Modelos para la Excelencia Operacional
Julio 2012Ing. Pedro I. Hernández DelgadoPEMEX Refinación
Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Refinación.
Petróleos Mexicanos es una empresa que se distingue por elesfuerzo y el compromiso de sus trabajadores con laSeguridad, la Salud en el trabajo y la Protección Ambiental.
Política y Principios de SSPA en PEMEX
I. La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambientalson valores de la más alta prioridad para la producción, eltransporte, las ventas, la calidad y los costos
II. Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenirIII. La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental
son responsabilidad de todos y condición de empleoIV. En Petróleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar
con la protección y el mejoramiento del medio ambienteen beneficio de la comunidad
V. Los trabajadores petroleros estamos convencidos de quela Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambientalson en beneficio propio y nos motivan a participar en esteesfuerzo
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En Petróleos Mexicanos la Confiabilidad Operacional es un valor fundamentalde la Organización que contribuye a una operación confiable, segura ysostenible a lo largo del ciclo de vida de los activos, con igual prioridad quela seguridad, la producción, la calidad y las ventas en la empresa
Política
Principios
Política y Principios de Confiabilidad
1. Mejoramos la Confiabilidad Humana, motivando a nuestro Personal, capacitándolo, proporcionándolelos recursos necesarios y fomentando el trabajo en equipo para el desempeño de sus funciones.
2. Mejoramos la Confiabilidad del Diseño, proyectando y construyendo Instalaciones seguras quepermitan el mantenimiento integral y de sus componentes.
3. Mejoramos la Confiabilidad de los Procesos, operando la infraestructura de acuerdo al contexto operacional y apego a la Disciplina Operativa.
4. Mejoramos la Confiabilidad de Equipos e instalaciones, documentando los procesos, optimizandoplanes de mantenimiento e inspección, eliminando sistemáticamente las causas raíz de las fallas yadministrando la gestión de operación y mantenimiento en el sistema institucional.
3
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Antecedentes
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Plan de Negocios y líneas de acción
5
Crecimiento
Maximización del valor económico
de forma sustentable
ResponsabilidadCorporativa
Eficiencia
Modernización de la gestión
Maximizar la rentabilidad de losactivos
Cultura en desempeño del negocio
Administra y controlariesgos en los procesos
Cultura en seguridad
PEMEX - Confiabilidad y PEMEX SSPA se complementan y fortalecen las líneas de acción del Plan de Negocios
6
Zona Productora
Refinería
Centro Petroquímico
Centro Procesador de Gas
Centro de Venta
Ducto
Ruta Marítima
1/ Anuario Estadístico Pemex 2011.
Sistemas de Ductos (longitud, Km)2/
Total 65,811Ductos de Producción Primaria 24,974Oleoductos 9,966Gasoductos 16,558Poliductos de Petrolíferos 8,297Petroquímicos Básicos y Secundarios 2,070Otros ductos 3,946
3/ 13 de las 39 plantas petroquímicas se encuentran en proceso de Enajenación, Nueva etapa de Ávalúo y en Convenio Sindical
Infraestructura de producción y distribución
Campos en producción 405Pozos en explotación 7,476Plataformas Marinas 233
Centros Procesadores de Gas 9Endulzadoras de gas 20Plantas criogénicas 21Fraccionadoras 9Endulzadoras de condensados 6Recuperadoras de azufre 14Refinerías 6Complejos petroquímicos 8Plantas petroquímicas3/ 39Terminales de distribución GLP 18Terminales de almacenamiento y reparto de petrolíferos 77
Terminales Marítimas 15
Información al cierre de 20101/
Anualmente se generan más de un millón cuatrocientas mil órdenes de trabajo de mantenimiento por año, lo que equivale aproximadamente a tres órdenes por minuto.
2/ Informe Ejecutivo de Responsabilidad Social 2010
Para atender a los diversos mercados, Pemex cuenta con infraestructura productiva y logística, la cual está distribuida en todo el territorio nacional
DCO- Subdirección de Coordinación de Mantenimiento -v.1
Factores clave de éxito SSPA
Proceso de implantación de SSPAAccidentabilidad en PEMEX, histórico
1. Pronunciamiento del Director General.2. Compromiso visible y demostrado de
los Directores.3. Continuidad en el proyecto.4. Integración de un solo sistema.5. Asignación de recursos para la
implantación del Sistema.
Proyecto con visión a largo plazo.
