACIÓN A LA

ALIMENTACIÓN A FILTROS

Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

Válvula (Check)



Válvula (Yarway)

Válvula (Check)


X XTubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)

Falla por Ruptura

Tubería

Codo

Tee

Reducción



CABEZAL PRINCIPAL DE SUCCIÓN, DESCARGA Y

RECIRCULACIÓN

Tubería

Tee



XFalla por Ruptura X




TRAMO DE SALIDA FILTROS HASTA LA ENTRADA DE CABEZAL PRINCIPAL DE

SUCCIÓN

Tubería

Codo

Tee

Reducción


Válvula (Macho)


Válvula (Macho)


X XTubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)

Falla por Ruptura

XX

FACTOR DE FALLA

CIRCUITO DE LPG


Tubería

Falla por Vibración X

Tee

Codo

Reducción


ÁREA DE MEDICIÓN

Válvula (Macho)




Tubería

Codo

Tee

C - 1


MaterialesFalla





FACTOR DE FALLA

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X

Falla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X




Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFugas X X XCorrosión X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X X XAsentamientos diferenciales X XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X



Junta Aislante Desprendimiento X XFalla del Rectificador X X X XInadecuado nivel de protección (Sobre protección y Subprotección)

X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XObstrucción X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X X XAsentamientos diferenciales X XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X XObstrucción X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X

Brida Ciega Falla por Corrosión Externa X X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X X

Falla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por fuga X X XFalla por taponamiento X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XObstrucción X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X


Tubería


Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

Válvula (Macho)


Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (Macho)

Válvula (Check)

X

Reducción

Falla por Vibración X X



Tubería

Codo

Tee

Boquillas

TRAMPAS DE DIABLOS A CABEZAL PRINCIPAL DE

DESFOGUE

Tubería

Tee

Codo



BY-PASS DE ESTACION

Tubería

Válvula (Check)



Válvula (Macho)


Válvula (Check)


XFalla por Vibración X X

Válvula (Macho)




Tubería

Tee

Codo

Reducción




Válvula (Macho)




Tubería

Codo

Tee

Reducción


Válvula (Brook)

XFalla por Ruptura XTubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)

C - 2


MaterialesFalla





FACTOR DE FALLA


Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XObstrucción X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión X X XFalla por Cavitación X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XObstrucción X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X


Falla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XTaponamiento XFugas X X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla de Válvulas XFalla de Mangueras XFugas X X XCobertura Deficiente X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla de Válvulas XFalla de Mangueras XFugas X X XCobertura Deficiente X




Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por Corrosión Externa X X X XFalla por Corrosión Interna X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X





AIRE DE PLANTA

Tubería

Codo

CIRCUITO DE SERVICIOS AUXILIARES

AGUA DE SERVICIOS

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (Macho)


Tee

Reducción


Tubería

Tee

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor


Tubería

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor

Codo

Tee

CIRCUITO DE AGUA

CONTRAINCENDIO


Tubería

Codo

Tee


Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

DE CABEZAL DE SUCCIÓN, DESCARGA Y RECIRCULACIÓN A

CABEZAL PRINCIPAL DE DESFOGUE

Codo

Tee

Válvula (Check)

Válvula (Macho)

TRAMO DE SUCCIÓN Y DESCARGA A CABEZA

PRINCIPAL DE DESFOGUE

Válvula (Esferica)

Válvula (Macho)

Válvula (Check)

Tubería

Codo

Tee

Aspersores

Reducción

C - 3


MaterialesFalla





FACTOR DE FALLA



Brida Falla por Corrosión Externa X X X XBrida Ciega Falla por Corrosión Externa X X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X X


Recubrimiento Externo Desprendimiento X X

Falla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X X XFalla por Corrosión X X XFalla por Cavitación X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X




Recubrimiento Externo Desprendimiento X XFalla para relevar (abrir) X XFuga interna X XFalla para cerrar X XMala calibración X XFalla por Corrosión X X XFalla por Cavitación X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X





Mochetas Falla por agrietamiento X X X XAsentamientos diferenciales X XGrietas y fisuras X X X

TOTAL DE FALLAS 476 98 414 183 196 255 2


TRAMO DE SALIDA DEL TANQUE ACUMULADOR A ENTRADA A

TURBINA

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (Esferica)




Válvula (MACHO)

Tubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)Falla por Ruptura

Falla por Ruptura X

XX

Válvula (MACHO)



Válvula (Esferica)



Válvula (MACHO)

TRAMO DE CASETA DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN A

TANQUE ACUMULADOR

X

Tubería

Codo

Tee

Reducción



Tubería

Codo

Tee

Reducción



C - 4

SISTEMA SUBSISTEMA COMPONENTES MODOS DE FALLAImpacto a la población


Impacto al Negocio

Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X

Brida Falla por Corrosión Externa X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X

Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X

Junta Aislante Falla por Corrosión Externa X X XFalla del Rectificador X XInadecuado nivel de protección (Sobre protección y Subprotección)

X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X


Brida Ciega Falla por Corrosión Externa X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X

Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X




Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla para relevar (abrir) XFalla por Fuga Interna XFalla para cerrar XMala calibración X XObstrucción X X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X



Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X XFalla de apertura/cierre X X XObstrucción X X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X X

X X

CIRCUITO DE LPG


Tubería

Falla por Vibración X XX

Reducción


X


Válvula (Macho)

Tee

Codo

Reducción


Falla por Ruptura

Falla por Ruptura X XX





Tubería

Codo

Válvula (Macho)



CABEZAL PRINCIPAL DE SUCCIÓN, DESCARGA Y

RECIRCULACIÓN

Tubería

Tee



TRAMO DE SALIDA FILTROS HASTA LA ENTRADA DE CABEZAL PRINCIPAL DE

SUCCIÓN

Tee

XX


Tubería

Codo

Tee

Reducción




Válvula (Yarway)

Válvula (Check)


Válvula (Macho)

Falla por Ruptura X

TRAMO DE CABEZAL DE RECIRCULACIÓN A LA

ALIMENTACIÓN A FILTROS

Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

Válvula (Check)



TRAMO DESDE LA SALIDA DE CABEZAL DE DESCARGA HASTA

ENTRADA A ÁREA DE MEDICIÓN

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Consecuencias de falla

C - 5



Impacto al Negocio


Falla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X




Falla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFugas X X XCorrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X



Junta Aislante Desprendimiento X X XFalla del Rectificador X XInadecuado nivel de protección (Sobre protección y Subprotección)

X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XObstrucción X X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X XObstrucción X X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X

Brida Ciega Falla por Corrosión Externa X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X

Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por fuga X X XFalla por taponamiento X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X


Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X X



X XX

ÁREA DE MEDICIÓN

Tubería

Codo

Tee


Falla por Ruptura


Tubería

Codo

Tee

Reducción

Tubería de instrumentación (accesorios:

niple, cople, codos, tees)Falla por Ruptura X XX

Válvula (Macho)



Falla por Ruptura X

Válvula (Brook)

Válvula (Macho)




XX

X

Tee

Codo

Tubería

Falla por Vibración X X


Tubería

Codo

Tee



Válvula (Macho)


Válvula (Check)

Válvula (Macho)


BY-PASS DE ESTACION

Tubería

Válvula (Check)



Reducción


XX

Tee

Boquillas

TRAMPAS DE DIABLOS A CABEZAL PRINCIPAL DE

DESFOGUE

Tubería

Falla por VibraciónX

Codo

Reducción

Tubería

Codo

C - 6



Impacto al Negocio


Falla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XObstrucción X X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XObstrucción X X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión X X XFalla por Cavitación XFalla por fuga X X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XObstrucción X X XFalla por Fuga X X XVálvula Calzada X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X


Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por fuga X XFalla por Corrosión X X XFalla de apertura/cierre X X XTaponamiento XFugas X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla de Válvulas XFalla de Mangueras XFugas XCobertura Deficiente X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla de Válvulas XFalla de Mangueras XFugas XCobertura Deficiente X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión Externa X X X



Tee

Reducción

Válvula (Macho)

Válvula (Check)


Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

DE CABEZAL DE SUCCIÓN, DESCARGA Y RECIRCULACIÓN A

CABEZAL PRINCIPAL DE DESFOGUE

Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

Válvula (Check)

TRAMO DE SUCCIÓN Y DESCARGA A CABEZA

PRINCIPAL DE DESFOGUE

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (Esferica)

Válvula (Macho)

Válvula (Check)

CIRCUITO DE AGUA

CONTRAINCENDIO


Tubería

Codo

Tee


Tubería

Codo

Tee

Válvula (Macho)

Aspersores

TRAMO PRINCIPAL DE AGUA CI A

CUARTO DE CONTROL Y ÁREA DE MANTENIMIENTO

Tubería

Codo

Tee

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor


Tubería

Codo

Hidrante Monitor


Tubería

Tee

Hidrante Monitor

C - 7



Impacto al Negocio


Falla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla de Válvulas XFalla de Mangueras XFugas XCobertura Deficiente X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X


Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X XFalla por Corrosión X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X

Mochetas Falla por agrietamiento X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X XFalla por Vibración X


Falla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X

Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X XFalla por Corrosión X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X

Mochetas Falla por agrietamiento X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X

Brida Falla por Corrosión Externa X X XBrida Ciega Falla por Corrosión Externa X X XEspárragos Falla por Corrosión Externa X X X



Falla por fuga X XFalla por Corrosión X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión X XFalla por Cavitación XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X

Mochetas Falla por agrietamiento X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla para relevar (abrir) XFuga interna XFalla para cerrar XMala calibración X XFalla por Corrosión X XFalla por Cavitación XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras X X XFalla por Corrosión Externa X X XFalla por Corrosión Interna X X XFalla en Soldadura X X XFalla por Vibración X X X



Recubrimiento Externo Desprendimiento X X XFalla por fuga X XFalla por Corrosión X XFalla de apertura/cierre X X XFalla por Corrosión (Zapatas) X XFalla por Vibración X X X

Mochetas Falla por agrietamiento X X XAsentamientos diferenciales XGrietas y fisuras X X X

TOTAL DE FALLAS 513 480 584


Tubería

Codo

Monitor

CIRCUITO DE SERVICIOS

AUXILIARES

AGUA DE SERVICIOS

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (Macho)



AIRE DE PLANTA

Reducción


TRAMO DE CASETA DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN A

TANQUE ACUMULADOR

Tubería

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (MACHO)


Falla por Ruptura X




Tubería

Codo

Tee

Tee

Reducción

Tubería de instrumentación (accesorios: niple, cople, codos, tees)Falla por Ruptura

Válvula (MACHO)

Válvula (Esferica)



TRAMO DE SALIDA DEL TANQUE ACUMULADOR A ENTRADA A

TURBINA

Tubería

Codo

Tee

Reducción

Válvula (MACHO)




Válvula (Esferica)



X

Codo

C - 8

ANEXOS

ANEXO “D”

IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES PARA FACTORES

DE FALLA

ÁREA: TUBERÍAS


No. VARIABLE

VARIABLES DE EXPOSICIÓN




4 Condición de las Válvulas






2 Condiciones Ambientales






8 Soldadura

9 Esfuerzos Adicionales en la Tubería no considerados en el Diseño

10 Defectos en Válvulas

11 Tipo de Producto


13 Condición en Bridas



16 Espesor de Pared de la Tubería



1 Potenciales de Protección Catódica


3 Medición de Resistencia de la Cama Anódica

4 Antigüedad del Rectificador


2Cansancio Físico del Personal (por Tiempo Extra, Trabajo Excesivo, Enfermedad, Cansancio, Agotamiento Físico)

3 Estrés Emocional del Personal (Familiar, Social, Ambiente de Trabajo, Amenazas, etc.)

4 Capacidad de los Empleados para el Puesto

5 Resistencia al Cambio

6 Calificación del Desempeño del Operador

7 Confiabilidad Operacional

8 Disponibilidad Operacional


10 Errores de Personal

11 Frecuencia de Sustitución de Tuberías/Válvulas por Año

12 Frecuencia de Incidentes por IO&M al Año

13 Personal de Operación Calificado

14 Contenido de Condensado en Gas Combustible

15 Frecuencia de Falla de Apertura/Cierre de Válvulas


17 Asentamientos Diferenciales del Suelo

18 Tubería de Proceso Enterrada dentro de la Instalación

19 Grado de Corrosión



2 Afectación por Terceras Partes

3 Actividad de Construcción y/o Mantenimiento en Instalaciones

4 Antecedentes de Ataques de Sabotaje/Vandalismo

5 Frecuencia de Falla o Amenazas de Terceras Partes/Seguridad por Año

6 Grado de Amenaza de la Estación

1 Fenómenos Naturales en el Área

2 Movimientos del Terreno

3 Frecuencia de Falla por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente (Años)

4 Antigüedad de Incidente por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente (Años)

5 Zona Sísmica

6 Tipo de Suelo



9 Resistividad del Suelo (ohm-cm)

10 pH del Suelo

11 Potencial Redox del Suelo (mV)



2 Fabricante o Constructor

3 Comisionamiento, Arranque y Prueba de Garantía

4 Fallas por Defectos de Fabricación y/o Diseño (Por Año)

5 Tipo de Fallas Asociadas a la Fabricación/Construcción de Tuberías/Válvulas

6 Instalación de Tuberías-Accesorios/Válvulas de reuso durante la Construcción



TERCERAS PARTES

MEDIO AMBIENTE Y FUERZAS EXTERNAS

FABRICACIÓN Y CONSTRUCCIÓN

MECÁNICO

MATERIAL

ELÉCTRICO

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO INCORRECTO

D- 1


No. VARIABLE

VARIABLES DE MITIGACIÓN

1 Último Monitoreo de Condiciones de Tubería y Válvula

2 Último Periodo de Monitoreo (Días)

3 Sistema Monitoreo de Vibración

4 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - En Servicio

5 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - Fuera de Servicio

6 Prácticas de Mantenimiento y Operación

7 Indicador de Desempeño del Personal

8 Indicador de Desempeño de Operación y Mantenimiento

9 Indicador de Desempeño de Herramientas

10 Administración de Refacciones


12 Registros de Operación y Mantenimiento

13 Frecuencia de Mantenimiento de Válvulas

14 Abrazaderas

15 Condición de Abrazaderas

16 Medias Cañas

17 Condición de Medias Cañas

1 Antigüedad del Último Periodo de Inspección (Días)






7 Tipo de Recubrimiento Exterior para Tuberías/Válvulas

8 Condición del Recubrimiento Exterior

9 Desempeño de los Sistemas de Prevención de Corrosión Interior

10 Método de Inspección de la Tubería

11 Inhibidor de Corrosión

12 Protección Catódica en Tubería


14 Análisis de Flexibilidades




18 Presión de Operación vs. Presión Máxima de Operación (MAOP)

19 Programa de Evaluación del Personal de Operación y Mantenimiento

1 Conexión de Tuberías a Red de Tierras en la Estación

2 Condiciones y Conexión del Sistema de Tierras




6 Conexión de Tuberías a Tierra

1 Tipo de Mantenimiento

2 Programa de Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento

3 Tipo de Programa de Capacitación en Operación y/o Mantenimiento


5 Estrategia Corporativa de Operación y Mantenimiento

6 Indicador de Desempeño del Personal de Operación y Mantenimiento



9 Etiquetado, Rotulado y Señalización en Tuberías/Válvulas

10 Horas de Trabajo del Personal


12 Disponibilidad de Personal Calificado en la Estación

13 Disponibilidad de Documentación de Tuberías y Válvulas

14 Jornada de Trabajo de los Operadores

15 Condiciones de Sistema de Tierra o Aterrizaje

16 Monitoreo del Suelo

17 Período de Revisión de Corrosión

18 Abrazaderas


20 Medias Cañas



1 Condición de Protección

2 Frecuencia de Patrullaje Terrestre

3 Programa de Protección de la Instalación

4 Frecuencia de Auditorias de Protección

5 Archivo de Registros de Terceras Partes/Sabotajes/Ataques a Tuberías/Válvulas

6 Monitoreo de la Seguridad Física

7 Informes del Entorno Político y Social de la Instalación

8 Señalamientos de Seguridad Física

9 Red de Contra Incendio


1 Protección Exterior para Tuberías/Válvulas

2 Tipo de Monitoreo de Movimiento del Terreno

3 Frecuencia de Monitoreo de Movimiento

4 Cimentación y Mochetas


6 Conexión a Tierras de Tuberías de Proceso

7 Frecuencia de Mantenimiento a la Protección Exterior de Tuberías/Válvulas

1 Pruebas de Aceptación de Fabricación (FAT)

2 Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT)

3 Ensamble de Acuerdo a Instrucciones del Fabricante

4 Certificación de Calidad de la Tubería

5 Disponibilidad de Documentación de Diseño de Tuberías/Válvulas

6 Programas de Garantía de Calidad de Tuberías, Junta Aislante, Válvulas

7 Método de Inspección de Soldaduras en Tuberías

8 Capacitación del Fabricante al Personal de Operación y Mantenimiento

9 Archivos de Ingeniería de Modificaciones al Diseño Original



TERCERAS PARTES


MECÁNICO

MATERIAL

ELÉCTRICO

D - 2


No.VARIABLE

VARIABLES DE RESISTENCIA

1 Material (Tuberías de Proceso)



4 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente

5 Condiciones de Tuberías/Válvulas

6 Procedimientos de Mantenimiento y Operación

7 Calificación de Personal de Mantenimiento y Operación

1 Personal de Construcción


3 Registros Documentales de Tuberías/Válvulas


5 Condiciones Físicas de las Válvulas (Disponibilidad, Confiabilidad, Mantenimiento)

6 Especificación de Tuberías de Proceso

7 Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento

8 Pruebas Hidrostáticas

9 Análisis de Esfuerzos durante el Diseño o Construcción



3 Personal de Mantenimiento a Protección Catódica

4 Confiabilidad del Diseño de Protección Catódica

5 Procedimientos de Operación y Mantenimiento de Protección Catódica

1 Personal de Operación y Mantenimiento




5 Experiencia del Personal en la Operación y Mantenimiento de Tuberías/Válvulas


7 Inspección y Pruebas de Tubería



3 Conocimiento de las Condiciones de la Tubería

4 Calidad de los Materiales

5 Confiabilidad del Diseño de Tuberías

6 Procedimiento para Revisión Física de Personas

7 Plan Integral de Seguridad Física

8 Procedimientos en Caso de Amenaza por Terceras Partes

9 Inspección y Pruebas a los Equipos de Contra Incendio


2 Confiabilidad del Diseño Respecto a Fenómenos Naturales

3 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Ambiental Vigente

4 Atlas de Riesgo por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente





5 Espesor Remanente de Pared de Tubería (pulg)

6 Procedimientos de Pruebas en Tuberías, de Inspección y de Construcción


8 Registros de Construcción Disponibles


MEDIO AMBIENTE Y

FUERZAS EXTERNAS

MECÁNICO

MATERIAL


ELÉCTRICO

TERCERAS PARTES

D - 3

ANEXOS

ANEXO “E”

IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES PARA

CONSECUENCIAS DE FALLA

ÁREA: TUBERÍAS


VARIABLEVARIABLES REDUCCIÓN



3 Proximidad al Área Sensible (m)



6 Estado del Programa de Educación al Público






12 Sistema de Control de Presión





5 Proximidad con Áreas Ambientalmente Sensibles ESA, (m)


7 Capacidad de Respuesta a Emergencias







4 Radio Potencial de Afectación, (m)

5 Tiempo de Respuesta a Incidentes, Min



8 Redundancia en el Servicio


IMPACTO AL NEGOCIO


IMPACTO AL MEDIO AMBIENTE

E - 1


VARIABLEVARIABLES PELIGRO

1 Flamabilidad / Explosividad

2 Toxicidad

3 Reactividad

4 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir)

5 Potencial de Falla Secundaria

6 Tipo de Producto

7 Potencial de Dispersión del Producto


2 Toxicidad

3 Reactividad



6 Tipo de Producto



2 Toxicidad

3 Reactividad



6 Tipo de Producto


VARIABLEVARIABLES RECEPTOR

1 Áreas Sensibles de Población

2 Densidad de Población

3 Magnitud de la Consecuencia (Descripción de Impactos)

4 Clasificación de Consecuencias

5 Áreas de Alta Consecuencia (HCA)

6 Daño Potencial a la Propiedad (USD)

1 Áreas de Alta Consecuencia (HCA)


3 Magnitud de las Consecuencias (Descripción de Impactos)


5 Condiciones de Ventilación

6 Condiciones del Terreno

7 Venteos Realizados


2 Numero de Clientes Fuera de Servicio

3 Horas de Interrupción del Servicio

4 Afectaciones al Cliente Escasez/Demanda

5 Daño a la Imagen Publica del Negocio (Regulación, Inversión)

6 Costo Total

7 Magnitud de Consecuencias (Descripción de Impactos)

8 Clasificación de la Instalación



IMPACTO AL NEGOCIO




IMPACTO AL NEGOCIO

E - 2

ANEXOS

ANEXO “F”

ASIGNACIÓN DE PUNTAJES A VARIABLES DE LOS FACTORES

DE FALLA.

ÁREA: TUBERÍAS


No. VARIABLE

VARIABLES DE EXPOSICIÓN VALOR


2 Frecuencia de Falla Mecánica por Año 12%

3 Cimentación (Tuberías, Válvulas) 12%

4 Condición de las Válvulas 12%

5 Graseras de Válvulas 15%

6 Condición Física de la Tubería Enterrada 17%



100%

1 Antigüedad de la Tuberías/Válvulas (Años) 4%

2 Condiciones Ambientales 6%

3 Humedad del Ambiente (%) 6%

4 Temperatura Ambiental (°C) 6%

5 Tipo de Anomalía (Tubería y Válvulas) 10%

6 Frecuencia de Falla de Material (Fallas/Año) 3%

7 Antigüedad de Incidentes (Años) 4%

8 Soldadura 8%

9 Esfuerzos Adicionales en la Tubería no considerados en el Diseño 8%

10 Defectos en Válvulas 6%

11 Tipo de Producto 4%

12 Interfases en la Tubería 5%

13 Condición en Bridas 3%

14 Cambios de Servicio durante la Vida de Operación 2%

15 Condición de la Soportería 2%

16 Espesor de Pared de la Tubería 10%

17 Diámetro de la Tubería 10%


100%

1 Potenciales de Protección Catódica 35%


3 Medición de Resistencia de la Cama Anódica 25%

4 Antigüedad del Rectificador 20%

100%

1 Antigüedad de la Tubería/Válvulas (Años) 3%

2Cansancio Físico del Personal (por Tiempo Extra, Trabajo Excesivo, Enfermedad, Cansancio,

Agotamiento Físico)6%

3 Estrés Emocional del Personal (Familiar, Social, Ambiente de Trabajo, Amenazas, etc.) 6%

4 Capacidad de los Empleados para el Puesto 3%

5 Resistencia al Cambio 2%

6 Calificación del Desempeño del Operador 2%

7 Confiabilidad Operacional 6%

8 Disponibilidad Operacional 6%


10 Errores de Personal 10%

11 Frecuencia de Sustitución de Tubería/Válvula por Año 3%

12 Frecuencia de Incidentes por IO&M al Año 3%

13 Personal de Operación Calificado 3%

14 Contenido de Condensado en Gas Combustible 3%

15 Frecuencia de Falla de Apertura/Cierre de Válvulas 3%

16 Condición de la Soportería 6%

17 Asentamientos Diferenciales del Suelo 6%

18 Tubería de Proceso Enterrada dentro de la Instalación 10%

19 Grado de Corrosión 10%


100%


2 Afectación por Terceras Partes 27%

3 Actividad de Construcción y/o Mantenimiento en Instalaciones 22%

4 Antecedentes de Ataques de Sabotaje/Vandalismo 10%

5 Frecuencia de Falla o Amenazas de Terceras Partes/Seguridad por Año 12%

6 Grado de Amenaza de la Estación 12%

100%

1 Fenómenos Naturales en el Área 16%

2 Movimientos del Terreno 10%

3 Frecuencia de Falla por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente (Años) 9%

4 Antigüedad de Incidente por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente (Años) 6%

5 Zona Sísmica 6%

6 Tipo de Suelo 5%

7 Temperatura Ambiental (°C) 5%


9 Resistividad del Suelo (ohm-cm) 10%

10 pH del Suelo 10%

11 Potencial Redox del Suelo (mV) 10%


100%

1 Antigüedad de la Tuberías/Válvulas (Años) 17%

2 Fabricante o Constructor 15%

3 Comisionamiento, Arranque y Prueba de Garantía 12%

4 Fallas por Defectos de Fabricación y/o Diseño (Por Año) 15%

5 Tipo de Fallas Asociadas a la Fabricación/Construcción de Tuberías/Válvulas 15%

6 Instalación de Tuberías-Accesorios/Válvulas de reuso durante la Construcción 15%

7 Cambios de Servicio durante la Vida de Operación 8%


100%

TERCERAS PARTES



MECÁNICO

MATERIAL

ELÉCTRICO


F - 1


No. VARIABLE

VARIABLES DE MITIGACIÓN VALOR

1 Último Monitoreo de Condiciones de Tubería y Válvula 6%

2 Último Periodo de Monitoreo (Días) 7%

3 Sistema Monitoreo de Vibración 8%

4 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - En Servicio 6%

5 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - Fuera de Servicio 6%

6 Prácticas de Mantenimiento y Operación 8%

7 Indicador de Desempeño del Personal 2%

8 Indicador de Desempeño de Operación y Mantenimiento 2%

9 Indicador de Desempeño de Herramientas 2%

10 Administración de Refacciones 7%


12 Registros de Operación y Mantenimiento 8%

13 Frecuencia de Mantenimiento de Válvulas 7%

14 Abrazaderas 5%

15 Condición de Abrazaderas 7%

16 Medias Cañas 5%

17 Condición de Medias Cañas 6%

100%

1 Antigüedad del Último Periodo de Inspección (Días) 4%


3 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - Fuera de Servicio 4%




7 Tipo de Recubrimiento Exterior para Tuberías/Válvulas 6%

8 Condición del Recubrimiento Exterior 8%

9 Desempeño de los Sistemas de Prevención de Corrosión Interior 4%

10 Método de Inspección de la Tubería 8%

11 Inhibidor de Corrosión 3%

12 Protección Catódica en Tubería 5%

13 Último Periodo de Monitoreo (Días) 6%

14 Análisis de Flexibilidades 4%

15 Indicador de Desempeño del Personal 2%



18 Presión de Operación vs. Presión Máxima de Operación (MAOP) 10%

19 Programa de Evaluación del Personal de Operación y Mantenimiento 6%

100%

1 Conexión de Tuberías a Red de Tierras en la Estación 20%

2 Condiciones y Conexión del Sistema de Tierras 15%




6 Conexión de Tuberías a Tierra 15%

100%

1 Tipo de Mantenimiento 9%

2 Programa de Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento 9%

3 Tipo de Programa de Capacitación en Operación y/o Mantenimiento 7%


5 Estrategia Corporativa de Operación y Mantenimiento 2%

6 Indicador de Desempeño del Personal de Operación y Mantenimiento 2%



9 Etiquetado, Rotulado y Señalización en Tuberías/Válvulas 2%

10 Horas de Trabajo del Personal 2%


12 Disponibilidad de Personal Calificado en la Estación 4%

13 Disponibilidad de Documentación de Tuberías y Válvulas 6%

14 Jornada de Trabajo de los Operadores 2%

15 Condiciones de Sistema de Tierra o Aterrizaje 6%

16 Monitoreo del Suelo 2%

17 Período de Revisión de Corrosión 10%

18 Abrazaderas 4%

19 Condición de Abrazaderas 4%

20 Medias Cañas 4%

21 Condición de Medias Cañas 4%


100%

1 Condición de Protección 12%

2 Frecuencia de Patrullaje Terrestre 10%

3 Programa de Protección de la Instalación 12%

4 Frecuencia de Auditorias de Protección 8%

5 Archivo de Registros de Terceras Partes/Sabotajes/Ataques a

Tuberías/Válvulas10%

6 Monitoreo de la Seguridad Física 10%

7 Informes del Entorno Político y Social de la Instalación 8%

8 Señalamientos de Seguridad Física 10%

9 Red de Contra Incendio 10%

10 Etiquetado, Rotulado y Señalización en Tuberías/Válvulas 10%

100%

1 Protección Exterior para Tuberías/Válvulas 20%

2 Tipo de Monitoreo de Movimiento del Terreno 10%

3 Frecuencia de Monitoreo de Movimiento 14%

4 Cimentación y Mochetas 14%

5 Presión de Operación vs. Presión Máxima de Operación (MAOP) 10%

6 Conexión a Tierras de Tuberías de Proceso 8%

7 Frecuencia de Mantenimiento a la Protección Exterior de Tuberías/Válvulas 24%

100%

1 Pruebas de Aceptación de Fabricación (FAT) 14%

2 Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT) 14%

3 Ensamble de Acuerdo a Instrucciones del Fabricante 8%

4 Certificación de Calidad de la Tubería 14%

5 Disponibilidad de Documentación de Diseño de Tubería/Válvulas 10%

6 Programas de Garantía de Calidad de Tuberías, Junta Aislante, Válvulas 8%

7 Método de Inspección de Soldaduras en Tuberías 8%

8 Capacitación del Fabricante al Personal de Operación y Mantenimiento 14%

9 Archivos de Ingeniería de Modificaciones al Diseño Original 10%

100%



TERCERAS PARTES


MECÁNICO

MATERIAL

ELÉCTRICO

F - 2


No.VARIABLE

VARIABLES DE RESISTENCIA VALOR

1 Material (Tuberías de Proceso) 20%

2 Reportes de Inspección 17%

3 Confiabilidad del Diseño 19%

4 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente 12%

5 Condiciones de Tuberías/Válvulas 12%

6 Procedimientos de Mantenimiento y Operación 10%

7 Calificación de Personal de Mantenimiento y Operación 10%

100%

1 Personal de Construcción 10%


3 Registros Documentales de Tuberías/Válvulas 10%


5 Condiciones Físicas de las Válvulas (Disponibilidad, Confiabilidad, Mantenimiento) 12%

6 Especificación de Tuberías de Proceso 15%

7 Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento 12%

8 Pruebas Hidrostáticas 8%

9 Análisis de Esfuerzos durante el Diseño o Construcción 8%

100%



3 Personal de Mantenimiento a Protección Catódica 19%

4 Confiabilidad del Diseño de Protección Catódica 18%

5 Procedimientos de Operación y Mantenimiento de Protección Catódica 19%

100%

1 Personal de Operación y Mantenimiento 12%




5 Experiencia del Personal en la Operación y Mantenimiento de Tuberías/Válvulas 12%

6 Procedimientos de Mantenimiento y Operación 15%

7 Inspección y Pruebas de Tubería 10%

100%



3 Conocimiento de las Condiciones de la Tubería 18%

4 Calidad de los Materiales 10%

5 Confiabilidad del Diseño de Tuberías 8%

6 Procedimiento para Revisión Física de Personas 5%

7 Plan Integral de Seguridad Física 6%

8 Procedimientos en Caso de Amenaza por Terceras Partes 8%

9 Inspección y Pruebas a los Equipos de Contra Incendio 10%

100%


2 Confiabilidad del Diseño Respecto a Fenómenos Naturales 25%

3 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Ambiental Vigente 20%

4 Atlas de Riesgo por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente 20%

100%


2 Personal de Construcción 14%



5 Espesor Remanente de Pared de Tubería (pulg) 15%

6 Procedimientos de Pruebas en Tuberías, de Inspección y de Construcción 15%

7 Pruebas Hidrostáticas 7%

8 Registros de Construcción Disponibles 4%



MECÁNICO

MATERIAL


ELÉCTRICO

TERCERAS PARTES

F - 3

ANEXOS

ANEXO “G”

ASIGNACIÓN DE PUNTAJES A VARIABLES DE LAS

CONSECUENCIAS DE FALLA

ÁREA: TUBERÍAS


VARIABLEVARIABLES REDUCCIÓN VALOR



3 Proximidad al Área Sensible (m) 7%



6 Estado del Programa de Educación al Público 5%


8 Capacidad de Respuesta ante Emergencias 8%


10Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD

8%


12 Sistema de Control de Presión 8%

100%






8%


7 Capacidad de Respuesta a Emergencias 13%


9Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD

8%


100%




4 Radio Potencial de Afectación, (m) 5%

5 Tiempo de Respuesta a Incidentes, Min 15%


7 Capacidad de Respuesta a Emergencias 15%

8 Redundancia en el Servicio 10%


100%

IMPACTO AL NEGOCIO



G- 1


VARIABLEVARIABLES PELIGRO VALOR

1 Flamabilidad / Explosividad 25%

2 Toxicidad 15%

3 Reactividad 12%

4 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir) 8%

5 Potencial de Falla Secundaria 5%


7 Potencial de Dispersión del Producto 15%

100%


2 Toxicidad 15%

3 Reactividad 12%




7 Potencial de Dispersión del Producto 8%

100%


2 Toxicidad 15%

3 Reactividad 15%




100%


VARIABLEVARIABLES RECEPTOR VALOR

1 Áreas Sensibles de Población 20%

2 Densidad de Población 25%

3 Magnitud de la Consecuencia (Descripción de Impactos) 15%

4 Clasificación de Consecuencias 15%

5 Áreas de Alta Consecuencia (HCA) 15%

6 Daño Potencial a la Propiedad (USD) 10%

100%

1 Áreas de Alta Consecuencia (HCA) 25%


3 Magnitud de las Consecuencias (Descripción de Impactos) 15%


5 Condiciones de Ventilación 10%

6 Condiciones del Terreno 5%

7 Venteos Realizados 5%

100%


2 Numero de Clientes Fuera de Servicio 25%

3 Horas de Interrupción del Servicio 10%

4 Afectaciones al Cliente Escasez/Demanda 10%

5 Daño a la Imagen Publica del Negocio (Regulación, Inversión) 10%

6 Costo Total 5%

7 Magnitud de Consecuencias (Descripción de Impactos) 5%

8 Clasificación de la Instalación 10%


100%

IMPACTO AL NEGOCIO


IMPACTO AL NEGOCIO




G - 2

ANEXOS

ANEXO “H”

IDENTIFICACIÓN DE LOS ATRIBUTOS Y SUS VALORES

ASIGNADOS PARA LAS VARIABLES DE PROBABILIDAD

DE FALLA.

ÁREA: TUBERÍAS

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE EXPOSICIÓN ATRIBUTOS VALORESx > 50 1030 < x <= 50 7

20 < x <= 30 5Desconocido 510 < x <= 20 35 < x <= 10 2x <= 5 1N/A 0Desconocido 10Ambiente Salino 10Exposición a Químicos (Corrosivos, Venenosos o

Tóxicos)10

Otros 8Estable 0N/A 0x > 90% 1080% < x <= 90% 950% < x <= 80% 7Desconocido 530% < x <= 50% 4x <= 30% 0N/A 0Desconocido 10x > 40 1030 < °C <= 40 920 < °C <= 30 6°C <= 20 3N/A 0Agrietamiento 10Inclusiones 10Pérdida de Metal 10Otros Defectos de Fabricación 10Cordón de Soldadura sin Penetración 10SCC 10Grietas por Fatiga 10Corrosión Externa (Hendidura, General/Uniforme,

Picaduras)10

Desconocido 10Abolladuras 8Erosión 8Corrosión Interna 7Curvas Arrugadas 6Fuga 5Ninguno 0N/A 0λ > 10 105 < λ <= 10 81 < λ <= 5 6Desconocido 6Ninguno 0N/A 00 < a <= 1 101 < a <= 5 7Desconocido 65 < a <= 10 5a > 10 0N/A 0Grietas 10Cordones Excesivo/Inadecuado 10Fusión Incompleta 10Penetración Incompleta 10Porosidad 10Desconocido 6N/A 0Si 10Desconocido 5No 0N/A 0Grietas 10Corrosión Generalizada 7Pérdida de Metal (Erosión) 7Fuga 6Desconocido 5Ninguno 0N/A 0Otros (Líquidos de Manejo Peligroso) 10LPG 2Gas Combustible 2N/A 0

Si - (Tierra - Aire) 10

Desconocido 6

No 0

N/A 0

Selección Inadecuada de Junta (Tipo de Producto

Manejado)10

Defectos de Fabricación y/o Mal Armado 10Desalineación ó Esfuerzos Presentes 8Desgaste de Juntas 5Otras 5N/A 0Si 10Desconocido 8

MATERIALES

Defectos en Válvulas10

11 Tipo de Producto

Antigüedad de la Tuberías/Válvulas (Años)1

Condiciones Ambientales




Condición en Bridas13

2


Cambios de Servicio durante la Vida de 14

Temperatura Ambiental (°C)4

8

Esfuerzos Adicionales en la Tubería no considerados en el Diseño9

Soldadura


H - 1

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE EXPOSICIÓN ATRIBUTOS VALORESNo 0N/A 0Falta Soportería de acuerdo al Análisis de Esfuerzos

10

Soportería Provisional 9Requiere Mejora o Mantenimiento 8Desconocido 6De Acuerdo a Norma 0N/A 0< 49% 10Entre 59% y 50% 8Desconocido 6Entre 74% y 60% 4Entre 85% y 75% del Espesor de Diseño 2Entre 100% y 86% del Espesor de Diseño 1Igual al Espesor de Diseño 0N/A 0> 24 pulg. de Diámetro 10Entre 18 y 20 pulg. de Diámetro 8Entre 16 y 12 pulg. de Diámetro 6Entre 10 y 8 pulg. de Diámetro 4Entre 2 y 6 pulg. de Diámetro 2< 2 pulg. de Diámetro 2N/A 0< 8 Años 10Entre 8 y 14 Años 7Desconocido 6Entre 15 y 19 Años 5Entre 20 y 24 Años 3> 25 Años 0N/A 0Sin Monitoreo 10Excesivo - Cuando Excede los Limites de la Placa del

Equipo10

Aceptable - Cuando No Excede los Limites de la Placa

del Equipo2

Ninguno 0N/A 0λ > 10 105 < λ <= 10 81 < λ <= 5 6Desconocido 6Ninguno 0N/A 0Ninguno 10Cimentación con Estructura Metálica 0Cimentación de Concreto Armado con Plantilla 0N/A 0Selección Inadecuada (Tipo de Producto Manejado)

10

Defectos de Fabricación y/o Mal Armado 10Desalineación (Esfuerzos Presentes) 8Falla en la Apertura 8Falla en el Cierre 8Obstrucción 8Pérdida de Hermeticidad (Vástago, Asiento, Juntas,

etc.)7

Otras 5N/A 0Corrosión 10Acumulación de Residuos 10Otros 5Desconocido 5N/A 0Mala 10Regular 8Desconocido 8Buena 4

Excelente 0N/A 0< 8 Años 10Entre 8 y 14 Años 7Desconocido 6Entre 15 y 19 Años 5Entre 20 y 24 Años 3> 25 Años 0N/A 0Desconocido 10

Pobre 6Suficientes 5Buenas 2

Adecuada 0N/A 0x > 50

10

30 < x <= 50 7

20 < x <= 30 5Desconocido 5

MECÁNICO




Niveles de Vibración1


Condición de las Válvulas



4

Espesor de Pared de la Tubería



Operación14


16


H - 2

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE EXPOSICIÓN ATRIBUTOS VALORES10 < x <= 20 35 < x <= 10 2x <= 5 1N/A 0Alto

10

Moderado 5Desconocido 5Bajo 2Ninguno 0N/A 0Alto

10

Moderado 5Desconocido 5Bajo 2Ninguno 0N/A 0Pobre 10Suficiente 5Desconocido 5Buena 2Excelente 0N/A 0Alta 10Moderada 5Desconocido 5Baja 2Ninguno 0N/A 0Pobre 10Desconocido 6Suficiente 5Buena 2Excelente 0N/A 0Desconocido 10R <= 60% 1060% < R <= 70% 970% < R <= 85% 885% < R <= 90% 690% < R <= 95% 495% < R <= 98.4% 298.4% < R 0N/A 0Desconocido 10R <= 60% 1060% < R <= 70% 970% < R <= 85% 885% < R <= 90% 690% < R <= 95% 495% < R <= 98.4% 298.4% < R 0N/A 00 < a <= 1 101 < a <= 5 7Desconocido 65 < a <= 10 5a > 10 0N/A 0Falta de Manuales y Procedimientos 10Excesiva Carga de Trabajo 10Ambiente de Trabajo Inadecuado 10Falta de Capacitación 10Incumplimiento de Requerimientos de Procedimientos

10

Omisión de Detalles 10Falta de Concentración 10Desanimo 10Exceso de Confianza 10Negligencia 10Problemas de Comunicación Verbal 10Otro Tipo de Errores Humanos

10

Desconocido 5Ninguno 0N/A

0

Se requiere alguna Sustitución, pero no hay

Presupuesto10

λ > 10 10Desconocido 105 < λ <= 10 81 < λ <= 5 6Ninguno 0N/A 0λ > 10 10Desconocido 105 < λ <= 10 81 < λ <= 5 6N/A 0Ninguno 10Entre el 50% y el 100% 10

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

INCORRECTO

11Frecuencia de Sustitución de Tuberías/Válvulas por Año


7 Confiabilidad Operacional

8

10 Errores de Personal

4 Capacidad de los Empleados para el Puesto

5 Resistencia al Cambio

6 Calificación del Desempeño del Operador

2Cansancio Físico del Personal (por Tiempo Extra, Trabajo Excesivo, Enfermedad, Cansancio, Agotamiento Físico)

3Estrés Emocional del Personal (Familiar,

Social, Ambiente de Trabajo, Amenazas, etc.)