0
1
2
3
4
5
6
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
SIASPA (ADL)•PREF•PPQ•PEP
PGPBDiciembre 1996
PROSSPA (DuPont) PGPB
Agosto 1997
PEMEX Global
Índice de frecuencia
6. Condición de empleo, no complacencias.
7. Funcionamiento de equipos de liderazgo.
8. Rendición de cuentas.9. Responsabilidad de la línea de
mando.
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4.92
3.96
2.68
1.39
1.19 1 1.171.09
1.5
1.06
0.67 0.60.47 0.42 0.42
0.54 0.54
0
1
2
3
4
5
6
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Cinco Presidentes y TAD El Sardinero
Batería Chiapas‐ Giraldas y Refinería Tula
DuctosCosoleacaque y U.O.
Comalcalco
PlataformaUsumacinta
Inicio SIASPA
Inicio PROSSPA
Inicio Pemex‐ SSPA
Evolución de los índices de accidentabilidad
CPG Cactus y San Juan Ixhuatepec
Fuente: Sitios web de Compañías 2012
Las compañías de Oil & Gas con mejor desempeño en accidentalidad, operan por debajo de 0.5 lesiones de trabajo por millón de horas hombre laboradas.
Mayo2012
0.44
0.39
0 0.5 1
2012
2011
0.77
0.8
0 0.5 1
2012
2011
0.78
0.67
0 0.5 1
2012
2011
0.31
0.17
0 0.5 1
2012
2011
0.3
0.46
0 0.5 1
2012
2011
PEP
REF
PPQ
PGPB
CORP
Meta 2012
0.40
0.30
0.29
0.16
0.10
Periodo 2011 (ene-dic)2012 (ene-may)
0.2 0.29 0.30.45 0.52
0.75
1.24
Esso Chevron Exxon Mobil BP Petrobras Dupont Shell
Índice de Frecuencia Oil & Gas Producers ''11
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Confiabilidad Operacional
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• Bajo aprovechamiento de la capacidad de los activos.
• Cultura organizacional reactiva con mayor énfasis en la tarea diaria y no en los resultados sostenibles.
• No existe una política para la jerarquización de los recursos presupuestales. Se privilegia el crecimiento de infraestructura.
• Ingresos no capturados por paros no programados que afectan producción, seguridad, salud, ambiente y la vida útil de los equipos.
• Desalineamiento entre planes y programas operativos y de mantenimiento, con su presupuesto asociado.
• Bajo cumplimiento a normatividad técnica.
• Se trabaja en silos sin rendición de cuentas para aporte al EVA.
• Alta certeza en un plan integral a 5 años de operación, mantenimiento, recursos humanos, finanzas y proyectos.
• Optimo aprovechamiento de los activos sustentado en la mejora de la confiabilidad operacional.
• Presupuestos alineados al cuidado de los activos físicos y humanos, acorde a la edad.
• El mejoramiento de la confiabilidad operacional es responsabilidad de todos.
• Rendición de cuentas para garantizar el cumplimiento del mejoramiento continuo.
Situación actual de PemexMejores prácticas en Shell, BP, Total, Exxon Mobil, Conoco Phillips, ChevronTexaco
Contexto Operacional: Diagnóstico Petróleos Mexicanos, 2005
DCO- Subdirección de Coordinación de Mantenimiento -v.1
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Menor Tiempo Fuera de Servicio
Menor Costo de Mantenimiento
Menor Costo de Operación
Mayor tiempo de corrida
Mayor disponibilidad mecánica
Disminuir lo paros y disminuciones no programados
Mayor enfoque en el monitoreo de condiciones y la prevención en los equipos
Producir Más
Mayor Confiabilidad
Mejor Desempeño
Mayor Vida Útil
Mayor Seguridad
Alcanzar la excelencia operacional
Establecer la Confiabilidad Operacional como un objetivo de la empresa, no de un departamento.
Confiabilidad Operacional es laprobabilidad de que un equipo, sistema opersona desarrolle su función, dentro desu contexto operacional por un períodoespecificado de tiempo.
¿Cuál es el reto?
DCO- Subdirección de Coordinación de Mantenimiento -v.1
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2006 - 2008 2009 - 2012
P1 P2 P3 P4 P5
P6 P7 P8P9
P10 P11P12
P13 P14
PC
Las iniciativas contribuyeron a la contención de fallas y retrasos en reparaciones.
Dada la complejidad de la empresa, estas se direccionaron hacia los activos críticos del negocio.
A través de la Comisión Asesora de Mantenimiento, se identificaron y homologaron estas prácticas para su aplicación en Petróleos Mexicanos.