Disponibilidad Operacional

12 Frecuencia de Incidentes por IO&M al Año

H - 3

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE EXPOSICIÓN ATRIBUTOS VALORESDesconocido 8Todo el Personal 0N/A 0Alto 10Moderado 9Bajo 6Ninguno 0N/A 0Frecuente (Una vez por Semana) 10Algunas Veces (Una vez por Mes) 10Muy Raro (Anual) 5Desconocido 4Nunca 0N/A 0Falta Soportería de acuerdo al Análisis de Esfuerzos

10

Soportería Provisional 9Requiere Mejora o Mantenimiento 8Desconocido 6De Acuerdo a Norma 0N/A 0Existe 10No Existe 0N/A 0Si 10Desconocido 10No 0N/A 0Severa 10Alta 8Moderada 6Desconocido 4Leve 2N/A 0Sin Monitoreo 10Excesivo - Cuando Excede los Limites de la Placa del

Equipo10

Aceptable - Cuando No Excede los Limites de la Placa

del Equipo2

Ninguno 0N/A 0x > 50 1030 < x <= 50 7

20 < x <= 30 5Desconocido 510 < x <= 20 35 < x <= 10 2x <= 5 1N/A 0Proveedor No Confiable 10Desconocido 6Otro 4Proveedor Confiable 0N/A 0No 10Desconocido 10Si 0No Requerido 0N/A 0Alta (Mas de 10) 10Media (Entre 5 y 10) 8Baja (Entre 1 y 4)

6

Desconocido 5N/A 0Ninguna

0

Desalineación de Equipo Dinámico 10

Error en la Clasificación de Áreas8

Mala Cimentación 7Presencia de Esfuerzos en la Tubería 7Falla de Soldaduras 7Desconocido 6Mala Distribución de Equipos 5Carencia de alguna Protección (Diques, PSV's,

Drenajes, etc.) 5

N/A 0Si (Sin Rehabilitación)

10

Desconocido 8Si

5

No 0N/A 0Si 10Desconocido 8No 0N/A 0Desconocido 10

Pobre 6Suficientes 5


18Tubería de Proceso Enterrada dentro de la Instalación


Antigüedad de la Tuberías/Válvulas (Años)

7Cambios de Servicio durante la Vida de Operación

Contenido de Condensado en Gas Combustible

15Frecuencia de Falla de Apertura/Cierre de Válvulas

17 Asentamientos Diferenciales del Suelo

Instalación de Tuberías-Accesorios/Válvulas de reuso durante la Construcción

5

1

Grado de Corrosión


13 Personal de Operación Calificado

14

19

Tipo de Fallas Asociadas a la Fabricación/Construcción de Tuberías/Válvulas

6

2 Fabricante o Constructor

3Comisionamiento, Arranque y Prueba de Garantía

4Frecuencia de Fallas por Defectos de Fabricación y/o Diseño (Por Año)


H - 5

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE EXPOSICIÓN ATRIBUTOS VALORESBuenas 2

Adecuada 0N/A 0Mal (< -1.5 V) 10Mal (> -0.75 V) 10Regular (Entre -1.14 V y -1.5 V) 6Regular (Entre -0.85 V y -0.75 V) 6Otro 2Buena (Entre -1.14 V y -0.85 V) 0N/A 0x > 90% 1080% < x <= 90% 950% < x <= 80% 7Desconocido 530% < x <= 50% 4x <= 30% 0N/A 0Mayor a 25 Ohm 10Desconocido 10Entre 20 y 25 Ohm 8Entre 15 y 20 Ohm 7Entre 10 y 15 Ohm 4Entre 5 y 10 Ohm 2Menor a 5 Ohm 0N/A 0Entre 20 y 30 Años 10Entre 10 y 20 Años 7Entre 5 y 10 Años 5Desconocido 5Menor a 5 Años 1N/A 0Zonas de Inundación

10

Deslaves 10Tormentas 9Huracanes 8Hundimientos/Fallas Geológicas 7Peligro de Relámpagos 6Barrancadas 6Desconocido 6Erosión 5Vientos Fuertes 5Otro (Con Impacto Insignificante) 2Ninguno 0N/A 0Zonas de Subsidencia 10Peligros de Explosión/Minas 10Zonas de Deslizamiento / Inestabilidad de Taludes 10Fuerzas de Vibración en el Terreno 8Suelos Sujetos a Licuefacción 7Desconocido 6Cargas Superficiales Extremas 5Otro 5N/A 0λ > 10

10

5 < λ <= 108

1 < λ <= 5 6Desconocido 6Ninguno 0N/A 0

0 < a <= 1 101 < a <= 5 7Desconocido 65 < a <= 10 5a > 10 0N/A 0Zona D - Excede el 70% de Aceleración del Terreno

10

Zona C - Entre el 40% y 70% de Aceleración del

Terreno5

Desconocido 5Zona B - Entre el 10% y 40% de Aceleración del

Terreno4

Zona A - Menor al 10% de Aceleración del Terreno 2N/A 0Expuesto 10Varios 10Arcilla 9Pantanoso 9Sedimentos 8Suelos Agresivos (Salitre, Ácidos, Salino etc.) 8Marga Arcillosa con Sedimentos 7Tierra Arable o Marga 6Arenisca 6Marga Arenosa 5Arena 5Desconocido 5Grava 4Empedrado 2Caliza 2

ELÉCTRICO


2


1 Fenómenos Naturales en el Área

2 Movimientos del Terreno

3Frecuencia de Falla por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente (Años)

4Antigüedad de Incidente por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente (Años)

5 Zona Sísmica

6 Tipo de Suelo

1 Potenciales de Protección Catódica

3 Medición de Resistencia de la Cama Anódica

4 Antigüedad del Rectificador

Humedad del Ambiente (%)

H - 6

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE EXPOSICIÓN ATRIBUTOS VALORESRocoso 0N/A 0Desconocido 10x > 40 1030 < °C <= 40 920 < °C <= 30 6°C <= 20 3N/A 0x > 90% 1080% < x <= 90% 950% < x <= 80% 7Desconocido 530% < x <= 50% 4x <= 30% 0N/A 00 - 1000 101001 - 2000 82001 - 5000 65001 - 10000 4> 10000 0N/A 0< 5.5 105.6 – 6.4 86.5 – 7.4 4> 7.5 0N/A 0< 100 10100 – 200 8201 – 400 4> 401 0N/A 0Desconocido 10

Pobre 6Suficientes 5Buenas 2

Adecuada 0N/A 00 < a <= 1 101 < a <= 5 7Desconocido 65 < a <= 10 5a > 10 0N/A 0

Falta de Manuales y Procedimientos 10

Incumplimiento de Requerimientos de Procedimientos 10

Negligencia 10

Excesiva Carga de Trabajo 9

Exceso de Confianza 9

Ambiente de Trabajo Inadecuado 8

Falta de Capacitación 6

Omisión de Detalles 5

Desanimo 5

Desconocido 5

Falta de Concentración 4

Problemas de Comunicación Verbal 4

Otro Tipo de Errores Humanos 3

Ninguno 0

N/A 0Alta (3 ó más Ingresos de Terceros Mensuales al

Interior)10

Media (Entre 1 y 3 Ingresos Mensuales al Interior) 6

Baja (Por los Menos un Ingreso Mensual al Interior) 3

Ninguna 0

N/A 0

Si 10

Desconocido 10

Intentos Reportados sin Consecuencia 3

No 0

N/A 0λ > 10

10

5 < λ <= 108

1 < λ <= 5 6Desconocido 6Ninguno 0N/A 0Alto (Instalaciones Ubicadas en Zonas Fronterizas,

Guerrero, Tabasco, Veracruz, Oaxaca) 10

Medio 8Bajo 5> 10 5N/A 0

TERCERAS PARTES Y

SEGURIDAD


11 Potencial Redox del Suelo (mV)



Grado de Amenaza de la Estación6

2 Afectación por Terceras Partes

3Actividad de Construcción y/o Mantenimiento en Instalaciones

5Frecuencia de Falla o Amenazas de Terceras Partes/Seguridad por Año

Ataques de Sabotaje/Vandalismo Previos4

9 Resistividad del Suelo (ohm-cm)

10 pH del Suelo


H - 7

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE MITIGACIÓN ATRIBUTOS VALORESN/A 10x <= 7 107 < x <= 15 915 < x <= 30 830 < x <= 182 7182 < x <= 365 6Desconocido 5x > 365 0N/A 10Mensual

9

Bimestral8

Trimestral 6Semestral 4Anual 2Entre 1 y 5 Años 1> 5 Años 0Desconocido 0

N/A 10

Mensual 10

Trimestral 6

Desconocido 0N/A 10Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC) 10Mantenimiento Proactivo (Inspección Basada en

Riesgo)10

Mantenimiento Preventivo (98.5%) 10Mantenimiento Predictivo 8Mantenimiento Correctivo 2Ninguno 0Desconocido 0

N/A 10

Abastecimiento a Tiempo 10

Abastecimiento Automático 10

Capacidad Múltiple de Almacenamiento 10

Procesos de Adquisición 6

Nivel de Servicio de Proveedor 4

Desconocido 2

Ninguno 0N/A 10Sistema Computarizado de Administración de

Mantenimiento (SAP/PM)10

Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Epóxico 10Polietileno 10Pintura 8Otro 5Ninguno 0N/A 10Bueno - Se Mantiene en Buen Estado y Bajo Programa

10

Regular - Con Evidencia de Corrosión Superficial 5Desconocido 5Pobre - Falta de Mantenimiento en Líneas Superficiales

y Enterradas2

Malo 0Sin Recubrimiento 0N/A 10Excelente - Se aplican con Registros que demuestran

el Grado de Corrosión10

Bueno - Se aplican pero no se tienen Registros 8Regular - Solo se toman muestras por Cupones de

Corrosión6

Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Partículas Magnéticas (SCC) 8Calibración de Espesores (Ultrasonido) 8Cámara Espectográfica 8Testigos de Corrosión 7Líquidos Penetrantes 7Detección de Defectos (Puntos Calientes) 4Inspección Visual 4Ninguno 0Desconocido 0N/A 10Si 10No 0N/A 10Si (Ánodos de Sacrificio) 10Desconocido 5No 0N/A 10x <= 7 107 < x <= 15 915 < x <= 30 830 < x <= 182 7182 < x <= 365 6Desconocido 5x > 365 0N/A 10Si 10Desconocido 5No 0N/A 10Confiabilidad/Mantenimiento 10Funcionamiento de Grupos de Trabajo 8Planeación y Programación 7Supervisión de Mantenimiento 7Operacional 6Manipulación de Materiales 5Otro 5

MATERIALES



14 Análisis de Flexibilidades

11 Inhibidor de Corrosión

12 Protección Catódica en Tubería

9 Desempeño de los Sistemas de Prevención de Corrosión Interior

10 Método de Inspección de la Tubería

7 Tipo de Recubrimiento Exterior para Tuberías/Válvulas

8 Condición del Recubrimiento Exterior





1 Antigüedad del Último Periodo de Inspección (Días)


H - 8

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE MITIGACIÓN ATRIBUTOS VALORESDesconocido 4Ninguno 0N/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Productividad del Proceso de Operación y

Mantenimiento9

Mantenimiento Preventivo 8Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Instalación/Funcionamiento 7Planeación y Programación 7Otro 5Desconocido 4Ninguno 0N/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Funcionalidad 9Productividad de Procesos de Operación y

Mantenimiento9

Mantenimiento Preventivo 8Medición de Fallas 8Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Otro 5Desconocido 5Ninguno 0N/A 10< 30% 1030% a 54% 855% a 69% 770% a 84% 6> 85% 5Desconocido 2N/A 10Se Lleva a Cabo 10Desconocido 5No se Lleva a Cabo 0N/A 10Inspeccionado por el Fabricante 10Análisis de Vibración 10Medición de Alineación 10Verificación de Balanceo 10Cambio de Aceite Lubricante 9Partículas Magnéticas 7Inspección Visual 7Otro 7Ultrasonido 6Radiografías 6Detección de Defectos (Puntos Calientes) 5Ninguno 0Desconocido 0N/A 10x <= 7 107 < x <= 15 915 < x <= 30 830 < x <= 182 7182 < x <= 365 6Desconocido 5x > 365 0N/A 10No se Requiere 10Estudio de Vibraciones 10Sin Monitoreo 0N/A 10Mensual

9

Bimestral8

Trimestral 6Semestral 4Anual 2Entre 1 y 5 Años 1> 5 Años 0Desconocido 0

N/A 10

Mensual 10

Trimestral 6

Desconocido 0N/A 10Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC) 10Mantenimiento Proactivo (Inspección Basada en

Riesgo)10

Mantenimiento Preventivo (98.5%) 10Mantenimiento Predictivo 8Mantenimiento Correctivo 2Ninguno 0Desconocido 0N/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Funcionamiento de Grupos de Trabajo 8Planeación y Programación 7Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Operacional 6Manipulación de Materiales 5Otro 5Desconocido 4Ninguno 0N/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Productividad del Proceso de Operación y

Mantenimiento9

Mantenimiento Preventivo 8Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Instalación/Funcionamiento 7Planeación y Programación 7Otro 5Desconocido 4Ninguno 0

MECÁNICO



7 Indicador de Desempeño del Personal de Operación y Mantenimiento




3 Sistema Monitoreo de Vibración


1 Último Monitoreo de Condiciones de Tubería y Válvula




H - 9

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE MITIGACIÓN ATRIBUTOS VALORESN/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Funcionalidad 9Productividad de Procesos de Operación y

Mantenimiento9

Mantenimiento Preventivo 8Medición de Fallas 8Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Otro 5Desconocido 5Ninguno 0

N/A 10






Desconocido 2

Ninguno 0N/A 10Dispositivos de Detección de Hidrocarburos 10Dispositivos de Detección de Gas 10Pruebas de Hermeticidad (Prueba de Fugas, Prueba

Hidrostática, Prueba Neumática)10

Otro 10Desconocido 2Ninguno 0N/A 10Sistema Computarizado de Administración de


Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Calibración < a 6 Meses 10Calibración entre 6 y 12 Meses 7Calibración entre 12 y 24 Meses 4Desconocido 0Calibración mayor a 24 Meses 0N/A 10Si Existe 10

No Existe 0N/A 10Excelente 10Buena 8Regular 6Mala 4No Existe 0N/A 10Si Existe 10No Existe 0N/A 10Excelente 10Buena 8Regular 6Mala 4No Existe 0N/A

10

Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC) 10Mantenimiento Proactivo (Inspección Basada en

Riesgo)10

Mantenimiento Preventivo (98.5%) 10Mantenimiento Predictivo 8Mantenimiento Correctivo 2Ninguno 0Desconocido 0N/A 10Programa Anual de Capacitación por Contrato

10

Programa Informal de Capacitación 8Ninguno 0N/A 10Programa de Entrenamiento Avanzado 10Programa de Entrenamiento Intermedio 6Desconocido 5Programa de Entrenamiento Básico 4Ninguno 0

N/A 10






Desconocido 2

Ninguno 0N/A 10Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC)

10

Mantenimiento Productivo Total (TPM) 10Inspección Basada en Riesgo (IBR) 10Mejora Continua 9Mantenimiento Preventivo (98.5%) 8Optimización Financiera 8Aplicación de Proceso de Comparación

("Benchmarking")8

Estrategia de Planeación de Mantenimiento a Largo

Plazo5

Uso Sistema Computarizado de Administración de


Involucramiento Operacional 5Desconocido 5Estrategia de Planeación de Mantenimiento a Corto

Plazo4

Mantenimiento Predictivo 4Diagrama de Flujo y Control 3Inventario y Procura 2

5 Estrategia Corporativa de Operación y Mantenimiento

3 Tipo de Programa de Capacitación en Operación y/o Mantenimiento


1 Tipo de Mantenimiento

2 Programa de Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento

16 Medias Cañas


14 Abrazaderas



13 Frecuencia de Mantenimiento de Válvulas




H - 10

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE MITIGACIÓN ATRIBUTOS VALORESCapacitación Técnica e Interpersonal 2Reactivo a Fallas 0Ninguno 0N/A 10Confiabilidad/Mantenimiento 10Funcionamiento de Grupos de Trabajo 8Planeación y Programación 7Supervisión de Mantenimiento 7Operacional 6Manipulación de Materiales 5Otro 5Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Productividad del Proceso de Operación y

Mantenimiento9

Mantenimiento Preventivo 8Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Instalación/Funcionamiento 7Planeación y Programación 7Otro 5Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Funcionalidad 9Productividad de Procesos de Operación y

Mantenimiento9

Mantenimiento Preventivo 8Medición de Fallas 8Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Otro 5Desconocido 5Ninguno 0Si 10N/A 10Desconocido 4No 0N/A 100 < x <= 8 108 < x <= 16 612 < x <= 24 0Desconocido 0N/A 10Sistema Computarizado de Administración de


Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Durante los Tres Turnos, sin ser el mismo Empleado

10

Durante Dos de los Turnos, sin ser el mismo Empleado6

Durante un Turno 3Desconocido 0N/A 10Si 10Desconocido 5No 0N/A 108 Hrs. de Trabajo, 16 Hrs. de Descanso 1012 Hrs. de Trabajo, 24 Hrs. de Descanso 812 Hrs. de Trabajo, 12 Hrs. de Descanso 624 Hrs. de Trabajo, 24 Hrs. de Descanso 4Otro 0N/A 10Bueno - Cumple con Normatividad 10Regular - Requiere Mantenimiento 7Desconocido 2Deficiente - Cobertura Limitada 1Ninguna 0N/A 10Ejecución de Sondeos 10Otras Mediciones 6No se Ejecutan Sondeos 05 a < Años 10Desconocido 83 a 5 Años 60 a 2 Años 0N/A 0N/A 10Si Existe 10

No Existe 0N/A 10Excelente 10Buena 8Regular 6Mala 4No Existe 0N/A 10Si Existe 10No Existe 0N/A 10Excelente 10Buena 8Regular 6Mala 4No Existe 0N/A 10Se Lleva a Cabo 10Desconocido 5No se Lleva a Cabo 0N/A 10Si 10Desconocido 5No 0N/A 10

OPERACIONES Y MANTENIMIENTO

INCORRECTO

1 Pruebas de Aceptación de Fabricación (FAT)




20 Medias Cañas

17 Período de Revisión de Corrosión

18 Abrazaderas

15 Condiciones de Sistema de Tierra o Aterrizaje

16 Monitoreo del Suelo

13 Disponibilidad de Documentación de Tuberías y Válvulas

14 Jornada de Trabajo de los Operadores


12 Disponibilidad de Personal Calificado en la Estación


10 Horas de Trabajo del Personal




H - 11

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE MITIGACIÓN ATRIBUTOS VALORESSi 10Desconocido 5No 0N/A 10Si 10Desconocido 5No 0N/A 10Si 10No Requiere 10Desconocido 5No 0N/A 10Si 10Parcialmente 5Desconocido 5No 0N/A 10Si 10Parcialmente

5

Desconocido 4No 0N/A 10Radiografiado 10Ultrasonido 9Líquidos Penetrantes 7Partículas Magnéticas 7Inspección Visual 5Otro 5Desconocido 4Ninguno 0N/A 10Si

10

Desconocido 5No 0N/A 10Disponibles 10Desconocido 5No Disponibles 0N/A 10Si 10No 0N/A 10Bueno - Cumple con Normatividad 10Regular - Requiere Mantenimiento 7Desconocido 2Deficiente - Cobertura Limitada 1Ninguna 0N/A 10Mensual

9

Bimestral8

Trimestral 6Semestral 4Anual 2Entre 1 y 5 Años 1> 5 Años 0Desconocido 0N/A 10Sistema Computarizado de Administración de


Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC) 10Mantenimiento Proactivo (Inspección Basada en

Riesgo)10

Mantenimiento Preventivo (98.5%) 10Mantenimiento Predictivo 8Mantenimiento Correctivo 2Ninguno 0Desconocido 0N/A 10Equipos Dinámicos 3Equipos de Proceso 2Tanques de Almacenamiento y/o Recipientes 2Partes Metálicas no Portadoras de Corriente de los

Equipos Eléctricos1

Estructuras de Acero 1Tuberías de Proceso y Servicios Auxiliares 1Ninguno 0N/A 10Protección Exterior Adicional (Recubrimientos

Anticorrosivos, Encamisados)10

Muros de Retención (Bajo Presiones Ambientales

Externas)10

Cobertizo de Concreto Armado 9Cobertizo de Acero (Techumbre) 8Registros o Cajas (Válvulas, Tuberías) 6Barricadas (Para Refuerzo de Taludes o Encausar

Agua)6

Desconocido 0Ninguno 0No Requerido o N/A 10Inspección de Asentamientos Laterales 8Índices de Inclinación 8Inspección/Monitoreo de la Superficie 8Piezómetros Neumáticos 4Otro 4Desconocido 5Sin Monitoreo 0N/A 10Continuo 10Intermitente 7

Registros de Operación y Mantenimiento


ELÉCTRICO

Conexión de Tuberías a Tierra



6

4


1 Protección Exterior para Tuberías/Válvulas

2 Tipo de Monitoreo de Movimiento del Terreno

8 Capacitación del Fabricante al Personal de Operación y Mantenimiento

9 Archivos de Ingeniería de Modificaciones al Diseño Original

3 Ensamble de Acuerdo a Instrucciones del Fabricante

6 Programas de Garantía de Calidad de Tuberías, Junta Aislante, Válvulas

2 Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT)

Certificación de Calidad de la Tubería4

5 Disponibilidad de Documentación de Diseño de Tubería/Válvulas

Condiciones y Conexión del Sistema de Tierras2

7 Método de Inspección de Soldaduras en Tuberías

1 Conexión de Tuberías a Red de Tierras en la Estación

H - 12

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE MITIGACIÓN ATRIBUTOS VALORESDesconocido 5Esporádico 4Ninguno 0N/A 10Cimentación de Concreto 10Relleno de Grava 6Otro 5Bases Metálicas 2Sin Cimentación 0N/A 10< 30% 1030% a 54% 855% a 69% 770% a 84% 6> 85% 5Desconocido 2N/A 10Tuberías Aterrizada 10Ninguno 0N/A 10Se Cumple Totalmente con el Programa Establecido

10

Se Cumple Parcialmente con el Programa Establecido5

Desconocido 3No se Cumple con el Programa Establecido 0N/A 10Excelente - Funcionando y en Condiciones Adecuadas

10

Bueno - Con algunos Componentes Menores

Deteriorados8

Malo - Con Alto Grado de Deterioro 7Pobre - Muy Deficiente y Altamente Vulnerable 5No se Documenta 0Sin Información 0N/A 10Excede la Norma 10Cumple con Norma 10No Cumple con Norma 5Ninguno 0N/A 10Actualizado Incluyendo Mantenimiento y Reposición

10

Desconocido 5No se Aplica Bajo Programa 0N/A 10Mensual

10

Bimestral 9Trimestral 8Semestral 7Anualmente 5Desconocido 5Ninguno 0N/A 10Diario

10

Semanal 8Mensual 6Anual 5Semestral 4Sin Antecedentes 0Desconocido 0N/A 10Patrullaje, Detección de Intrusos, CCTV, Voceo Interno

y Detector de Movimiento10

Patrullaje y CCTV con Registro de Imagen 8Patrullaje y Detección de Intrusos 8Patrullaje Interior y Exterior 6Solo CCTV y/o Detección de Intrusos 6Patrullaje Interior y Torres de Vigilancia 5Solo Patrullaje Interior 2Ninguna 0N/A 10Si Existen 10Desconocido 2No Existen 0N/A 10Cumple con Normatividad 10

No Cumple con Normatividad y/o Dañados 4

Ninguna 0

N/A 10La Red cubre las Áreas de Bombas, Trampas, Gas

Combustible y Tanques10

Hidrantes/Monitores Instalados de acuerdo a Norma10

Cumple con Diámetro Mínimo para Tubería Principal10

Se dispone de Sistemas de Aspersión 10Dispone de Válvulas de Seccionamiento 9La Red forma Anillos o Circuitos 8No se Dispone de Red Contra Incendio 0Desconocido 0Si 10N/A 10Desconocido 4No 0


9

Señalamientos de Seguridad Física

Red de Contra Incendio

TERCERA PARTES Y SEGURIDAD

6 Monitoreo de la Seguridad Física


7 Informes del Entorno Político y Social de la Instalación

8

4 Frecuencia de Auditorias de Protección

5 Archivo de Registros de Terceras Partes/Sabotajes/Ataques a Tuberías/Válvulas

2 Frecuencia de Patrullaje Terrestre

3 Programa de Protección de la Instalación

7 Frecuencia de Mantenimiento a la Protección Exterior de Tuberías/Válvulas

1 Condición de Protección


6 Conexión a Tierras de Tuberías de Proceso


4 Cimentación y Mochetas

H - 13

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE RESISTENCIA ATRIBUTOS VALORESN/A 10

Calificado 10

No Calificado 0

Desconocido 0

N/A 10

Disponible 10

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Si 10

Desconocido 5

No 0

N/A 10

Cumple 10

No Cumple 0

N/A 10

Excelente (Sin Fallas en el Año) 10

Buenas (Menos de 10 Fallas en el Año) 8

Suficiente (Entre 10 y 20 Fallas en el Año) 6

Pobre (Mas de 20 Fallas en el Año) 4

Desconocida 0

N/A 10

API 5L Grado B o Mayor C/C DSAW (18" a

36" DN)

10

ASTM A 106 Gr. B o Mayor (1/2" a 16" DN) 10


Hierro Maleable 10

Otro 8

Especificación < ASTM A 106 Gr. B ó API 5L

Grado B C/C DSAW

5

Desconocido 0

N/A 10

Si 10

Desconocido 5

No 0

N/A 10

Pruebas realizadas durante la Construcción 10


Desconocido 2

Sin Pruebas durante la Construcción 0

N/A 10Si 10

Desconocido 2

No 0

N/A 10


API 5L 10

Hierro Maleable 10

Otro 6

Desconocido 5

Material Fuera de Especificación 0

N/A 10

Disponible 10

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Cumple 10

No Cumple 0

N/A 10

Cumple 10

Desconocido 0

No Cumple 0

N/A 10

Excelente 10

Buenas 7

Suficientes 4

Pobre 2

Desconocido 0

N/A 10

Disponibles, Vigentes, Difundidos y

Aplicados

10

Disponibles, Vigentes y Difundidos 8

Existen y se Aplican pero requieren

Actualización

6

Existen pero no están Difundidos 4

No Existen 0

N/A 10

Capacitado y Calificado 10

Calificado Pendiente Actualización 6

No Calificado y Sin Capacitación 0

Desconocido 0

N/A 10

Calificado 10

No Calificado 0

Desconocido 0

N/A 10

Disponible 10

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Cumple 10

No Cumple 0

N/A 10

Cumple 10

Desconocido 0

No Cumple 0

N/A 10

Excelente 10

Buena 7

Suficiente 4

Pobre 2

Ninguna 0

N/A 10

MATERIALES

MECÁNICO



5 Experiencia del Personal en la Operación y Mantenimiento de Tuberías/Válvulas



7 Calificación de Personal de Mantenimiento y Operación

1 Personal de Operación y Mantenimiento

5 Condiciones de Tuberías/Válvulas







9 Análisis de Esfuerzos durante el Diseño o Construcción

5 Condiciones Físicas de las Válvulas (Disponibilidad, Confiabilidad, Mantenimiento)

6 Especificación de Tuberías de Proceso





7 Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento

H - 14

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE RESISTENCIA ATRIBUTOS VALORESDisponibles, Vigentes, Difundidos y

Aplicados

10



Actualización

6


No Existen 0

N/A 10

Bueno - Se Cuenta con Programas y se

realiza de acuerdo a Normas o

Procedimientos

10

Regular - Se Realizan, pero no con la

Frecuencia Requerida

8

Deficiente - Se Cuenta con Programas pero

no se Lleva a Cabo

6

Ninguno 0

N/A 10


API 5L 10

Hierro Maleable 10

Otro 6

Desconocido 5


N/A 10

Calificado 10

No Calificado 0

Desconocido 0

N/A 10

Disponible 10

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Cumple 10

No Cumple 0

N/A 10

> 0.750 10

0.500 a 0.750 8

0.375 a 0.500 6

Desconocido 4

0.250 a 0.375 3

0.188 a 0.250 2

< 0.188 0

N/A 10

Se conocen y se Lleva a Cabo 10


Actualización

7

Existe pero no se Aplica 4

No Existen 0

N/A 10

Pruebas realizadas durante la Construcción 10


Desconocido 2

Sin Pruebas durante la Construcción 0

N/A 10

Si 10

Desconocido 5

No 0

N/A 10

Cumple 10

Desconocido 0

No Cumple 0

N/A 10

Disponible 10

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Calificado 10

No Calificado 0

Desconocido 0

N/A 10

Excelente Confiabilidad del Diseño 10

Alta Confiabilidad del Diseño 8

Buena Confiabilidad del Diseño 7

Adecuada Confiabilidad del Diseño 6

Confiabilidad Limitada del Diseño 2

Desconocido 2

Ninguna Confiabilidad del Diseño 0

N/A 10

Disponibles, Vigentes, Difundidos y

Aplicados

10


Existen y se Aplican pero Requieren

Actualización

7


No Existen 0

N/A 10


API 5L 10

Hierro Maleable 10

Otro 6

Desconocido 5


N/A 10

Alta Confiabilidad del Diseño (Ubicación,

Protecciones, Monitoreo, Normatividad, etc.)

10


Regular Confiabilidad del Diseño 5

Desconocido 0


N/A 10

Cumple 10

Desconocido 2

No Cumple 0

Existe y se Conoce 10

Existe pero no se Difunde 6

No Existe 0

N/A 10


ELÉCTRICO



4 Atlas de Riesgo por Fuerzas Externas debidas al Medio Ambiente


2 Confiabilidad del Diseño respecto a Fenómenos Naturales

3 Personal de Mantenimiento a Protección Catódica

5Procedimientos de Operación y Mantenimiento de Protección Catódica





5 Espesor Remanente de Pared de Tubería (pulg)

6Procedimientos de Pruebas en Tuberías, de Inspección y de Construcción






7 Inspección y Pruebas de Tubería

Confiabilidad del Diseño de Protección Catódica4

H - 15

FACTOR DE FALLA No. VARIABLES DE RESISTENCIA ATRIBUTOS VALORESDisponible 10

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Cumple 10

Desconocido 0

No Cumple 0

N/A 10

Bueno 10

Suficiente 4

Pobre 2

Desconocido 0

N/A 10

Adecuada 10

Limitada 4

Desconocido 0

N/A 10

Excelente Confiabilidad del Diseño 10

Alta Confiabilidad del Diseño 8


Adecuada Confiabilidad del Diseño 6

Confiabilidad Limitada del Diseño 2

Desconocido 2


N/A 10

Se Conoce y se Lleva a Cabo 10

Existe, se Aplica pero Requiere Revisión 5

Existe pero no se Lleva a Cabo 3

No Existe 0

N/A 10


Existe, se Aplica pero Requiere Revisión 8


No Existe 0

N/A 10


Existe, se Aplica pero requiere Actualizarse 7

Existe pero no se Aplica 4


No Existe 0

N/A 10

Bueno - Se Cuenta con Programas y se

Realiza de Acuerdo a Normas o

Procedimientos

10

Regular - Se Realizan, pero no con la

Frecuencia Requerida

8

Deficiente - Se Cuenta con Programas pero

no se Lleva a Cabo

6

Ninguno 0

TERCERAS PARTES Y SEGURIDAD

8 Procedimientos en Caso de Amenaza por Terceras Partes

9 Inspección y Pruebas a los Equipos de Contra Incendio

5 Confiabilidad del Diseño de Tuberías

7 Plan Integral de Seguridad Física

3 Conocimiento de las Condiciones de la Tubería

4 Calidad de los Materiales



Procedimiento para Revisión Física de Personas6

H - 16

ANEXOS

ANEXO “I”

IDENTIFICACIÓN DE LOS ATRIBUTOS Y SUS VALORES

ASIGNADOS PARA LAS VARIABLES DE

CONSECUENCIAS DE FALLA.

ÁREA: TUBERÍAS

CONSECUENCIA DE FALLA No. VARIABLES DE REDUCCIÓN ATRIBUTOS VALORESVálvulas de Diluvio/Aspersores 10

Sistema de Espuma 10

Cortinas de Agua - Anillos 10

FM - 200 10

Hidrantes Monitores 10

Automático - CO2 10

Extintores Manuales - PQS 8

Extintores Manuales - CO2 8

Sistema de Halón 7

Desconocido 0

Ninguno 0

Si (Bombas C.I., etc.) 10

No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

x > 300 10

200 < x <= 300 6

100 < x <= 200 4

x <= 100 2

Sin Información 0

N/A 10

x <= 100 8

100 < x <= 200 6

200 < x <= 300 4

x > 300 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

x <= 15 10

15 < x <= 30 8

30 < x <= 60 5

60 < x <= 120 3

x > 120 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

Excelente (Cuatro Simulacros al Año) 10

Buena (Tres Simulacros al Año) 6

Suficiente (Dos Simulacros al Año) 4

Pobre (Un Simulacro al Año) 2

Desconocido 0

Ninguna 0

Sin Información 0

N/A 10

Dispositivos de Detección de Hidrocarburos 10

Dispositivos de Detección de Gas 10

Pruebas de Integridad (Pruebas de Fugas, Cumplimiento al Programa de Mantenimiento)

10

Otro 4

Desconocido 0

Ninguno 0

Sin Información 0

N/A 10

Equipo y Material para Contención de Derrames Disponible en Sitio 10

Programa de Inspección del Sistema de Red Contraincendio 10

Sitios Disponibles en la Estación para Recuperación de Producto 8

Participación con Protección Civil u Otros Grupos de Respuesta 8

Capacitación en Respuesta a Emergencias 7

Entrenamiento en Respuesta a Emergencias Incluyendo Participación en Simulacros

7

Desconocido 0

Ninguno 0

N/A 10

Excelente 10

Buena 8

Ineficiente 2

Desconocido 0

Ninguna 0

N/A 10

Operación Automática con Paro de Emergencia 10

Alarma Remota y Acción de Operación Remota 9

Alarma Remota y Acción de Operación Local 8

Monitoreo en Tiempo Real con Alarma 8

Alarma Local y Acción de Operación Local 6

Operación Manual 4

Solo Monitoreo 4

Desconocido 0

Ninguno 0

Sin Información 0

N/A 10

Si (Motogeneradores/UPS, etc.) 10

No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

Acción Local Automático 10

Acción Automática Remota 10

Acción y Alarma Manual 8

Alarma Local y Acción del Operador 7

Control de Presión por Otros 4

Ninguno 0

Válvulas de Diluvio/Aspersores 10



FM - 200 10





Sistema de Halón 7

Desconocido 0

Ninguno 0


No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

x <= 100 8

100 < x <= 200 6

200 < x <= 300 4

x > 300 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

x <= 15 10

15 < x <= 30 8

30 < x <= 60 5

60 < x <= 120 3

x > 120 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

x > 300 10

200 < x <= 300 6

100 < x <= 200 4

x <= 100 2

Sin Información 0

4

Sistema de Supresión de Fuego


Estado del Programa de Educación al Público6



Proximidad al Área Sensible (m)

Sistema de Control de Presión12


9


10

3


Efectividad de Respuesta a Emergencias

Radio Potencial de Afectación (m)



Sistema de Supresión de Fuego1


Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD

1


I - 1

CONSECUENCIA DE FALLA No. VARIABLES DE REDUCCIÓN ATRIBUTOS VALORESN/A 10




10

Otro 4

Desconocido 0

Ninguno 0

Sin Información 0

N/A 10







7

Desconocido 0

Ninguno 0

N/A 10

Excelente 10

Buena 8

Ineficiente 2

Desconocido 0

Ninguna 0

N/A 10






Operación Manual 4

Solo Monitoreo 4

Desconocido 0

Ninguno 0

Sin Información 0

N/A 10


No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

Válvulas de Diluvio/Aspersores 10



FM - 200 10





Sistema de Halón 7

Desconocido 0

Ninguno 0


No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10


No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

x <= 100 8

100 < x <= 200 6

200 < x <= 300 4

x > 300 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10

x <= 15 10

15 < x <= 30 8

30 < x <= 60 5

60 < x <= 120 3

x > 120 0

Desconocido 0

Sin Información 0

N/A 10




10

Otro 4

Desconocido 0

Ninguno 0

Sin Información 0

N/A 10







7

Desconocido 0

Ninguno 0

N/A 10

Disponible 10

Importación Disponible 8

Almacenamiento Disponible 8

Otras Alternativas Disponibles 7

Parcial (Flexibilidad Operativa) 6

Desconocido 0

No Disponible 0

N/A 10

Excelente 10

Buena 8

Ineficiente 2

Desconocido 0

Ninguna 0


IMPACTO AL NEGOCIO


8 Redundancia en el Servicio






5


Radio Potencial de Afectación, (m)



Tiempo de Respuesta a Incidentes, Min



4

I - 2

CONSECUENCIA DE FALLA No. VARIABLES DE PELIGRO ATRIBUTOS VALORESDesconocido 10

Crítico 10

Alto 8

Moderado 7

Ligero 4

N/A 0

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10

Severamente Peligroso, Fatal o Lesión Permanente 10

Seriamente Peligroso, Lesión Grave 8

Moderadamente Peligroso, Lesión Temporal o Menor 7

Ligeramente Peligroso, Reversible en 7 días 5

Mínimamente Peligrosos, Sin Riesgo a la Salud 3

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10

Puede Detonar en Condiciones Normales 10

Puede Detonar pero Requiere Fuente de Ignición 8

Cambio Químico Violento a Condiciones Elevadas 6

Inestable si se Calienta 3

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10

Alta 10

Moderada 6

Baja 2

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10

Alta 10

Moderada 6

Baja 2

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

LPG 10

Gas Natural 10

Otro 5

Aceite Lubricante 1

Agua 0

N/A 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Bajo 10

Medio 5

Alto 2

N/A 0

Desconocido 10

Crítico 10

Alto 8

Moderado 7

Ligero 4

N/A 0

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10






Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10





Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10

Alta 10

Moderada 6

Baja 2

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10

Alta 10

Moderada 6

Baja 2

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

LPG 10

Gas Natural 10

Otro 5

Aceite Lubricante 1

Agua 0

N/A 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Bajo 10

Medio 5

Alto 2

N/A 0

Desconocido 10

Crítico 10

Alto 8

Moderado 7

Ligero 4

N/A 0

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10






Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocida 10





Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir)

Tipo de Producto

Reactividad

6

6


Tipo de Producto

3

4

5

Reactividad

4

2 Toxicidad

Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir)

2 Toxicidad

3


IMPACTO AL NEGOCIO



Reactividad




Potencial de Falla Secundaria

Flamabilidad / Explosividad1

Toxicidad2

3

I - 3

CONSECUENCIA DE FALLA No. VARIABLES RECEPTOR ATRIBUTOS VALORESÁreas de Recreación 10

Playas 10

Áreas de Campamento 10

Guarderías 10

Zonas Comerciales/Industriales 10

Áreas Confinadas 10

Dificultad de Evacuación 10

Edificios de Gobierno 10

Hospital 10

Iglesias 10

Cárceles 10

Zonas Residenciales 10

Asilos 10

Escuelas 10

Estadios 10

Vías de Comunicación 10

Otro 10

Desconocido 10

Sin Información 10

Ninguno 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Muy Alta (Clase de Localización 4) 10

Alta (Clase de Localización 3) 8

Moderada (Clase de Localización 2) 5

Baja (Clase de Localización 1) 3

Ninguna 0

Sin Información 10

Perdidas Humanas 10

Otro 10

Explosión 10

Heridos 8


Fuego 8

Ruptura 8

Fuga Descontrolada 8

Evacuación 6



Fuga Controlada 4

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Catastróficas 10




Insignificantes 2

Sin Consecuencias 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Zonas Densamente Pobladas - HPA 10

Abastecimientos de Agua Potable - Mantos Acuíferos

10

Áreas Forestales - Reservas Ecológicas 9

Aguas Navegables - NW 9

Zonas Ambientalmente Vulnerables - ESA 8

Cuerpos de Agua Cercanos 8

Selvas 7

Otro Tipo de Zonas Pobladas - OPA 5

Otros 4

Ninguna 0

Sin Información 10

x > 10000000 10

5000000 < x <= 10000000 9

1000000 < x <= 5000000 8

500000 < x <= 1000000 7

100000 < x <= 500000 6

10000 < x <= 100000 5

x <= 10000 3

Ninguno 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Zonas Densamente Pobladas - HPA 10

Abastecimientos de Agua Potable - Mantos Acuíferos

10

Áreas Forestales - Reservas Ecológicas 9

Aguas Navegables - NW 9

Zonas Ambientalmente Vulnerables - ESA 8

Cuerpos de Agua Cercanos 8

Selvas 7

Otro Tipo de Zonas Pobladas - OPA 5

Otros 4

Ninguna 0

Sin Información 10

x > 10000000 10

5000000 < x <= 10000000 9

1000000 < x <= 5000000 8

500000 < x <= 1000000 7

100000 < x <= 500000 6

10000 < x <= 100000 5

x <= 10000 3

Ninguno 0

Sin Información 10

Perdidas Humanas 10

Otro 10

Explosión 10

Heridos 8


Fuego 8

Ruptura 8


Evacuación 6



Fuga Controlada 4

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Catastróficas 10




Insignificantes 2

Sin Consecuencias 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Bajo - Concentración de Producto 10

Ninguno 10

Moderado 6

Alto - Favorece la Dispersión 2

N/A 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Pendientes Prolongadas 10

Con Desniveles Circundantes 9

Presencia de Oquedades 8

Plano 6

Lomerío 5

N/A 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Alto 10

Áreas Sensibles de Población

Daño Potencial a la Propiedad (USD)6



Áreas de Alta Consecuencia (HCA)5

5

6

7

1

2

1

Densidad de Población2

Magnitud de la Consecuencia (Descripción de Impactos)3

Clasificación de Consecuencias4

Áreas de Alta Consecuencia (HCA)

Daño Potencial a la Propiedad (USD)

3

4

Condiciones de Ventilación

Condiciones del Terreno

Magnitud de las Consecuencias (Descripción de Impactos)