Capacitación y
Certificación
RBI
Taxonomía
de
equipos
Compromisoy liderazgoAdmon de
libranzas y reparaciones
Suministros KPIsASP
Integridad
EléctricaEstudiosBenchmarking
Plan Quinquenal
Factor Complejidad
Planeación y
ProgramaciónRedes de Expertos
En el período 2006-2009 se trabajó en diferentes iniciativas, que en sinergia componen las bases del Modelo PEMEX – Confiabilidad.
Integración de actividades hacia PEMEX-Confiabilidad
DCO- Subdirección de Coordinación de Mantenimiento -v.1
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“Establecen el Por qué”De acuerdo al estado actual y a
la visión de la Dirección. SSPA + PEMEX Confiabilidad
“Facilitan el Cuándo y Cuánto”
Integración de planes, programas y presupuestos
¨Plan Táctico¨
“Deciden el Cómo”Definición a detalle de las
actividades con procedimientos e instructivos de trabajo
Plan Especifico
2008 2010 2012
Rendición de Cuentas y Evaluaciones Interactivas
2014…
Censo, CMMS, Taxonomía, Criticidad, Operación Rango Seguro
Integridad Mecánica, RCM, RBI, Ventanas Operativas
SSPA Sistema de Seguridad y Protección A.
Pemex Confiabilidad
• Incrementar la disponibilidad y Confiabilidad de los activos
• Optimizar recursos
A través de la integración de:SGP Sistema de Gestión por Procesos
Disciplina Operativa, Ciclo de Vida de Activos.
Una buena “Estrategia” sin lo “Táctico” o lo “Operativo”, no conducen a la consecución
de la visión.
EVA
Qué
Plan Operativo Quinquenal
Confiabilidad Humana, Liderazgo y Cultura.
Estructura Organizacional y Regulación interna
Estratégico
Táctico
Operativo
Mejora Continua
La Estrategia para alcanzar la Efectividad de los Activosdesde el Corporativo a Organismos y Centros de Trabajos
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Flujograma de Pemex Confiabilidad
14Organización Estructurada (roles y funciones)
Compromiso visible y demostrado
Autoevaluaciones de Mejores Prácticas
Aplicación puntual de metodologías
Órgano rectorEstratégico –DirecciónTáctico-Subdirección
Operativo-C.T.
Proceso de Rendición de cuentas
Tablero de Indicadores
Asignación de Metas
UpTime Eliminación de DefectosAcciones a corto Plazo
Acciones a corto Mediano y Largo Plazo
Sistematización de Metodologías
Enfoque Proactivo Equilibrio Preventivo Predictivo
PIMG
Mejores PrácticasCasos de Negocio
Rendición de Cuenta
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Se cuenta con el Tablero de Confiabilidad Operacional, que identifica los cuartiles de desempeño yes el soporte de la evolución en la implantación de PEMEX Confiabilidad, orientada a resultados.
Fuentes :PhysicalAsset Management Handbook
Solomon Associates
Tablero de Control de Confiabilidad Operacional
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PEMEX Confiabilidad: Catorce Mejores PrácticasPrioritarias.......
Confiabilidad: Diseño Humana Proceso Equipo
Censo de equipos y taxonomía
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
RCM
Inspección basada en
riesgo (IBR)
Administración de libranzas y reparaciones
Funciones protectoras
inst.
IEC-60706
API-RP-580/581; Plantas Ind.API-1160 Ductos, DNV-RP-
G101 Plataformas
ISO-9712 AICHETécnica Japonesa
Implantada por el JICARef. Salamanca
ISO-15663
EXXON MOBIL IS0-14224SAE-JA-1011/12 ISA 84.00.01
Costos y ciclo de vida
MantenibilidadCapacitación y
certificación habilidades
Compromiso y Liderazgo
Orden y Limpieza
(5’s)
Shell Global Solutions
Administración de trabajos
Shell Global Solutions
Almacenes y suministros
Shell Global Solutions
Plan de producción
Shell Global Solutions
Ventanas operativas
Shell Global Solutions
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Mejorar yHacerlo sostenible
Mejorar yHacerlo sostenible
Ejecutar paraContener
Situación actual y planeación
Ejecutar paraControlar
Situación actual y planeación
1. Establecimiento de proceso de rendición de cuentas
2. Asesorías y coaching a todos los niveles de la organización
3. Establecimiento del proceso de eliminación de defectos
4. Sistematización de las 14 mejores prácticas de PEMEX-Confiabilidad
5. Auditoria al proceso de implantación
2008 20122010
1. Desarrollo de Modelo PEMEX-Confiabilidad
2. Capacitación y certificación del personal
3. Reducir los Retrasos en Reparaciones Programadas
4. Disminuir Fallas Imprevistas
Confiabilidad Operacional¿Qué se ha realizado?
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Índice de paros no programados (incluye causas operativas, mantenimiento y retrasos), %
IPNP causas propias (operación + mantenimiento + retrasos + servicios principales)
Estándar internacional 1%
IPNP fallas operación y mantenimientoIPNP Retraso en reparaciones mayores
IPNP causas externas (falta carga, calidad, etc)IPNP fallas en servicios principales
Periodo enero-mayo 2012
2)
(1) IPNP.- En base a pérdida de función de las 44 instalaciones críticas(2) UNP en base a equipos de perforación Propios, estándar 1.5%
IPNP 2007-2011 (valor anuales); 2012 (periodo enero-mayo)
0.7 0.8 0.7
3.9
1.80.9
1.4
0.3
5.0
2.6
0.5 0.8 0.4
1.7 1.9
0.8
1.6
0.3
3.3
1.9
Turbo-generadores
Turbocomp.Booster
Turbobombas Turbocomp.Alta Pres.
UNP
2009 2010 2011 2012
0.8 1.4 1.3 0.3 0.6 0.3
2007 2008 2009 2010 2011 2012
3.5 3.4 2.75.3 5.6 4.2
2007 2008 2009 2010 2011 2012
3.0 2.7 3.6 3.2 2.1 1.4
2007 2008 2009 2010 2011 2012
PEP 1)
Meta 2012: 1-2%
PREFMeta 2012: <6%
PGPBMeta 2012: ≤1%
PPQMeta 2012: 2-3%
Sin considerar el proceso de H-oil
DCO- Subdirección de Coordinación de Mantenimiento -v.1
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Prácticas de Mantenimiento
En las mejores plantas, las tecnologías predictivas y preventivasson utilizadas como herramientas para crear una culturaproactiva y son combinadas con prácticas operacionales, dediseño, procura, instalación y almacenamiento.
Med
ició
n de
Des
empe
ño
Producción de Clase Mundial
Estrategias
Proactivo
Planeado
Reactivo
Regresivo
Mejor Desempeño
Ventaja Competitiva
No sorpresas Competitivo
Tiempo Extra Héroes
Cumplir con elPresupuesto
Recompensa
No solo lo arregles,Mejóralo !
Arréglalo antes deQue falle !
Arréglalo después deque falle !
No lo arregles !
Zonas de transición
PPQ PEP
PGPB
PREF
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Procesos de implantación de SSPA y Pemex ConfiabilidadProyectos con visión de largo plazo
0
1
2
3
4
5
6
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
SIASPA (ADL)•PREF•PPQ•PEP
PGPBDiciembre 1996
PROSSPA (DuPont) PGPB
Agosto 1997
PEMEX Global
Índice de frecuencia
02468
10
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015PEP* PGPB PPQ PREF
IPNP, causas propias
Gestión Mantto.
SCO PEP
PAS-55
Planes piloto
*PEP a partir de 2009 se evalúa por pérdida de función
PEMEX Confiabilidad
SSPA PEMEX Confiabilidad Rentabilidad Sustentabilidad
Ruta para alcanzar la misión de la empresa y sus metas
E
RCC
MG
MVE
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¿Qué estamos haciendo?
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Seguimiento a Metas y Objetivos de Confiabilidad
Para la implantación se debe formalizar una organización estructurada con los roles y funcionesestablecidos en el manual de Pemex Confiabilidad.
PEPPGPBPREFPPQ
SeguimientoDCO-Pemex y
SFP
Metas y Objetivos EstratégicosMetas y Objetivos Estratégicos
Selección de actividades concretas con enfoque a resultados
Programa ejecutivoPrograma ejecutivo
PEMEX ConfiabilidadIndicadores Cuartiles
Negocio 1er 2do 3er 4to1 Costo de Mantenimiento / Valor de Reemplazo de Activos, % 2.0-2.5 2.5-3.0 3.0-3.5 >3.52 Costo de Producción por Unidad de Salida Varía de acuerdo a la Unidad de Producción
Instalaciones – Equipo3 Disponibilidad Mecánica, % >97 95-97 80-95 <804 Utilización de activos con respecto a su capacidad, % >89 80-89 70-79 <705 Índice de Paros No Programados, % ≤1.0 1.0-2.0 2.0-3.0 >3.0
Planeación y Programación6 Trabajo Planeado / Trabajos Totales, % >85 75-85 65-75 <65
AM
PIMGMejores PrácticasCasos de Negocio
CT2 CTnCT1
Subdirección 1Subdirección 1
Grupo de Liderazgo
O.S. - 1
…
CT2 CTnCT1
Subdirección n
CT2 CTnCT1
Subdirección 1
O.S. - nO.S. - n
…
CT2 CTnCT1
Subdirección nSubdirección n
Bimensual
Mensual
Organización Estructurada
El PIMG contempla las acciones a detalle que se ejecutarán para lograr las metas y objetivos establecidos.