Clasificación de Consecuencias

I - 4

CONSECUENCIA DE FALLA No. VARIABLES RECEPTOR ATRIBUTOS VALORESModerado 7

Bajo 4

Ninguno 0

N/A 0

Sin Información 10

x > 10000000 10

5000000 < x <= 10000000 9

1000000 < x <= 5000000 8

500000 < x <= 1000000 7

100000 < x <= 500000 6

10000 < x <= 100000 5

x <= 10000 3

Ninguno 0

Sin Información 10

Desconocido 10

x > 50 10

20 < x <= 50 8

10 < x <= 20 7

5 < x <= 10 5

1 < x <= 5 4

1 2

Ninguno 0

Sin Información 10

Desconocido 10

x > 12 10

4 < x <= 12 5

0 < x <= 4 3

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Extrema 10

Muy Alta 9

Alta 8

Moderada 6

Baja 5

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Extrema 10

Alta 8

Moderada 6

Baja 4

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

x > 5000000 10

1000000 < x <= 5000000 9

500000 < x <= 1000000 8

100000 < x <= 500000 6

50000 < x <= 100000 5

10000 < x <= 50000 4

x <= 10000 3

Ninguno 0

Sin Información 10

Perdidas Humanas 10

Otro 10

Explosión 10

Heridos 8


Fuego 8

Ruptura 8


Evacuación 6



Fuga Controlada 4

Ninguna 0

Sin Información 10

Desconocido 10

"AAA" 10

No Clasificada 10

"AA" 8

"A" 6

N/A 0

Sin Información 10

Desconocido 10

Catastróficas 10




Insignificantes 2

Sin Consecuencias 0

IMPACTO AL NEGOCIO

2

3 Horas de Interrupción del Servicio


Afectaciones al Cliente Escasez/Demanda

Daño a la Imagen Publica del Negocio (Regulación, Inversión)

Numero de Clientes Fuera de Servicio

7

4

7Magnitud de Consecuencias (Descripción de Impactos)

8 Clasificación de la Instalación

6 Costo Total

5


Venteos Realizados

I - 5

ANEXOS

ANEXO “J”

ALGORITMO GENERAL DE EVALUACIÓN DE RIESGO

ÁREA: TUBERÍAS

29%

6%

25%

11%

2%

12%

15%

100%

Antigüedad de la Tubería/Válvulas (Años) 4% Antigüedad del Último Periodo de Inspección (Días) 4% Personal de Construcción 10%

x > 50 10 N/A 10 N/A 1030 < x <= 50 7 x <= 7 10 Calif icado 1020 < x <= 30 5 7 < x <= 15 9 No Calif icado 0Desconocido 5 15 < x <= 30 8 Desconocido 0

10 < x <= 20 3 30 < x <= 182 7 Reportes de Inspección 10%5 < x <= 10 2 182 < x <= 365 6 N/A 10x <= 5 1 Desconocido 5 Disponible 10N/A 0 x > 365 0 Desconocido 0

Condiciones Ambientales 6% Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - En 4% No Disponible 0Desconocido 10 N/A 10 Registros de Construcción Disponibles 10%Ambiente Salino 10 Mensual 9 N/A 10Exposición a Químicos (Corrosivos, Venenosos o Tóxicos) 10 Bimestral 8 Si 10Otros 8 Trimestral 6 Desconocido 5Estable 0 Semestral 4 No 0

N/A 0 Anual 2 Confiabilidad del Diseño 15%

Humedad del Ambiente (%) 6% Entre 1 y 5 Años 1 N/A 10x > 90% 10 > 5 Años 0 Cumple 1080% < x <= 90% 9 Desconocido 0 No Cumple 0

50% < x <= 80% 7 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas -Fuera de Servicio

4%Condiciones Físicas de las Válvulas (Disponibilidad, Confiabilidad, Mantenimiento) 12%

Desconocido 5 N/A 10 N/A 1030% < x <= 50% 4 Mensual 10 Excelente (Sin Fallas en el Año) 10x <= 30% 0 Trimestral 6 Buenas (Menos de 10 Fallas en el Año) 8N/A 0 Desconocido 0 Suficiente (Entre 10 y 20 Fallas en el Año) 6Temperatura Ambiental (°C) 6% Prácticas de Mantenimiento y Operación 8% Pobre (Mas de 20 Fallas en el Año) 4x > 40 10 N/A 10 Desconocida 0

Desconocido 10 Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10 Especificación de Tuberías de Proceso 15%30 < °C <= 40 9 Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10 N/A 1020 < °C <= 30 6 Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC) 10 API 5L Grado B o Mayor C/C DSAW (18" a 36" DN) 10°C <= 20 3 Proactivo (Inspección Basada en Riesgo) 10 ASTM A 106 Gr. B o Mayor (1/2" a 16" DN) 10N/A 0 Preventivo (98.5%) 10 Acero al Carbón ASTM A 120 10Tipo de Anomalía (Tubería y Válvulas) 10% Predictivo 8 Hierro Maleable 10Agrietamiento 10 Correctivo 2 Otro 8Inclusiones 10 Ninguno 0 Especif icación < ASTM A 106 Gr. B ó API 5L Grado B C/C DSAW 5Pérdida de Metal 10 Desconocido 0 Desconocido 0Otros Defectos de Fabricación 10 Administración de Refacciones 6% Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento 12%Cordón de Soldadura sin Penetración 10 N/A 10 N/A 10SCC 10 Abastecimiento a Tiempo 10 Si 10Grietas por Fatiga 10 Abastecimiento Automático 10 Desconocido 5Corrosión Externa (Hendidura, General/Uniforme, Picaduras) 10 Capacidad Múltiple de Almacenamiento 10 No 0Desconocido 10 Procesos de Adquisición 6 Pruebas Hidrostáticas 8%Abolladuras 8 Nivel de Servicio de Proveedor 4 N/A 10Erosión 8 Desconocido 2 Pruebas realizadas durante la Construcción 10Corrosión Interna 7 Ninguno 0 Sin Registros Disponibles 2Curvas Arrugadas 6 Registros de Operación y Mantenimiento 8% Desconocido 2Fuga 5 N/A 10 Sin Pruebas durante la Construcción 0Ninguno 0 Sistema Computarizado de Administración de Mantenimiento (SAP/PM) 10 Análisis de Esfuerzos durante el Diseño o Construcción 8%N/A 0 Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6 N/A 10Frecuencia de Falla de Material (Fallas/Año) 3% Desconocido 5 Si 10λ > 10 10 Ninguno 0 Desconocido 25 < λ <= 10 8 Tipo de Recubrimiento Exterior para Tuberías/Válvulas 6% No 0

1 < λ <= 5 6 N/A 10Desconocido 6 Epóxico 10Ninguno 0 Polietileno 10N/A 0 Pintura 8

Antigüedad de Incidentes (Años) 4% Otro 50 < a <= 1 10 Ninguno 01 < a <= 5 7 Condición del Recubrimiento Exterior 8%Desconocido 6 N/A 105 < a <= 10 5 Bueno - Se Mantiene en Buen Estado y Bajo Programa 10a > 10 0 Regular - Con Evidencia de Corrosión Superficial 5N/A 0 Desconocido 5Soldadura 8% Pobre - Falta de Mantenimiento en Líneas Superficiales y Enterradas 2Grietas 10 Malo 0Cordones Excesivo/Inadecuado 10 Sin Recubrimiento 0

Fusión Incompleta 10 Desempeño de los Sistemas de Prevención de Corrosión 4%Penetración Incompleta 10 N/A 10Porosidad 10 Excelente - Se aplican con Registros que demuestran el Grado de 10Desconocido 6 Bueno - Se aplican pero no se tienen Registros 8N/A 0 Regular - Solo se toman muestras por Cupones de Corrosión 6Esfuerzos Adicionales en la Tubería no considerados en el 8% Desconocido 5Si 10 Ninguno 0

Desconocido 5 Método de Inspección de la Tubería 8%No 0 N/A 10N/A 0 Partículas Magnéticas (SCC) 8

Defectos en Válvulas 6% Calibración de Espesores (Ultrasonido) 8Grietas 10 Cámara Espectográfica 8Corrosión Generalizada 7 Testigos de Corrosión 7Pérdida de Metal (Erosión) 7 Líquidos Penetrantes 7Fuga 6 Detección de Defectos (Puntos Calientes) 4Desconocido 5 Inspección Visual 4Ninguno 0 Ninguno 0N/A 0 Desconocido 0

Tipo de Producto 4% Inhibidor de Corrosión 3%Otros (Líquidos de Manejo Peligroso) 10 N/A 10LPG 2 Si 10Gas Combustible 2 No 0

N/A 0 Protección Catódica en Tubería 5%

Interfases en la Tubería 5% N/A 10Si - (Tierra - Aire) 10 Si (Ánodos de Sacrif icio) 10Desconocido 6 Desconocido 5No 0 No 0

N/A 0 Último Periodo de Monitoreo (Días) 6%

Condición en Bridas 3% N/A 10Selección Inadecuada de Junta (Tipo de Producto Manejado) 10 x <= 7 10Defectos de Fabricación y/o Mal Armado 10 7 < x <= 15 9Desalineación ó Esfuerzos Presentes 8 15 < x <= 30 8Desgaste de Juntas 5 30 < x <= 182 7Otras 5 182 < x <= 365 6N/A 0 Desconocido 5

Cambios de Servicio durante la Vida de Operación 2% x > 365 0

Si 10 Análisis de Flexibilidades 4%Desconocido 8 N/A 10No 0 Si 10N/A 0 Desconocido 5

Condición de la Soportería 2% No 0

Falta Soportería de acuerdo al Análisis de Esfuerzos 10 Indicador de Desempeño del Personal 2%Soportería Provisional 9 N/A 10Requiere Mejora o Mantenimiento 8 Confiabilidad/Mantenimiento 10Desconocido 6 Funcionamiento de Grupos de Trabajo 8De Acuerdo a Norma 0 Planeación y Programación 7N/A 0 Supervisión de Mantenimiento 7

Espesor de Pared de la Tubería 10% Operacional 6< 49% 10 Manipulación de Materiales 5Entre 59% y 50% 8 Otro 5Desconocido 6 Desconocido 4Entre 74% y 60% 4 Ninguno 0

Entre 85% y 75% del Espesor de Diseño 2 Indicador de Desempeño de Mantenimiento 2%Entre 100% y 86% del Espesor de Diseño 1 N/A 10Igual al Espesor de Diseño 0 Confiabilidad/Mantenimiento 10N/A 0 Productividad del Proceso de Mantenimiento 9

Diámetro de la Tubería 10% Mantenimiento Preventivo 8> 24 pulg. de Diámetro 10 Supervisión de Mantenimiento 7Entre 18 y 20 pulg. de Diámetro 8 Instalación/Funcionamiento 7Entre 16 y 12 pulg. de Diámetro 6 Planeación y Programación 7Entre 10 y 8 pulg. de Diámetro 4 Otro 5Entre 2 y 6 pulg. de Diámetro 2 Desconocido 4< 2 pulg. de Diámetro 2 Ninguno 0

N/A 0 Indicador de Desempeño de Herramientas 2%

Vida Remanente Estimada (Años) 3% N/A 10< 8 Años 10 Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Entre 8 y 14 Años 7 Funcionalidad 9Desconocido 6 Productividad de Procesos de Operación y Mantenimiento 9Entre 15 y 19 Años 5 Mantenimiento Preventivo 8Entre 20 y 24 Años 3 Medición de Fallas 8> 25 Años 0 Supervisión de Operación y Mantenimiento 7N/A 0 Otro 5

Desconocido 5Ninguno 0

Presión de Operación vs. Presión Máxima de Operación (MAOP) 10%N/A 10< 30% 1030% a 54% 855% a 69% 770% a 84% 6> 85% 5Desconocido 2

Programa de Evaluación del Personal de Operación yMantenimiento

6%

N/A 10Se Lleva a Cabo 10Desconocido 5No se Lleva a Cabo 0

100% 100% 100%

1 Antigüedad de la Tubería/Válvulas (Años) 4% 1 Antigüedad del Último Periodo de Inspección (Días) 4% 1 Personal de Construcción 10%2 Condiciones Ambientales 6% 2 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - En Servicio 4% 2 Reportes de Inspección 10%3 Humedad del Ambiente (%) 6% 3 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - Fuera de Servicio 4% 3 Registros de Construcción Disponibles 10%4 Temperatura Ambiental (°C) 6% 4 Prácticas de Mantenimiento y Operación 8% 4 Confiabilidad del Diseño 15%5 Tipo de Anomalía (Tubería y Válvulas) 10% 5 Administración de Refacciones 6% 5 Condiciones Físicas de las Válvulas (Disponibilidad, Confiabilidad, Mantenimiento) 12%6 Frecuencia de Falla de Material (Fallas/Año) 3% 6 Registros de Operación y Mantenimiento 8% 6 Especif icación de Tuberías de Proceso 15%7 Antigüedad de Incidentes (Años) 4% 7 Tipo de Recubrimiento Exterior para Tuberías/Válvulas 6% 7 Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento 12%8 Soldadura 8% 8 Condición del Recubrimiento Exterior 8% 8 Pruebas Hidrostáticas 8%9 Esfuerzos Adicionales en la Tubería no considerados en el Diseño 8% 9 Desempeño de los Sistemas de Prevención de Corrosión Interior 4% 9 Análisis de Esfuerzos durante el Diseño o Construcción 8%

10 Defectos en Válvulas 6% 10 Método de Inspección de la Tubería 8%11 Tipo de Producto 4% 11 Inhibidor de Corrosión 3%12 Interfases en la Tubería 5% 12 Protección Catódica en Tubería 5%13 Condición en Bridas 3% 13 Último Periodo de Monitoreo (Días) 6%14 Cambios de Servicio durante la Vida de Operación 2% 14 Análisis de Flexibilidades 4%15 Condición de la Soportería 2% 15 Indicador de Desempeño del Personal 2%16 Espesor de Pared de la Tubería 10% 16 Indicador de Desempeño de Mantenimiento 2%17 Diámetro de la Tubería 10% 17 Indicador de Desempeño de Herramientas 2%18 Vida Remanente Estimada (Años) 3% 18 Presión de Operación vs. Presión Máxima de Operación (MAOP) 10%


100% 100% 100%

6

7

8

9

15

16

11

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1

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5

6

7

8

9

10

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA "MATERIALES"

Variables de Exposición Variables de Mitigación Variables de Resistencia



ELÉCTRICO



9 VARIABLES DE RESISTENCIA19 VARIABLES DE EXPOSICIÓN 19 VARIABLES DE MITIGACIÓN

MATERIAL

TOTAL

MECÁNICO

1

2

3

4

J- 1

29%

6%

25%

11%

2%

12%

15%

100%

Niveles de Vibración 17% Último Monitoreo de Condiciones de Tubería y Válvula 6% Material (Tuberías de Proceso) 20%Sin Monitoreo 10 N/A 10 N/A 10Excesivo - Cuando Excede los Limites de la Placa del Equipo 10 Inspeccionado por el Fabricante 10 Acero al Carbón ASTM A 120 10Aceptable - Cuando No Excede los Limites de la Placa del Equipo 2 Análisis de Vibración 10 API 5L 10Ninguno 0 Medición de Alineación 10 Hierro Maleable 10N/A 0 Verificación de Balanceo 10 Otro 6Frecuencia de Falla Mecánica por Año 12% Cambio de Aceite Lubricante 9 Desconocido 5λ > 10 10 Partículas Magnéticas 7 Material Fuera de Especificación 05 < λ <= 10 8 Inspección Visual 7 Reportes de Inspección 17%1 < λ <= 5 6 Otro 7 N/A 10Desconocido 6 Ultrasonido 6 Disponible 10Ninguno 0 Radiografías 6 Desconocido 0N/A 0 Detección de Defectos (Puntos Calientes) 5 No Disponible 0Cimentación (Tuberías, Válvulas) 12% Ninguno 0 Confiabilidad del Diseño 19%Ninguno 10 Desconocido 0 N/A 10Cimentación con Estructura Metálica 0 Último Periodo de Monitoreo (Días) 7% Cumple 10Cimentación de Concreto Armado con Plantilla 0 N/A 10 No Cumple 0N/A 0 x <= 7 10 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente 12%Condición de las Válvulas 12% 7 < x <= 15 9 N/A 10Selección Inadecuada (Tipo de Producto Manejado) 10 15 < x <= 30 8 Cumple 10Defectos de Fabricación y/o Mal Armado 10 30 < x <= 182 7 Desconocido 0Desalineación (Esfuerzos Presentes) 8 182 < x <= 365 6 No Cumple 0Falla en la Apertura 8 Desconocido 5 Condiciones de Tubería/Válvulas 12%Falla en el Cierre 8 x > 365 0 N/A 10Obstrucción 8 Sistema Monitoreo de Vibración 8% Excelente 10Pérdida de Hermeticidad (Vástago, Asiento, Juntas, etc.) 7 N/A 10 Buenas 7Otras 5 No se Requiere 10 Suficientes 4N/A 0 Estudio de Vibraciones 10 Pobre 2Graseras de Válvulas 15% Sin Monitoreo 0 Desconocido 0Corrosión

10Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - En Servicio 6%

Procedimientos de Mantenimiento y Operación 10%

Acumulación de Residuos 10 N/A 10 N/A 10Otros 5 Mensual 9 Disponibles, Vigentes, Difundidos y Aplicados 10Desconocido 5 Bimestral 8 Disponibles, Vigentes y Difundidos 8N/A 0 Trimestral 6 Existen y se Aplican pero requieren Actualización 6Condición Física de la Tubería Enterrada 17% Semestral 4 Existen pero no están Difundidos 4Mala 10 Anual 2 No Existen 0Regular 8 Entre 1 y 5 Años 1 Calificación de Personal de Mantenimiento y Operación 10%Desconocido 8 > 5 Años 0 N/A 10Buena 4 Desconocido 0 Capacitado y Calificado 10Excelente

0Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - Fuera deServicio

6%Calificado Pendiente Actualización 6

N/A 0 N/A 10 No Calificado y Sin Capacitación 0Vida Remanente Estimada (Años) 6% Mensual 10 Desconocido 0< 8 Años 10 Trimestral 6Entre 8 y 14 Años 7 Desconocido 0Desconocido 6 Prácticas de Mantenimiento y Operación 8%Entre 15 y 19 Años 5 N/A 10Entre 20 y 24 Años 3 Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10> 25 Años 0 Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10N/A 0 Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC) 10Condiciones de la Cimentación 9% Proactivo (Inspección Basada en Riesgo) 10Desconocido 10 Preventivo (98.5%) 10Pobre 6 Predictivo 8Suficientes 5 Correctivo 2Buenas 2 Ninguno 0Adecuada 0 Desconocido 0N/A 0 Indicador de Desempeño del Personal 2%

N/A 10Confiabilidad/Mantenimiento 10Funcionamiento de Grupos de Trabajo 8Planeación y Programación 7Supervisión de Mantenimiento 7Operacional 6Manipulación de Materiales 5Otro 5Desconocido 4Ninguno 0Indicador de Desempeño de Mantenimiento 2%N/A 10Confiabilidad/Mantenimiento 10Productividad del Proceso de Mantenimiento 9Mantenimiento Preventivo 8Supervisión de Mantenimiento 7Instalación/Funcionamiento 7Planeación y Programación 7Otro 5Desconocido 4Ninguno 0Indicador de Desempeño de Herramientas 2%N/A 10Confiabilidad/Operación y Mantenimiento 10Funcionalidad 9Productividad de Procesos de Operación y Mantenimiento 9Mantenimiento Preventivo 8Medición de Fallas 8Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Otro 5Desconocido 5Ninguno 0Administración de Refacciones 7%N/A 10Abastecimiento a Tiempo 10Abastecimiento Automático 10Capacidad Múltiple de Almacenamiento 10Procesos de Adquisición 6Nivel de Servicio de Proveedor 4Desconocido 2Ninguno 0Detección de Fugas 8%N/A 10Dispositivos de Detección de Hidrocarburos 10Dispositivos de Detección de Gas 10Pruebas de Hermeticidad (Prueba de Fugas, Prueba Hidrostática, Prueba

Neumática)10

Otro 10Desconocido 2Ninguno 0Registros de Operación y Mantenimiento 8%N/A 10Sistema Computarizado de Administración de Mantenimiento (SAP/PM) 10Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6Desconocido 5Ninguno 0Frecuencia de Mantenimiento de Válvulas 7%N/A 10Calibración < a 6 Meses 10Calibración entre 6 y 12 Meses 7Calibración entre 12 y 24 Meses 4Desconocido 0Calibración mayor a 24 Meses 0Abrazaderas 5%N/A 10Si Existe 10No Existe 0Condición de Abrazaderas 7%N/A 10Excelente 10Buena 8Regular 6Mala 4No Existe 0Medias Cañas 5%N/A 10Si Existe 10No Existe 0Condición de Medias Cañas 6%N/A 10Excelente 10Buena 8Regular 6Mala 4No Existe 0

100% 100% 100%

1 Niveles de Vibración 17% 1 Último Monitoreo de Condiciones de Tubería y Válvula 6% 1 Material (Tuberías de Proceso) 20%2 Frecuencia de Falla Mecánica por Año 12% 2 Último Periodo de Monitoreo (Días) 7% 2 Reportes de Inspección 17%3 Cimentación (Tuberías, Válvulas) 12% 3 Sistema Monitoreo de Vibración 8% 3 Confiabilidad del Diseño 19%4 Condición de las Válvulas 12% 4 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - En Servicio 6% 4 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente 12%5 Graseras de Válvulas 15% 5 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - Fuera de Servicio 6% 5 Condiciones de Tubería/Válvulas 12%6 Condición Física de la Tubería Enterrada 17% 6 Prácticas de Mantenimiento y Operación 8% 6 Procedimientos de Mantenimiento y Operación 10%7 Vida Remanente Estimada (Años) 6% 7 Indicador de Desempeño del Personal 2% 7 Calificación de Personal de Mantenimiento y Operación 10%8 Condiciones de la Cimentación 9% 8 Indicador de Desempeño de Mantenimiento 2%

9 Indicador de Desempeño de Herramientas 2%10 Administración de Refacciones 7%11 Detección de Fugas 8%12 Registros de Operación y Mantenimiento 8%13 Frecuencia de Mantenimiento de Válvulas 7%14 Abrazaderas 5%15 Condición de Abrazaderas 7%16 Medias Cañas 5%17 Condición de Medias Cañas 6%

100% 100% 100%

17

1

2

3

4

5

6

7

10

15

7

8

7

16

5

6

11

12

13

14

MATERIAL

TOTAL

MECÁNICO


1

2

1


Variables de Exposición Variables de Mitigación

3

4

5

2

3

4

6

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA "MECÁNICO"

7 VARIABLES DE RESISTENCIA


ELÉCTRICO

Variables de Resistencia

8

9

8 VARIABLES DE EXPOSICIÓN 17 VARIABLES DE MITIGACIÓN


J - 2

29%

6%

25%

11%

2%

12%

15%

100%

Antigüedad de la Tubería/Válv ulas (Años) 3% Prácticas de Mantenimiento y Operación 9% Personal de Operación y Mantenimiento 12%x > 50 10 N/A 10 N/A 1030 < x <= 50 7 Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10 Calificado 1020 < x <= 30 5 Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10 No Calificado 0Desconocido 5 Mantenimiento Enfocado a la Confiabil idad (MEC) 10 Desconocido 010 < x <= 20 3 Proactivo (Inspección Basada en Riesgo) 10 Reportes de Inspección 17%5 < x <= 10 2 Preventivo (98.5%) 10 N/A 10x <= 5 1 Predictivo 8 Disponible 10N/A 0 Correctivo 2 Desconocido 0

Cansancio Físico del Personal (por Tiempo Extra, Trabajo Excesiv o, Enfermedad, Cansancio, Agotamiento Físico)

6%

Ninguno

0

No Disponible

0

Alto 10 Desconocido 0 Confiabilidad del Diseño 17%Moderado

5Programa de Capacitación del Personal de Operación yMantenimiento

9%N/A

10

Desconocido 5 N/A 10 Cumple 10Bajo 2 Programa Anual de Capacitación por Contrato 10 No Cumple 0Ninguno 0 Programa Informal de Capacitación 8 Cumplimiento del Diseño con la Normativ idad Vigente 17%N/A 0 Ninguno 0 N/A 10

Estrés Emocional del Personal (Familiar, Social, Ambiente deTrabajo, Amenazas, etc.)

6% Tipo de Programa de Capacitación en Operación y/o Mantenimiento 7%Cumple

10

Alto 10 N/A 10 Desconocido 0Moderado 5 Programa de Entrenamiento Avanzado 10 No Cumple 0Desconocido 5 Programa de Entrenamiento Intermedio 6 Experiencia del Personal en la Operación y Mantenimiento de Tubería/Válv ula 12%Bajo 2 Desconocido 5 N/A 10Ninguno 0 Programa de Entrenamiento Básico 4 Excelente 10N/A 0 Ninguno 0 Buena 7Capacidad de los Empleados para el Puesto 3% Administración de Refacciones 4% Suficiente 4Pobre 10 N/A 10 Pobre 2Suficiente 5 Abastecimiento a Tiempo 10 Ninguna 0Desconocido 5 Abastecimiento Automático 10 Procedimientos de Mantenimiento y Operación 15%Buena 2 Capacidad Múltiple de Almacenamiento 10 N/A 10Excelente 0 Procesos de Adquisición 6 Disponibles, Vigentes, Difundidos y Aplicados 10N/A 0 Nivel de Servicio de Proveedor 4 Disponibles, Vigentes y Difundidos 8Resistencia al Cambio 2% Desconocido 2 Existen y se Aplican pero requieren Actualización 6Alta 10 Ninguno 0 Existen pero no están Difundidos 4Moderada 5 Estrategia Corporativ a de Operación y Mantenimiento 2% No Existen 0Desconocido 5 N/A 10 Inspección y Pruebas de Tubería 10%Baja 2 Mantenimiento Enfocado a la Confiabil idad (MEC) 10 N/A 10Ninguno 0 Mantenimiento Productivo Total (TPM) 10 Bueno - Se Cuenta con Programas y se realiza de acuerdo a Normas o Procedimientos 10N/A 0 Inspección Basada en Riesgo (IBR) 10 Regular - Se Realizan, pero no con la Frecuencia Requerida 8Calificación del Desempeño del Operador 2% Mejora Continua 9 Deficiente - Se Cuenta con Programas pero no se Lleva a Cabo 6Pobre 10 Mantenimiento Preventivo (98.5%) 8 Ninguno 0Desconocido 6 Optimización Financiera 8Suficiente 5 Aplicación de Proceso de Comparación ("Benchmarking") 8Buena 2 Estrategia de Planeación de Mantenimiento a Largo Plazo 5Excelente

0Uso Sistema Computarizado de Administración de Mantenimiento

(SAP/PM)5

N/A 0 Involucramiento Operacional 5Confiabilidad Operacional 6% Desconocido 5R <= 60% 10 Estrategia de Planeación de Mantenimiento a Corto Plazo 4Desconocido 10 Mantenimiento Predictivo 460% < R <= 70% 9 Diagrama de Flujo y Control 370% < R <= 85% 8 Inventario y Procura 285% < R <= 90% 6 Capacitación Técnica e Interpersonal 290% < R <= 95% 4 Reactivo a Fallas 095% < R <= 98.4% 2 Ninguno 098.4% < R

0Indicador de Desempeño del Personal de Operación yMantenimiento

2%

N/A 0 N/A 10Disponibilidad Operacional 6% Confiabil idad/Operación y Mantenimiento 10R <= 60% 10 Funcionamiento de Grupos de Trabajo 8Desconocido 10 Planeación y Programación 760% < R <= 70% 9 Supervisión de Operación y Mantenimiento 770% < R <= 85% 8 Operacional 685% < R <= 90% 6 Manipulación de Materiales 590% < R <= 95% 4 Otro 595% < R <= 98.4% 2 Desconocido 598.4% < R 0 Ninguno 0N/A 0 Indicador de Desempeño de Operación y Mantenimiento 2%Antigüedad de Incidentes (Años) 3% N/A 100 < a <= 1 10 Confiabil idad/Operación y Mantenimiento 101 < a <= 5 7 Productividad de Procesos de Operación y Mantenimiento 9Desconocido 6 Mantenimiento Preventivo 85 < a <= 10 5 Supervisión de Operación y Mantenimiento 7a > 10 0 Instalación/Funcionamiento 7N/A 0 Planeación y Programación 7Errores de Personal 10% Otro 5Falta de Manuales y Procedimientos 10 Desconocido 5Excesiva Carga de Trabajo 10 Ninguno 0Ambiente de Trabajo Inadecuado 10 Indicador de Desempeño de Herramientas 2%Falta de Capacitación 10 N/A 10Incumplimiento de Requerimientos de Procedimientos 10 Confiabil idad/Operación y Mantenimiento 10Omisión de Detalles 10 Funcionalidad 9Falta de Concentración 10 Productividad de Procesos de Operación y Mantenimiento 9Desanimo 10 Mantenimiento Preventivo 8Exceso de Confianza 10 Medición de Fallas 8Negligencia 10 Supervisión de Operación y Mantenimiento 7Problemas de Comunicación Verbal 10 Otro 5Otro Tipo de Errores Humanos 10 Desconocido 5Desconocido 5 Ninguno 0Ninguno 0 Etiquetado, Rotulado y Señalización en Tubería/Válv ulas 2%N/A 0 Si 10Frecuencia de Sustitución de Tubería/Válv ula por Año 3% N/A 10Se requiere alguna Sustitución, pero no hay Presupuesto 10 Desconocido 4λ > 10 10 No 0Desconocido 10 Horas de Trabajo del Personal 2%5 < λ <= 10 8 N/A 101 < λ <= 5 6 0 < x <= 8 10Ninguno 0 8 < x <= 16 6N/A 0 12 < x <= 24 0Frecuencia de Incidentes por IO&M al Año 3% Desconocido 0λ > 10 10 Registros de Operación y Mantenimiento 8%Desconocido 10 N/A 105 < λ <= 10

8Sistema Computarizado de Administración de Mantenimiento

(SAP/PM)10

1 < λ <= 5 6 Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6N/A 0 Desconocido 5Personal de Operación Calificado 3% Ninguno 0Ninguno 10 Disponibilidad de Personal Calificado en la Estación 4%Desconocido 10 N/A 10Menos del 50% 9 Durante los Tres Turnos, sin ser el mismo Empleado 10Entre el 50% y el 100% 8 Durante Dos de los Turnos, sin ser el mismo Empleado 6Todo el Personal 0 Durante un Turno 3N/A 0 Desconocido 0Contenido de Condensado en Gas Combustible 3% Disponibilidad de Documentación de Tuberías y Válv ulas 6%Alto 10 N/A 10Moderado 9 Si 10Bajo 6 Desconocido 5Ninguno 0 No 0N/A 0 Jornada de Trabajo de los Operadores 2%Frecuencia de Falla de Apertura/Cierre de Válv ulas 3% N/A 10Frecuente (Una vez por Semana) 10 8 Hrs. de Trabajo, 16 Hrs. de Descanso 10Algunas Veces (Una vez por Mes) 10 12 Hrs. de Trabajo, 24 Hrs. de Descanso 8Muy Raro (Anual) 5 12 Hrs. de Trabajo, 12 Hrs. de Descanso 6Desconocido 4 24 Hrs. de Trabajo, 24 Hrs. de Descanso 4Nunca 0 Otro 0N/A 0 Condiciones de Sistema de Tierra o Aterrizaje 6%Condición de la Soportería 6% N/A 10Falta Soportería de acuerdo al Análisis de Esfuerzos 10 Bueno - Cumple con Normatividad 10Soportería Provisional 9 Regular - Requiere Mantenimiento 7Requiere Mejora o Mantenimiento 8 Desconocido 2Desconocido 6 Deficiente - Cobertura Limitada 1De Acuerdo a Norma 0 Ninguna 0N/A 0 Monitoreo del Suelo 2%Asentamientos Diferenciales del Suelo 6% N/A 10Existe 10 Ejecución de Sondeos 10No Existe 0 Otras Mediciones 6N/A 0 No se Ejecutan Sondeos 0Tubería de Proceso Enterrada dentro de la Instalación 10% Período de Rev isión de Corrosión 10%Si 10 5 a < Años 10Desconocido 10 Desconocido 8No 0 3 a 5 Años 6N/A 0 0 a 2 Años 0Grado de Corrosión 10% N/A 0Severa 10 Abrazaderas 4%Alta 8 N/A 10Moderada 6 Si Existe 10Desconocido 4 No Existe 0Leve 2 Condición de Abrazaderas 4%N/A 0 N/A 10Niv eles de Vibración 6% Excelente 10Sin Monitoreo 10 Buena 8Excesivo - Cuando Excede los Limites de la Placa del Equipo 10 Regular 6Aceptable - Cuando No Excede los Limites de la Placa del Equipo 2 Mala 4Ninguno 0 No Existe 0N/A 0 Medias Cañas 4%

N/A 10Si Existe 10No Existe 0Condición de Medias Cañas 4%N/A 10Excelente 10Buena 8Regular 6Mala 4No Existe 0

Programa de Ev aluación del Personal de Operación yMantenimiento

5%

N/A 10Se Lleva a Cabo 10Desconocido 5No se Lleva a Cabo 0

100% 100% 100%

1 Antigüedad de la Tubería/Válvulas (Años) 3% 1 Prácticas de Mantenimiento y Operación 9% 1 Personal de Operación y Mantenimiento 12%2 Cansancio Físico del Personal (por Tiempo Extra, Trabajo Excesivo, Enfermedad, Cansancio, Agotamiento Físico)6% 2 Programa de Capacitación del Personal de Operación y Mantenimiento 9% 2 Reportes de Inspección 17%3 Estrés Emocional del Personal (Familiar, Social, Ambiente de Trabajo, Amenazas, etc.)6% 3 Tipo de Programa de Capacitación en Operación y/o Mantenimiento 7% 3 Confiabil idad del Diseño 17%4 Capacidad de los Empleados para el Puesto 3% 4 Administración de Refacciones 4% 4 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente 17%5 Resistencia al Cambio 2% 5 Estrategia Corporativa de Operación y Mantenimiento 2% 5 Experiencia del Personal en la Operación y Mantenimiento de Tubería/Válvula 12%6 Calificación del Desempeño del Operador 2% 6 Indicador de Desempeño del Personal de Operación y Mantenimiento 2% 6 Procedimientos de Mantenimiento y Operación 15%7 Confiabil idad Operacional 6% 7 Indicador de Desempeño de Operación y Mantenimiento 2% 7 Inspección y Pruebas de Tubería 10%8 Disponibil idad Operacional 6% 8 Indicador de Desempeño de Herramientas 2%9 Antigüedad de Incidentes (Años) 3% 9 Etiquetado, Rotulado y Señalización en Tubería/Válvulas 2%

10 Errores de Personal 10% 10 Horas de Trabajo del Personal 2%11 Frecuencia de Sustitución de Tubería/Válvula por Año 3% 11 Registros de Operación y Mantenimiento 8%12 Frecuencia de Incidentes por IO&M al Año 3% 12 Disponibil idad de Personal Calificado en la Estación 4%13 Personal de Operación Calificado 3% 13 Disponibil idad de Documentación de Tuberías y Válvulas 6%14 Contenido de Condensado en Gas Combustible 3% 14 Jornada de Trabajo de los Operadores 2%15 Frecuencia de Falla de Apertura/Cierre de Válvulas 3% 15 Condiciones de Sistema de Tierra o Aterrizaje 6%16 Condición de la Soportería 6% 16 Monitoreo del Suelo 2%17 Asentamientos Diferenciales del Suelo 6% 17 Período de Revisión de Corrosión 10%18 Tubería de Proceso Enterrada dentro de la Instalación 10% 18 Abrazaderas 4%19 Grado de Corrosión 10% 19 Condición de Abrazaderas 4%20 Niveles de Vibración 6% 20 Medias Cañas 4%

21 Condición de Medias Cañas 4%22 Programa de Evaluación del Personal de Operación y Mantenimiento 5%

100% 100% 100%

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA "OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO INCORRECTO"

MATERIAL


TOTAL

MECÁNICO



ELÉCTRICO


1

2

3

4

3

2

1

20 VARIABLES DE EXPOSICIÓN

6

7

6

7

8

9

6

7 VARIABLES DE RESISTENCIA22 VARIABLES DE MITIGACIÓN

5

4

12

11

12

13

5

10

14

15

16

17

18

19

20

22

21

20

19

18

17

11

10

9

8

7

16

15

14

13

1

2

3

4

5


J - 3

29%

6%

25%

11%

2%

12%

15%

100%

Antigüedad de la Tubería/Válvulas (Años) 17% Pruebas de Aceptación de Fabricación (FAT) 14% Material (Tuberías de Proceso) 17%x > 50 10 N/A 10 N/A 1030 < x <= 50 7 Si 10 Acero al Carbón ASTM A 120 1020 < x <= 30 5 Desconocido 5 API 5L 10Desconocido 5 No 0 Hierro Maleable 1010 < x <= 20 3 Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT) 14% Otro 65 < x <= 10 2 N/A 10 Desconocido 5x <= 5 1 Si 10 Material Fuera de Especificación 0N/A 0 Desconocido 5 Personal de Construcción 14%Fabricante o Constructor 15% No 0 N/A 10Proveedor No Confiable 10 Ensamble de Acuerdo a Instrucciones del Fabricante 8% Calificado 10Desconocido 6 N/A 10 No Calificado 0Otro 4 Si 10 Desconocido 0Proveedor Confiable 0 Desconocido 5 Reportes de Inspección 13%N/A 0 No 0 N/A 10Comisionamiento, Arranque y Prueba de Garantía 12% Certificación de Calidad de la Tubería 14% Disponible 10No 10 N/A 10 Desconocido 0Desconocido 10 Si 10 No Disponible 0Si 0 No Requiere 10 Confiabilidad del Diseño 15%No Requerido 0 Desconocido 5 N/A 10N/A 0 No 0 Cumple 10Fallas por Defectos de Fabricación y/o Diseño (Por Año) 15%

Disponibilidad de Documentación de Diseño de Tubería/Válvulas 10% No Cumple 0

Alta (Mas de 10) 10 N/A 10 Espesor Remanente de Pared de Tubería (pulg) 15%Media (Entre 5 y 10) 8 Si 10 N/A 10Baja (Entre 1 y 4) 6 Parcialmente 5 > 0.750 10Desconocido 5 Desconocido 5 0.500 a 0.750 8Ninguna 0 No 0 0.375 a 0.500 6N/A

0Programas de Garantía de Calidad de Tuberías, Junta Aislante,Válvulas

8% Desconocido 4

Tipo de Fallas Asociadas a la Fabricación/Construcción deTuberías/Válvulas

15%N/A

10 0.250 a 0.375 3

Desalineación de Equipo Dinámico 10 Si 10 0.188 a 0.250 2Error en la Clasificación de Áreas 8 Parcialmente 5 < 0.188 0Mala Cimentación 7 Desconocido 4 Procedimientos de Pruebas en Tuberías, de Inspección y de Construcción 15%Presencia de Esfuerzos en la Tubería 7 No 0 N/A 10Falla de Soldaduras 7 Método de Inspección de Soldaduras en Tuberías 8% Se conocen y se Lleva a Cabo 10Desconocido 6 N/A 10 Existen y se Aplican pero requieren Actualización 7Mala Distribución de Equipos 5 Radiografiado 10 Existe pero no se Aplica 4Carencia de alguna Protección (Diques, PSV's, Drenajes, etc.) 5 Ultrasonido 9 No Existen 0N/A 0 Líquidos Penetrantes 7 Pruebas Hidrostáticas 7%Instalación de Tuberías-Accesorios/Válvulas de reuso durante laConstrucción

15%Partículas Magnéticas

7N/A

10

Si (Sin Rehabilitación) 10 Inspección Visual 5 Pruebas realizadas durante la Construcción 10Desconocido 8 Otro 5 Sin Registros Disponibles 2Si 5 Desconocido 4 Desconocido 2No 0 Ninguno 0 Sin Pruebas durante la Construcción 0N/A

0Capacitación del Fabricante al Personal de Operación yMantenimiento

14% Registros de Construcción Disponibles 4%

Cambios de Servicio durante la Vida de Operación 8% N/A 10 N/A 10Si 10 Si 10 Si 10Desconocido 8 Desconocido 5 Desconocido 5No 0 No 0 No 0N/A 0 Archivos de Ingeniería de Modificaciones al Diseño Original 10%Condiciones de la Cimentación 3% N/A 10Desconocido 10 Disponibles 10Pobre 6 Desconocido 5Suficientes 5 No Disponibles 0Buenas 2Adecuada 0N/A 0

100% 100% 100%

1 Antigüedad de la Tubería/Válvulas (Años) 17% 1 Pruebas de Aceptación de Fabricación (FAT) 14% 1 Material (Tuberías de Proceso) 17%2 Fabricante o Constructor 15% 2 Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT) 14% 2 Personal de Construcción 14%3 Comisionamiento, Arranque y Prueba de Garantía 12% 3 Ensamble de Acuerdo a Instrucciones del Fabricante 8% 3 Reportes de Inspección 13%4 Fallas por Defectos de Fabricación y/o Diseño (Por Año) 15% 4 Certificación de Calidad de la Tubería 14% 4 Confiabilidad del Diseño 15%5 Tipo de Fallas Asociadas a la Fabricación/Construcción de Tuberías/Válvulas 15% 5 Disponibilidad de Documentación de Diseño de Tubería/Válvulas 10% 5 Espesor Remanente de Pared de Tubería (pulg) 15%6 Instalación de Tuberías-Accesorios/Válvulas de reuso durante la Construcción 15% 6 Programas de Garantía de Calidad de Tuberías, Junta Aislante, Válvulas 8% 6 Procedimientos de Pruebas en Tuberías, de Inspección y de Construcción 15%7 Cambios de Servicio durante la Vida de Operación 8% 7 Método de Inspección de Soldaduras en Tuberías 8% 7 Pruebas Hidrostáticas 7%8 Condiciones de la Cimentación 3% 8 Capacitación del Fabricante al Personal de Operación y Mantenimiento 14% 8 Registros de Construcción Disponibles 4%

9 Archivos de Ingeniería de Modificaciones al Diseño Original 10%

100% 100% 100%

8

9

7

8

1

2

3

4

5

6

3

7

8

1

2

3

4

5

6

7

6

Variables de Resistencia

8 VARIABLES DE RESISTENCIA

1

MATERIAL

TOTAL

MECÁNICO



2

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA "FABRICACIÓN Y CONSTRUCCIÓN"

8 VARIABLES DE EXPOSICIÓN 9 VARIABLES DE MITIGACIÓN

ELÉCTRICO



Variables de Exposición Variables de Mitigación

4

5

J - 4

29%

6%

25%

11%

2%

12%

15%

100%

Potenciales de Protección Catódica 35%Conexión de Tuberías a Red de Tierras en la Estación