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Diseño de procesosControles básico, alarmas y
control del operadorAlarmas críticas e
intervención manualSIS o ESD automáticos
Protección física (PSV's etc.)Protección física (diques, etc.)
Respuesta a emergencias de la plantaRespuesta a emergencias de la comunidad
Capas típicas de protección en una planta industrial moderna
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Prácticas Operativas y de Mantenimiento
Hacer lo correcto, bien y a la primera
Operativas
Planeación de la Producción
Control del proceso
Operación
Mantenimiento
Preventivo
Predictivo
Proactivo
Alta Confiabilidad
Alto Up-Time
Bajos costos de operacióny mantenimiento
Cumplimiento en la calidad de los productos
Resultan en
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Especificación o límite
Objetivo del operador
Antes de “VO”
Setpointajustado
Implantación “VO”
Caso Base Estabilidad Explotación
Prácticas Operativas: Áreas de atención
Sistemas de Instrumentación y ControlMantenimientoMediciónCapacidad de controlAnálisis de laboratorio
Mejorar los métodos de planeación de producción
Asegurar que los principios elementales deoperación sean aplicadosCapacitar en:
o El proceso y los límites de controlo Arranques, paros, pruebas e incidenteso Monitoreo de la condiciones del equipoo Cuidados básicos de los operadores
Medir y realizar tendencias de las principalesvariables del proceso
Realizar rutinas caminando a través de laplanta
Asegurar la medición y capacidad de control,así como la capacidad de laboratorio
Crear y mantener un ambiente que favorezcael sentido de pertenencia y de orgullo en losoperadores.
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Estrategias de Confiabilidad
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Proactivo
Predictivo
Preventivo
Las compañías con mejordesempeño, tienen o utilizanprincipalmente la práctica basada enla condición.
La mejor práctica es utilizar enforma balanceada e integral elmantenimiento preventivo,predictivo y proactivo.
En una organización con una culturaenfocada en la confiabilidad, cerofallas es la Meta.
El monitoreo de la condición de losequipos se sigue “Religiosamente”.
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Estrategias de Confiabilidad
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Bajo una misma estrategia demantenimiento, todo incrementoen la disponibilidad mecánica,lleva consigo aumento en loscostos.
La única manera para reducircostos de mantenimiento eincrementar la disponibilidadmecánica simultáneamente, esevolucionar hacia estrategias demantenimiento más proactivas.
La mejor práctica es utilizar enforma balanceada e integral elmantenimiento preventivo,predictivo y proactivo.
Enfoque en Confiabilidad
Basado en condición
Intervalos fijos
Reactivo
BA
Costo de mantenimiento
Dis
poni
bilid
ad M
ecán
ica
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Prácticas de Mantenimiento: Áreas de atención
Las compañías con mejor desempeño,tienen o utilizan principalmente lapráctica basada en la condición.
La mejor práctica es utilizar en formabalanceada e integral el mantenimientopreventivo, predictivo y proactivo.
En una organización con una culturaenfocada en la confiabilidad, cero fallases la Meta.
El monitoreo de la condición de losequipos se sigue “Religiosamente”.
Mantenimiento Preventivo
Basado en tiempo, pero solo cuando los periodosde tiempo son justificables
Mantenimiento Predictivo
El conocimiento de la condición del equipoutilizando las tendencias, asegura Confiabilidady Up-Time
Mantenimiento Proactivo
Mantenimiento Proactivo es más una forma depensar/ser, que una metodología específica.
Es menos sobre mantenimiento, se trata deeliminar los defectos que resultan en fallas querequieren mantenimiento.