20%Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente

25%

Mal (< -1.5 V) 10 N/A 10 N/A 10Mal (> -0.75 V) 10 Si 10 Cumple 10Regular (Entre -1.14 V y -1.5 V) 6 No 0 Desconocido 0Regular (Entre -0.85 V y -0.75 V) 6 Condiciones de Sistemas de Tierra 15% No Cumple 0Otro 2 N/A 10 Reportes de Inspección 19%Buena (Entre -1.14 V y -0.85 V) 0 Bueno - Cumple con Normatividad 10 N/A 10N/A 0 Regular - Requiere Mantenimiento 7 Disponible 10Humedad del Ambiente (%) 20% Desconocido 2 Desconocido 0x > 90% 10 Deficiente - Cobertura Limitada 1 No Disponible 080% < x <= 90% 9 Ninguna 0 Personal de Mantenimiento a Protección Catódica 19%50% < x <= 80%

7Frecuencia de Periodos de Inspección enTuberías/Válvulas - En Servicio

10%N/A

10

Desconocido 5 N/A 10 Suficiente, Capacitado y Calificado 1030% < x <= 50% 4 Mensual 9 Falta Personal, o Personal No Calificado y Sin Capacitación 0x <= 30% 0 Bimestral 8 Desconocido 0N/A 0 Trimestral 6 Confiabilidad del Diseño de Protección Catódica 18%Medición de Resistencia de la Cama Anódica 25% Semestral 4 N/A 10Mayor a 25 Ohm 10 Anual 2 Excelente Confiabilidad del Diseño 10Desconocido 10 Entre 1 y 5 Años 1 Alta Confiabilidad del Diseño 8Entre 20 y 25 Ohm 8 > 5 Años 0 Buena Confiabilidad del Diseño 7Entre 15 y 20 Ohm 7 Desconocido 0 Adecuada Confiabilidad del Diseño 6Entre 10 y 15 Ohm 4 Registros de Operación y Mantenimiento 22% Confiabilidad Limitada del Diseño 2Entre 5 y 10 Ohm 2 N/A 10 Desconocido 2Menor a 5 Ohm

0Sistema Computarizado de Administración de Mantenimiento

(SAP/PM)10

Ninguna Confiabilidad del Diseño0

N/A 0 Manual (En Hojas de Cálculo, Bitácoras, etc.) 6 Procedimientos de Operación y Mantenimiento de Protección Catódica 19%Antigüedad del Rectificador 20% Desconocido 5 N/A 10Entre 20 y 30 Años 10 Ninguno 0 Disponibles, Vigentes, Difundidos y Aplicados 10Entre 10 y 20 Años 7 Prácticas de Mantenimiento y Operación 18% Disponibles, Vigentes y Difundidos 7Entre 5 y 10 Años 5 N/A 10 Existen y se Aplican pero Requieren Actualización 7Desconocido 5 Mantenimiento de Diagnostico Continuo 10 Existen pero no están Difundidos 3Menor a 5 Años 1 Mantenimiento con Base a Condiciones (MBC) 10 No Existen 0N/A 0 Mantenimiento Enfocado a la Confiabilidad (MEC) 10

Proactivo (Inspección Basada en Riesgo) 10Preventivo (98.5%) 10Predictivo 8Correctivo 2Ninguno 0Desconocido 0Conexión de Tuberías a Tierra 15%N/A 10Equipos Dinámicos 3Equipos de Proceso 2Tanques de Almacenamiento y/o Recipientes 2Partes Metálicas no Portadoras de Corriente de los Equipos

Eléctricos1

Estructuras de Acero 1Tuberías de Proceso y Servicios Auxiliares 1Ninguno 0

100% 100% 100%

1 Potenciales de Protección Catódica 35% 1 Conexión de Tuberías a Red de Tierras en la Estación 20% 1 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente 25%2 Humedad del Ambiente (%) 20% 2 Condiciones de Sistemas de Tierra 15% 2 Reportes de Inspección 19%3 Medición de Resistencia de la Cama Anódica 25% 3 Frecuencia de Periodos de Inspección en Tuberías/Válvulas - En Servicio10% 3 Personal de Mantenimiento a Protección Catódica 19%4 Antigüedad del Rectificador 20% 4 Registros de Operación y Mantenimiento 22% 4 Confiabilidad del Diseño de Protección Catódica 18%

5 Prácticas de Mantenimiento y Operación 18% 5 Procedimientos de Operación y Mantenimiento de Protección Catódica 19%6 Conexión de Tuberías a Tierra 15%

100% 100% 100%

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA "ELÉCTRICO"


6 VARIABLES DE MITIGACIÓN 5 VARIABLES DE RESISTENCIA

2

3

4

5


1

2

3

4

1

MATERIAL

TOTAL



ELÉCTRICO


MECÁNICO


6

1

2

3

4

5

J - 5

29%6%25%11%2%12%15%100%

Fenómenos Naturales en el Área 16% Protección Exterior para Tuberías/Válvulas 20% Material (Tuberías de Proceso) 35%Zonas de Inundación 10 N/A 10 N/A 10

Deslaves 10 Protección Exterior Adicional (Recubrimientos Anticorrosivos, Encamisados) 10 Acero al Carbón ASTM A 120 10Tormentas 9 Cobertizo de Concreto Armado 10 API 5L 10Huracanes 8 Cobertizo de Acero (Techumbre) 9 Hierro Maleable 10Hundimientos/Fallas Geológicas 7 Registros o Cajas (Válvulas, Tuberías) 8 Otro 6Peligro de Relámpagos 6 Muros de Retención (Bajo Presiones Ambientales Exteriores) 6 Desconocido 5Barrancadas 6 Barricadas (Para Refuerzo de Taludes o Encausar Agua) 6 Material Fuera de Especificación 0Desconocido 6 Ninguno 0 Confiabilidad del Diseño Respecto a Fenómenos Naturales 25%Erosión 5 Desconocido 0 N/A 10Vientos Fuertes 5 Tipo de Monitoreo de Movimiento del Terreno 10% Alta Confiabilidad del Diseño (Ubicación, Protecciones, Monitoreo, Normatividad, etc.) 10Otro (Con Impacto Insignificante) 2 No Requerido o N/A 10 Buena Confiabilidad del Diseño 8Ninguno 0 Inspección de Asentamientos Laterales 8 Regular Confiabilidad del Diseño 5N/A 0 Índices de Inclinación 8 Desconocido 0Movimientos del Terreno 10% Inspección/Monitoreo de la Superficie 8 Ninguna Confiabilidad del Diseño 0Zonas de Subsidencia 10 Piezómetros Neumáticos 4 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Ambiental Vigente 20%Peligros de Explosión/Minas 10 Otro 4 N/A 10Zonas de Deslizamiento / Inestabilidad de Taludes 10 Desconocido 5 Se Cumple 10Fuerzas de Vibración en el Terreno 8 Sin Monitoreo 0 Desconocido 2Suelos Sujetos a Licuefacción 7 Frecuencia de Monitoreo de Movimiento 14% No se Cumple 0Desconocido 6 N/A 10 Atlas de Riesgo por WOF 20%Cargas Superficiales Extremas 5 Continuo 10 Existe y se Conoce 10Otro 5 Intermitente 7 Existe pero no se Difunde 6N/A 0 Desconocido 5 No Existe 0Frecuencia de Falla por WOF (Años) 9% Esporádico 4λ > 10 10 Ninguno 05 < λ <= 10 8 Cimentación y Mochetas 14%1 < λ <= 5 6 N/A 10Desconocido 6 Cimentación de Concreto 10Ninguno 0 Relleno de Grava 6N/A 0 Otro 5Incidente por WOF (Años) 6% Bases Metálicas 20 < a <= 1 10 Sin Cimentación 01 < a <= 5 7 Presión de Operación vs. Presión Máxima de Operación (MAOP) 10%Desconocido 6 N/A 105 < a <= 10 5 < 30% 10a > 10 0 30% a 54% 8N/A 0 55% a 69% 7Zona Sísmica 6% 70% a 84% 6Zona D - Excede el 70% de Aceleración del Terreno 10 > 85% 5Zona C - Entre el 40% y 70% de Aceleración del Terreno 5 Desconocido 2Desconocido 5 Conexión a Tierras de Tuberías de Proceso 8%Zona B - Entre el 10% y 40% de Aceleración del Terreno 4 N/A 10Zona A - Menor al 10% de Aceleración del Terreno 2 Tuberías Aterrizada 10N/A 0 Ninguno 0Tipo de Suelo 5% Frecuencia de Mantenimiento a la Protección Exterior de Tuberías/Válvulas 24%Expuesto 10 N/A 10Varios 10 Se Cumple Totalmente con el Programa Establecido 10Arcilla 9 Se Cumple Parcialmente con el Programa Establecido 5Pantanoso 9 Desconocido 3Sedimentos 8 No se Cumple con el Programa Establecido 0Suelos Agresivos (Salitre, Ácidos, Salino etc.) 8Marga Arcillosa con Sedimentos 7Tierra Arable o Marga 6Arenisca 6Marga Arenosa 5Arena 5Desconocido 5Grava 4Empedrado 2Caliza 2Rocoso 0N/A 0Temperatura Ambiental (°C) 5%x > 40 10Desconocido 1030 < °C <= 40 920 < °C <= 30 6°C <= 20 3N/A 0Humedad del Ambiente (%) 5%x > 90% 1080% < x <= 90% 950% < x <= 80% 7Desconocido 530% < x <= 50% 4x <= 30% 0N/A 0Resistividad del Suelo (ohm-cm) 10%0 - 1000 101001 - 2000 82001 - 5000 65001 - 10000 4> 10000 0N/A 0pH del Suelo 10%< 5.5 105.6 – 6.4 86.5 – 7.4 4> 7.5 0N/A 0Potencial Redox del Suelo (mV) 10%< 100 10100 – 200 8201 – 400 4> 401 0N/A 0Condiciones de la Cimentación 8%Desconocido 10Pobre 6Suficientes 5Buenas 2Adecuada 0N/A 0

100% 100% 100%

1 Fenómenos Naturales en el Área 16% 1 Protección Exterior para Tuberías/Válvulas 20% 1 Material (Tuberías de Proceso) 35%2 Movimientos del Terreno 10% 2 Tipo de Monitoreo de Movimiento del Terreno 10% 2 Confiabilidad del Diseño Respecto a Fenómenos Naturales 25%3 Frecuencia de Falla por WOF (Años) 9% 3 Frecuencia de Monitoreo de Movimiento 14% 3 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Ambiental Vigente 20%4 Incidente por WOF (Años) 6% 4 Cimentación y Mochetas 14% 4 Atlas de Riesgo por WOF 20%5 Zona Sísmica 6% 5 Presión de Operación vs. Presión Máxima de Operación (MAOP) 10%6 Tipo de Suelo 5% 6 Conexión a Tierras de Tuberías de Proceso 8%7 Temperatura Ambiental (°C) 5% 7 Frecuencia de Mantenimiento a la Protección Exterior de Tuberías/Válvulas 24%8 Humedad del Ambiente (%) 5%9 Resistividad del Suelo (ohm-cm) 10%10 pH del Suelo 10%11 Potencial Redox del Suelo (mV) 10%12 Condiciones de la Cimentación 8%

100% 100% 100%

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA "MEDIO AMBIENTE Y FUERZAS EXTERNAS"

12 VARIABLES DE EXPOSICIÓN 7 VARIABLES DE MITIGACIÓN 4 VARIABLES DE RESISTENCIA

Variables de Mitigación Variables de ResistenciaVariables de Exposición

12

1

2

10

MATERIAL

TOTAL

MECÁNICOOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO INCORRECTOFABRICACIÓN Y CONSTRUCCIÓNELÉCTRICOMEDIO AMBIENTE Y FUERZAS EXTERNASTERCERAS PARTES Y SEGURIDAD

11

7

1

2

3

4

1

3

4

2

3

4

5

8

9

5

6

6

7

J- 6

29%6%25%11%2%12%15%100%

Antigüedad de Incidentes (Años) 17% Condición de Protección 12% Reportes de Inspección 20%0 < a <= 1 10 N/A 10 N/A 101 < a <= 5 7 Excelente - Funcionando y en Condiciones Adecuadas 10 Disponible 10Desconocido 6 Bueno - Con algunos Componentes Menores Deteriorados 8 Desconocido 05 < a <= 10 5 Malo - Con Alto Grado de Deterioro 7 No Disponible 0a > 10 0 Pobre - Muy Deficiente y Altamente Vulnerable 5 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente 15%N/A 0 No se Documenta 0 N/A 10Afectación por Terceras Partes 27% Sin Información 0 Cumple 10Falta de Manuales y Procedimientos 10 Frecuencia de Patrullaje Terrestre 10% Desconocido 0Incumplimiento de Requerimientos de Procedimientos 10 N/A 10 No Cumple 0Negligencia 10 Excede la Norma 10 Conocimiento de las Condiciones de la Tubería 18%Excesiva Carga de Trabajo 9 Cumple con Norma 10 N/A 10Exceso de Confianza 9 No Cumple con Norma 5 Bueno 10Ambiente de Trabajo Inadecuado 8 Ninguno 0 Suficiente 4Falta de Capacitación 6 Programa de Protección de la Instalación 12% Pobre 2Omisión de Detalles 5 N/A 10 Desconocido 0Desanimo 5 Actualizado Incluyendo Mantenimiento y Reposición 10 Calidad de los Materiales 10%Desconocido 5 Desconocido 5 N/A 10Falta de Concentración 4 No se Aplica Bajo Programa 0 Adecuada 10Problemas de Comunicación Verbal 4 Frecuencia de Auditorias de Protección 8% Limitada 4Otro Tipo de Errores Humanos 3 N/A 10 Desconocido 0Ninguno 0 Mensual 10 Confiabilidad del Diseño de Tuberías 8%N/A 0 Bimestral 9 N/A 10Actividad de Construcción y/o Mantenimiento en Instalaciones 22% Trimestral 8 Excelente Confiabilidad del Diseño 10Alta (3 ó más Ingresos de Terceros Mensuales al Interior) 10 Semestral 7 Alta Confiabilidad del Diseño 8Media (Entre 1 y 3 Ingresos Mensuales al Interior) 6 Anualmente 5 Buena Confiabilidad del Diseño 7Baja (Por los Menos un Ingreso Mensual al Interior) 3 Desconocido 5 Adecuada Confiabilidad del Diseño 6Ninguna 0 Ninguno 0 Confiabilidad Limitada del Diseño 2N/A

0Archivo de Registros de Terceras Partes/Sabotajes/Ataques aTuberías/Válvulas

10%Desconocido 2

Ataques de Sabotaje/Vandalismo Previos 10% N/A 10 Ninguna Confiabilidad del Diseño 0Si 10 Diario 10 Procedimiento para Revisión Física de Personas 5%Desconocido 10 Semanal 8 N/A 10Intentos Reportados sin Consecuencia 3 Mensual 6 Se Conoce y se Lleva a Cabo 10No 0 Anual 5 Existe, se Aplica pero Requiere Revisión 5N/A 0 Semestral 4 Existe pero no se Lleva a Cabo 3Frecuencia de Falla o Amenazas de Terceras Partes/Seguridad porAño

12%Sin Antecedentes

0No Existe 0

λ > 10 10 Desconocido 0 Plan Integral de Seguridad Física 6%5 < λ <= 10 8 Monitoreo de la Seguridad Física 10% N/A 101 < λ <= 5 6 N/A 10 Se Conoce y se Lleva a Cabo 10Desconocido 6 Patrullaje, Detección de Intrusos, CCTV, Voceo Interno y Detector de

Movimiento10 Existe, se Aplica pero Requiere Revisión 8

Ninguno 0 Patrullaje y CCTV con Registro de Imagen 8 Existe pero no se Difunde 4N/A 0 Patrullaje y Detección de Intrusos 8 No Existe 0Grado de Amenaza de la Estación 12% Patrullaje Interior y Exterior 6 Procedimientos en Caso de Amenaza por Terceras Partes 8%Alto (Instalaciones Ubicadas en Zonas Fronterizas, Guerrero, Tabasco,Veracruz, Oaxaca)

10 Solo CCTV y/o Detección de Intrusos 6 N/A 10

Medio 8 Patrullaje Interior y Torres de Vigilancia 5 Se Conoce y se Lleva a Cabo 10Bajo 5 Solo Patrullaje Interior 2 Existe, se Aplica pero requiere Actualizarse 7> 10 5 Ninguna 0 Existe pero no se Aplica 4N/A 0 Informes del Entorno Político y Social de la Instalación 8% Existe pero no se Difunde 3

N/A 10 No Existe 0Si Existen 10 Inspección y Pruebas a los Equipos de Contra Incendio 10%Desconocido 2 N/A 10No Existen 0 Bueno - Se Cuenta con Programas y se Realiza de Acuerdo a Normas o Procedimientos 10Señalamientos de Seguridad Física 10% Regular - Se Realizan, pero no con la Frecuencia Requerida 8N/A 10 Deficiente - Se Cuenta con Programas pero no se Lleva a Cabo 6Cumple con Normatividad 10 Ninguno 0No Cumple con Normatividad y/o Dañados 4Ninguna 0Red de Contra Incendio 10%N/A 10La Red cubre las Áreas de Bombas, Trampas, Gas Combustible yTanques

10

Hidrantes/Monitores Instalados de acuerdo a Norma 10Cumple con Diámetro Mínimo para Tubería Principal 10Se dispone de Sistemas de Aspersión 10Dispone de Válvulas de Seccionamiento 9La Red forma Anillos o Circuitos 8No se Dispone de Red Contra Incendio 0Desconocido 0Etiquetado, Rotulado y Señalización en Tubería/Válvulas 10%Si 10N/A 10Desconocido 4No 0

100% 100% 100%

1 Antigüedad de Incidentes (Años) 17% 1 Condición de Protección 12% 1 Reportes de Inspección 20%2 Afectación por Terceras Partes 27% 2 Frecuencia de Patrullaje Terrestre 10% 2 Cumplimiento del Diseño con la Normatividad Vigente 15%3 Actividad de Construcción y/o Mantenimiento en Instalaciones 22% 3 Programa de Protección de la Instalación 12% 3 Conocimiento de las Condiciones de la Tubería 18%4 Ataques de Sabotaje/Vandalismo Previos 10% 4 Frecuencia de Auditorias de Protección 8% 4 Calidad de los Materiales 10%5 Frecuencia de Falla o Amenazas de Terceras Partes/Seguridad por Año 12% 5 Archivo de Registros de Terceras Partes/Sabotajes/Ataques a Tuberías/Válvulas10% 5 Confiabilidad del Diseño de Tuberías 8%6 Grado de Amenaza de la Estación 12% 6 Monitoreo de la Seguridad Física 10% 6 Procedimiento para Revisión Física de Personas 5%

7 Informes del Entorno Político y Social de la Instalación 8% 7 Plan Integral de Seguridad Física 6%8 Señalamientos de Seguridad Física 10% 8 Procedimientos en Caso de Amenaza por Terceras Partes 8%9 Red de Contra Incendio 10% 9 Inspección y Pruebas a los Equipos de Contra Incendio 10%10 Etiquetado, Rotulado y Señalización en Tubería/Válvulas 10%

100% 100% 100%

FACTOR DE PROBABILIDAD DE FALLA "TERCERAS PARTES Y SEGURIDAD"


Variables de Mitigación Variables de Resistencia

10 VARIABLES DE MITIGACIÓN 9 VARIABLES DE RESISTENCIA

Variables de Exposición

1

2

1

2

7


MATERIAL

TOTALTERCERAS PARTES Y SEGURIDAD

MECÁNICOOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO INCORRECTOFABRICACIÓN Y CONSTRUCCIÓNELÉCTRICO

3

4

5

6

7

8

9

8

4

5

9

10

1

2

3

4

5

3

6

6

J - 7

IMPACTO A LA POBLACIÓN 32%IMPACTO AL MEDIO AMBIENTE 30%IMPACTO AL NEGOCIO 38%TOTAL 100%

Áreas Sensibles de Población 20% Flamabilidad / Explosividad 25% Sistema de Supresión de Fuego 13%Áreas de Recreación 10 Desconocido 10 Válvulas de Diluvio/Aspersores 10

Playas 10 Crítico 10 Sistema de Espuma 10

Áreas de Campamento 10 Alto 8 Cortinas de Agua - Anillos 10

Guarderías 10 Moderado 7 FM - 200 10

Zonas Comerciales/Industriales 10 Ligero 4 Hidrantes Monitores 10

Áreas Confinadas 10 N/A 0 Automático - CO2 10

Dificultad de Evacuación 10 Ninguna 0 Extintores Manuales - PQS 8

Edificios de Gobierno 10 Toxicidad 15% Extintores Manuales - CO2 8

Hospital 10 Sin Información 10 Sistema de Halón 7

Iglesias 10 Desconocida 10 Desconocido 0

Cárceles 10 Severamente Peligroso, Fatal o Lesión Permanente 10 Ninguno 0

Zonas Residenciales 10 Seriamente Peligroso, Lesión Grave 8 Redundancia del Sistema Contraincendio 13%Asilos 10 Moderadamente Peligroso, Lesión Temporal o Menor 7 Si (Bombas C.I., etc.) 10

Escuelas 10 Ligeramente Peligroso, Reversible en 7 días 5 No 0

Estadios 10 Mínimamente Peligrosos, Sin Riesgo a la Salud 3 Desconocido 0

Vías de Comunicación 10 Ninguna 0 Sin Información 0

Otro 10 Reactividad 12% Proximidad al Área Sensible (m) 7%Desconocido 10 Sin Información 10 N/A 10

Sin Información 10 Desconocida 10 x > 300 10

Ninguno 0 Puede Detonar en Condiciones Normales 10 200 < x <= 300 6

Densidad de Población 25% Puede Detonar pero Requiere Fuente de Ignición 8 100 < x <= 200 4

Sin Información 10 Cambio Químico Violento a Condiciones Elevadas 6 x <= 100 2

Desconocido 10 Inestable si se Calienta 3 Sin Información 0

Muy Alta (Clase de Localización 4) 10 Ninguna 0 Radio Potencial de Afectación (m) 5%Alta (Clase de Localización 3) 8 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir) 8% N/A 10

Moderada (Clase de Localización 2) 5 Sin Información 10 x <= 100 8

Baja (Clase de Localización 1) 3 Desconocida 10 100 < x <= 200 6

Ninguna 0 Alta 10 200 < x <= 300 4

Magnitud de la Consecuencia (Descripción de Impactos) 15% Moderada 6 x > 300 0

Sin Información 10 Baja 2 Desconocido 0

Perdidas Humanas 10 Ninguna 0 Sin Información 0

Otro 10 Potencial de Falla Secundaria 5% Tiempo de Respuesta a Incidentes (Min) 8%Explosión 10 Sin Información 10 N/A 10

Heridos 8 Desconocida 10 x <= 15 10

Daño en Propiedad 8 Alta 10 15 < x <= 30 8

Fuego 8 Moderada 6 30 < x <= 60 5

Ruptura 8 Baja 2 60 < x <= 120 3

Fuga Descontrolada 8 Ninguna 0 x > 120 0

Evacuación 6 Tipo de Producto 20% Desconocido 0

Interrupción de Servicio 6 Sin Información 10 Sin Información 0

Alteraciones del Sistema 5 Desconocido 10 Estado del Programa de Educación al Público 5%Fuga Controlada 4 LPG 10 N/A 10

Ninguna 0 Gas Natural 10 Excelente (Cuatro Simulacros al Año) 10

Clasificación de Consecuencias 15% Otro 5 Buena (Tres Simulacros al Año) 6

Sin Información 10 Aceite Lubricante 1 Suficiente (Dos Simulacros al Año) 4

Desconocido 10 Agua 0 Pobre (Un Simulacro al Año) 2

Catastróficas 10 N/A 0 Desconocido 0

Graves - Grandes Zonas Afectadas 8 Potencial de Dispersión del Producto 15% Ninguna 0

Severas - Zonas Afectadas Parcialmente 6 Sin Información 10 Sin Información 0

Ligeras - Poca Afectación 4 Desconocido 10 Detección de Fugas 8%Insignificantes 2 Bajo 10 N/A 10

Sin Consecuencias 0 Medio 5 Dispositivos de Detección de Hidrocarburos 10

Áreas de Alta Consecuencia (HCA) 15% Alto 2 Dispositivos de Detección de Gas 10

Sin Información 10 N/A 0 Pruebas de Integridad (Pruebas de Fugas, Cumplimiento al Programa de Mantenimiento) 10

Desconocido 10 Otro 4

Zonas Densamente Pobladas - HPA 10 Desconocido 0

Abastecimientos de Agua Potable - Mantos Acuíferos 10 Ninguno 0

Áreas Forestales - Reservas Ecológicas 9 Sin Información 0

Aguas Navegables - NW 9 Capacidad de Respuesta ante Emergencias 8%Zonas Ambientalmente Vulnerables - ESA 8 N/A 10

Cuerpos de Agua Cercanos 8 Equipo y Material para Contención de Derrames Disponible en Sitio 10

Selvas 7 Programa de Inspección del Sistema de Red Contraincendio 10

Otro Tipo de Zonas Pobladas - OPA 5 Sitios Disponibles en la Estación para Recuperación de Producto 8

Otros 4 Participación con Protección Civil u Otros Grupos de Respuesta 8

Ninguna 0 Capacitación en Respuesta a Emergencias 7

Daño Potencial a la Propiedad (USD) 10% Entrenamiento en Respuesta a Emergencias Incluyendo Participación en Simulacros 7

Sin Información 10 Desconocido 0

x > 10000000 10 Ninguno 0

5000000 < x <= 10000000 9 Efectividad de Respuesta a Emergencias 8%1000000 < x <= 5000000 8 N/A 10

500000 < x <= 1000000 7 Excelente 10

100000 < x <= 500000 6 Buena 8

10000 < x <= 100000 5 Ineficiente 2

x <= 10000 3 Desconocido 0

Ninguno 0 Ninguna 0

Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD 8%N/A 10






Operación Manual 4

Solo Monitoreo 4

Desconocido 0

Ninguno 0

Sin Información 0

Respaldo del Suministro Eléctrico 9%N/A 10


No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

Sistema de Control de Presión 8%

N/A 10

Acción Local Automático 10

Acción Automática Remota 10

Acción y Alarma Manual 8

Alarma Local y Acción del Operador 7

Control de Presión por Otros 4

Ninguno 0

100% 100%

1 Áreas Sensibles de Población 20% 1 Flamabilidad / Explosividad 25% 1 Sistema de Supresión de Fuego 13%

2 Densidad de Población 25% 2 Toxicidad 15% 2 Redundancia del Sistema Contraincendio 13%

3 Magnitud de la Consecuencia (Descripción de Impactos) 15% 3 Reactividad 12% 3 Proximidad al Área Sensible (m) 7%4 Clasificación de Consecuencias 15% 4 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir) 8% 4 Radio Potencial de Afectación (m) 5%5 Áreas de Alta Consecuencia (HCA) 15% 5 Potencial de Falla Secundaria 5% 5 Tiempo de Respuesta a Incidentes (Min) 8%6 Daño Potencial a la Propiedad (USD) 10% 6 Tipo de Producto 20% 6 Estado del Programa de Educación al Público 5%

7 Potencial de Dispersión del Producto 15% 7 Detección de Fugas 8%8 Capacidad de Respuesta ante Emergencias 8%9 Efectividad de Respuesta a Emergencias 8%

10 Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD 8%11 Respaldo del Suministro Eléctrico 9%12 Sistema de Control de Presión 8%

100% 100% 100%

6 VARIABLES DE RECEPTOR 7 VARIABLES DE PELIGRO 12 VARIABLES DE REDUCCIÓN

1

2

CONSECUENCIA DE FALLA "IMPACTO A LA POBLACIÓN"

6

4

5

Receptor Factor de Peligro Factor de Reducción (Protecciones)

53

9

10

11

12

7

5

6

8

6

1

2

3

4

7

1

2

3

4

J - 8


Áreas de Alta Consecuencia (HCA) 25% Flamabilidad / Explosividad 25% Sistema de Supresión de Fuego 15%Sin Información 10 Desconocido 10 Válvulas de Diluvio/Aspersores 10

Desconocido 10 Crítico 10 Sistema de Espuma 10

Zonas Densamente Pobladas - HPA 10 Alto 8 Cortinas de Agua - Anillos 10

Abastecimientos de Agua Potable - Mantos Acuíferos 10 Moderado 7 FM - 200 10

Áreas Forestales - Reservas Ecológicas 9 Ligero 4 Hidrantes Monitores 10

Aguas Navegables - NW 9 N/A 0 Automático - CO2 10

Zonas Ambientalmente Vulnerables - ESA 8 Ninguna 0 Extintores Manuales - PQS 8

Cuerpos de Agua Cercanos 8 Toxicidad 15% Extintores Manuales - CO2 8

Selvas 7 Sin Información 10 Sistema de Halón 7

Otro Tipo de Zonas Pobladas - OPA 5 Desconocida 10 Desconocido 0

Otros 4 Severamente Peligroso, Fatal o Lesión Permanente 10 Ninguno 0

Ninguna 0 Seriamente Peligroso, Lesión Grave 8 Redundancia del Sistema Contraincendio 15%Daño Potencial a la Propiedad (USD) 25% Moderadamente Peligroso, Lesión Temporal o Menor 7 Si (Bombas C.I., etc.) 10

Sin Información 10 Ligeramente Peligroso, Reversible en 7 días 5 No 0

x > 10000000 10 Mínimamente Peligrosos, Sin Riesgo a la Salud 3 Desconocido 0

5000000 < x <= 10000000 9 Ninguna 0 Sin Información 0

1000000 < x <= 5000000 8 Reactividad 12% Radio Potencial de Afectación (m) 8%500000 < x <= 1000000 7 Sin Información 10 N/A 10

100000 < x <= 500000 6 Desconocida 10 x <= 100 8

10000 < x <= 100000 5 Puede Detonar en Condiciones Normales 10 100 < x <= 200 6

x <= 10000 3 Puede Detonar pero Requiere Fuente de Ignición 8 200 < x <= 300 4

Ninguno 0 Cambio Químico Violento a Condiciones Elevadas 6 x > 300 0

Magnitud de las Consecuencias (Descripción de Impactos) 15% Inestable si se Calienta 3 Desconocido 0

Sin Información 10 Ninguna 0 Sin Información 0

Perdidas Humanas 10 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir) 10% Tiempo de Respuesta a Incidentes (Min) 8%Otro 10 Sin Información 10 N/A 10

Explosión 10 Desconocida 10 x <= 15 10

Heridos 8 Alta 10 15 < x <= 30 8

Daño en Propiedad 8 Moderada 6 30 < x <= 60 5

Fuego 8 Baja 2 60 < x <= 120 3

Ruptura 8 Ninguna 0 x > 120 0

Fuga Descontrolada 8 Potencial de Falla Secundaria 5% Desconocido 0

Evacuación 6 Sin Información 10 Sin Información 0

Interrupción de Servicio 6 Desconocida 10 Proximidad con Áreas Ambientalmente Sensibles, ESA (m) 8%Alteraciones del Sistema 5 Alta 10 N/A 10

Fuga Controlada 4 Moderada 6 x > 300 10

Ninguna 0 Baja 2 200 < x <= 300 6 Clasificación de Consecuencias 15% Ninguna 0 100 < x <= 200 4

Sin Información 10 Tipo de Producto 25% x <= 100 2

Desconocido 10 Sin Información 10 Sin Información 0

Catastróficas 10 Desconocido 10 Detección de Fugas 7%Graves - Grandes Zonas Afectadas 8 LPG 10 N/A 10

Severas - Zonas Afectadas Parcialmente 6 Gas Natural 10 Dispositivos de Detección de Hidrocarburos 10

Ligeras - Poca Afectación 4 Otro 5 Dispositivos de Detección de Gas 10

Insignificantes 2 Aceite Lubricante 1 Pruebas de Integridad (Pruebas de Fugas, Cumplimiento al Programa de Mantenimiento) 10

Sin Consecuencias 0 Agua 0 Otro 4

Condiciones de Ventilación 10% N/A 0 Desconocido 0

Sin Información 10 Potencial de Dispersión del Producto 8% Ninguno 0

Desconocido 10 Sin Información 10 Sin Información 0

Bajo - Concentración de Producto 10 Desconocido 10 Capacidad de Respuesta a Emergencias 13%Ninguno 10 Bajo 10 N/A 10

Moderado 6 Medio 5 Equipo y Material para Contención de Derrames Disponible en Sitio 10

Alto - Favorece la Dispersión 2 Alto 2 Programa de Inspección del Sistema de Red Contraincendio 10

N/A 0 N/A 0 Sitios Disponibles en la Estación para Recuperación de Producto 8

Condiciones del Terreno 5% Participación con Protección Civil u Otros Grupos de Respuesta 8

Sin Información 10 Capacitación en Respuesta a Emergencias 7

Desconocido 10 Entrenamiento en Respuesta a Emergencias Incluyendo Participación en Simulacros 7

Pendientes Prolongadas 10 Desconocido 0

Con Desniveles Circundantes 9 Ninguno 0

Presencia de Oquedades 8 Efectividad de Respuesta a Emergencias 8%Plano 6 N/A 10

Lomerío 5 Excelente 10

N/A 0 Buena 8

Venteos Realizados 5% Ineficiente 2

Sin Información 10 Desconocido 0

Desconocido 10 Ninguna 0

Alto 10 Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD 8%Moderado 7 N/A 10

Bajo 4 Operación Automática con Paro de Emergencia 10

Ninguno 0 Alarma Remota y Acción de Operación Remota 9

N/A 0 Alarma Remota y Acción de Operación Local 8



Operación Manual 4

Solo Monitoreo 4

Desconocido 0

Ninguno 0

Sin Información 0

Respaldo del Suministro Eléctrico 10%N/A 10


No 0

Desconocido 0

Sin Información 0

100% 100% 100%

1 Áreas de Alta Consecuencia (HCA) 25% 1 Flamabilidad / Explosividad 25% 1 Sistema de Supresión de Fuego 15%2 Daño Potencial a la Propiedad (USD) 25% 2 Toxicidad 15% 2 Redundancia del Sistema Contraincendio 15%3 Magnitud de las Consecuencias (Descripción de Impactos) 15% 3 Reactividad 12% 3 Radio Potencial de Afectación (m) 8%4 Clasificación de Consecuencias 15% 4 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir) 10% 4 Tiempo de Respuesta a Incidentes (Min) 8%5 Condiciones de Ventilación 10% 5 Potencial de Falla Secundaria 5% 5 Proximidad con Áreas Ambientalmente Sensibles ESA, (m) 8%6 Condiciones del Terreno 5% 6 Tipo de Producto 25% 6 Detección de Fugas 7%7 Venteos Realizados 5% 7 Potencial de Dispersión del Producto 8% 7 Capacidad de Respuesta a Emergencias 13%

8 Efectividad de Respuesta a Emergencias 8%9 Alarma de Equipos y Dispositivos de Paro de Emergencia ESD 8%


100% 100% 100%

3

CONSECUENCIA DE FALLA "IMPACTO AL MEDIO AMBIENTE"

6


7 VARIABLES DE RECEPTOR 7 VARIABLES DE PELIGRO 10 VARIABLES DE REDUCCIÓN

1

2

2

3

4

5

9

4

5

6

8

7

10

6

7

1

2

3

4

5

7

1

J - 9


Daño Potencial a la Propiedad (USD) 15% Flamabilidad / Explosividad 30% Sistema de Supresión de Fuego 15%Sin Información 10 Desconocido 10 Válvulas de Diluvio/Aspersores 10

x > 10000000 10 Crítico 10 Sistema de Espuma 10

5000000 < x <= 10000000 9 Alto 8 Cortinas de Agua - Anillos 10

1000000 < x <= 5000000 8 Moderado 7 FM - 200 10

500000 < x <= 1000000 7 Ligero 4 Hidrantes Monitores 10

100000 < x <= 500000 6 N/A 0 Automático - CO2 10

10000 < x <= 100000 5 Ninguna 0 Extintores Manuales - PQS 8

x <= 10000 3 Toxicidad 15% Extintores Manuales - CO2 8

Ninguno 0 Sin Información 10 Sistema de Halón 7

Numero de Clientes Fuera de Servicio 25% Desconocida 10 Desconocido 0

Sin Información 10 Severamente Peligroso, Fatal o Lesión Permanente 10 Ninguno 0

Desconocido 10 Seriamente Peligroso, Lesión Grave 8 Redundancia del Sistema Contraincendio 12%x > 50 10 Moderadamente Peligroso, Lesión Temporal o Menor 7 Si (Bombas C.I., etc.) 10

20 < x <= 50 8 Ligeramente Peligroso, Reversible en 7 días 5 No 0

10 < x <= 20 7 Mínimamente Peligrosos, Sin Riesgo a la Salud 3 Desconocido 0

5 < x <= 10 5 Ninguna 0 Sin Información 0

1 < x <= 5 4 Reactividad 15% Respaldo del Suministro Eléctrico 10%1 2 Sin Información 10 N/A 10

Ninguno 0 Desconocida 10 Si (Motogeneradores/UPS, etc.) 10

Horas de Interrupción del Servicio 10% Puede Detonar en Condiciones Normales 10 No 0

Sin Información 10 Puede Detonar pero Requiere Fuente de Ignición 8 Desconocido 0

Desconocido 10 Cambio Químico Violento a Condiciones Elevadas 6 Sin Información 0

x > 12 10 Inestable si se Calienta 3 Radio Potencial de Afectación, (m) 5%4 < x <= 12 5 Ninguna 0 N/A 10

0 < x <= 4 3 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir) 10% x <= 100 8

Ninguna 0 Sin Información 10 100 < x <= 200 6

Afectaciones al Cliente Escasez/Demanda 10% Desconocida 10 200 < x <= 300 4

Sin Información 10 Alta 10 x > 300 0

Desconocido 10 Moderada 6 Desconocido 0

Extrema 10 Baja 2 Sin Información 0

Muy Alta 9 Ninguna 0 Tiempo de Respuesta a Incidentes, Min 15%Alta 8 Potencial de Falla Secundaria 5% N/A 10

Moderada 6 Sin Información 10 x <= 15 10

Baja 5 Desconocida 10 15 < x <= 30 8

Ninguna 0 Alta 10 30 < x <= 60 5

Daño a la Imagen Publica del Negocio (Regulación, Inversión)

10%Moderada

660 < x <= 120

3

Sin Información 10 Baja 2 x > 120 0

Desconocido 10 Ninguna 0 Desconocido 0

Extrema 10 Tipo de Producto 25% Sin Información 0

Alta 8 Sin Información 10 Detección de Fugas 10%Moderada 6 Desconocido 10 N/A 10

Baja 4 LPG 10 Dispositivos de Detección de Hidrocarburos 10

Ninguna 0 Gas Natural 10 Dispositivos de Detección de Gas 10

Costo Total 5% Otro 5 Pruebas de Integridad (Pruebas de Fugas, Cumplimiento al Programa de Mantenimiento) 10

Sin Información 10 Aceite Lubricante 1 Otro 4

Desconocido 10 Agua 0 Desconocido 0

x > 5000000 10 N/A 0 Ninguno 0

1000000 < x <= 5000000 9 Sin Información 0

500000 < x <= 1000000 8 Capacidad de Respuesta a Emergencias 15%100000 < x <= 500000 6 N/A 10

50000 < x <= 100000 5 Equipo y Material para Contención de Derrames Disponible en Sitio 10

10000 < x <= 50000 4 Programa de Inspección del Sistema de Red Contraincendio 10

x <= 10000 3 Sitios Disponibles en la Estación para Recuperación de Producto 8

Ninguno 0 Participación con Protección Civil u Otros Grupos de Respuesta 8

Magnitud de Consecuencias (Descripción de Impactos) 5% Capacitación en Respuesta a Emergencias 7

Sin Información 10 Entrenamiento en Respuesta a Emergencias Incluyendo Participación en Simulacros 7

Perdidas Humanas 10 Desconocido 0

Otro 10 Ninguno 0

Explosión 10 Redundancia en el Servicio 10%Heridos 8 N/A 10

Daño en Propiedad 8 Disponible 10

Fuego 8 Importación Disponible 8

Ruptura 8 Almacenamiento Disponible 8

Fuga Descontrolada 8 Otras Alternativas Disponibles 7

Evacuación 6 Parcial (Flexibilidad Operativa) 6

Interrupción de Servicio 6 Desconocido 0

Alteraciones del Sistema 5 No Disponible 0

Fuga Controlada 4 Efectividad de Respuesta a Emergencias 8%Ninguna 0 N/A 10

Clasificación de la Instalación 10% Excelente 10

Sin Información 10 Buena 8

Desconocido 10 Ineficiente 2

"AAA" 10 Desconocido 0

No Clasificada 10 Ninguna 0

"AA" 8

"A" 6

N/A 0

Clasificación de Consecuencias 10%Sin Información 10

Desconocido 10

Catastróficas 10




Insignificantes 2

Sin Consecuencias 0

100% 100% 100%

1 Daño Potencial a la Propiedad (USD) 15% 1 Flamabilidad / Explosividad 30% 1 Sistema de Supresión de Fuego 15%2 Numero de Clientes Fuera de Servicio 25% 2 Toxicidad 15% 2 Redundancia del Sistema Contraincendio 12%3 Horas de Interrupción del Servicio 10% 3 Reactividad 15% 3 Respaldo del Suministro Eléctrico 10%4 Afectaciones al Cliente Escasez/Demanda 10% 4 Persistencia (Dificultad para Controlar o Extinguir) 10% 4 Radio Potencial de Afectación, (m) 5%5 Daño a la Imagen Publica del Negocio (Regulación, Inversión) 10% 5 Potencial de Falla Secundaria 5% 5 Tiempo de Respuesta a Incidentes, Min 15%6 Costo Total 5% 6 Tipo de Producto 25% 6 Detección de Fugas 10%7 Magnitud de Consecuencias (Descripción de Impactos) 5% 7 Capacidad de Respuesta a Emergencias 15%8 Clasificación de la Instalación 10% 8 Redundancia en el Servicio 10%9 Clasificación de Consecuencias 10% 9 Efectividad de Respuesta a Emergencias 8%

100% 100% 100%

CONSECUENCIA DE FALLA "IMPACTO AL NEGOCIO"


3

4

5

4

1

2

3

4

5

6

1

2

6 VARIABLES DE PELIGRO

1

5

3

7

6

9

6

2

8

9 VARIABLES DE REDUCCIÓN

7

8

9

9 VARIABLES DE RECEPTOR

J - 10

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