DCO-Subdirección-[nombre]-v1
29
Proceso de planeación de las Reparaciones Mayores en Petróleos Mexicanos
‐16 ‐12 ‐9 ‐ 6 FT + 2
E‐6 Ejecución E‐1
DesarrolloConceptual
E‐2 Diagnósticos
E‐4 Programación
E‐7 Evaluación
FI FT
Reparación de Marzo
F M A M J J A S O N D E F M A M J J AN D EF M A M J J A S OE
PAI 3
E 2 E 1 E 4E 3 E 5 E 7E 6
Línea del tiempo
Procedimiento para planear las libranzas y reparaciones
Procedimiento para jerarquizar las actividades que se realizaran en la
reparación en base al análisis de riesgos
PAI 4
E‐3 Planeación
E‐5 Trabajos Previos
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¿Cuál es nuestra responsabilidad en la eliminación de
las causas?
Modelo para mejorar Up-time
30
Preguntas Acciones
¿Cuál es mi Up-Time?
¿Cuáles son las causas de las bajas
o pérdidas en Up-Time?
¿Qué estamos haciendo para eliminar éstas
causas?
• Identificación de los Malos Actores
• Medición de Up-Time o utilización + Disponibilidad Mecánica
• Realizar Proceso de eliminación de Defectos (PED´s)
• Implementar las acciones sugeridas de los PED´s
31
Implementación del Proceso de Confiabilidad
¿Dónde empezar?• Compromiso y patrocinio para la implementacióndel proceso de la parte superior de la organización. Compromiso visible y demostrable•Identificar áreas de mejora a través de comparacionesInternas / externas. Benchmarking Medición de la utilización de activos y pérdidas.
Plan Para Mejorar Confiabilidad
• Resumen Ejecutivo. Valor de las mejoras. Pasos relevantes para el logro. Inversión requerida.
• Posicionamiento y brecha según el Benchmarking.
• Análisis de fortalezas y debilidades.
• Plan. Oportunidades de mejora. Siguientes pasos, jerarquizados. Tecnologías a ser aplicadas. Equipo. Roles. Recursos Requeridos. Mediciones específicas del desempeño. Resultados esperados.
• Revisiones / Actualizaciones.
Medición de las pérdidas con respecto al Ideal
Pemex Exploración y Producción: Up time, %Enero – diciembre 2011
92 93
50
60
70
80
90
100
2010 2011Paro
Programado. 3.73
Paro no Programado.
0.77
Pérdidas en el Proceso.
1.74
PérdidasCalidad.
0.73
PérdidasTransición.
0.02
Pérdidas de Proceso
Paros Programados
Pérdidas de calidad
Pérdidas Transición
Paros no Programado
Mantto preventivo TC.Paro parcial programado a TC.Mantto preventivo TB.
Variación del Flujo de proceso.Baja presión en cabezal.
Alto contenido de nitrógeno y salinidad.
Pérdidas de transición por rechazo de carga.
Mantto Correctivo a TC.Ajuste de programa de Transporte.
CATEGORÍAS DE PÉRDIDAS 01 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE 2011
No se considera pérdidas por falta de materia prima.
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Índice de paros no programados (incluye causas operativas, mantenimiento, retrasos y causas externas)
CPG Cactus
IPNP Total (propias + falta de carga + calidad+ altos inventarios + retraso proyectos + clima) IPNP causas propias (operación + mantenimiento + retrasos + fallas eléctricas)
Estándar internacional
IPNP fallas operación y mantenimientoIPNP Retraso en reparaciones mayores
IPNP causas externas (falta carga, calidad…)IPNP fallas en servicios principales
CPq Morelos
Fuente: Subdirección de Coordinación de Mantenimiento
1.2 1.1 0.02.5 1.9
0.02.2 1.7
0.02.6 2.7 1.5 1.7 1.4
7.3
1.3
8.1
3.21.3
3.31.4 1.6 1.4 1.6
1.2
9.7
0.72.5 3.8
0.02.2 1.7
0.03.4 3.2
1.5 2.5 3.6
7.3
14.6 13.1
3.21.3
3.35.2
1.63.3
5.1
jun´10
jul´10
ago´10
sep´10
oct´10
nov´10
dic´10
ene´11
feb´11
mar´11
abr´11
may´11
jun´11
jul´11
ago´11
sep´11
oct´11
nov´11
dic´11
ene´12
feb´12
mar´12
abr´12
may´12
3.7 4.5 4.9
1.52.8 1.9
12.3
7.45.6
2.74.6 3.7
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Asahi, Switch y oxígeno (falta de etileno por disparo etileno por tormenta eléctrica)
Swing reparación Cambiador E-301 C
Asahi TA control de nivel
Asahi TB falta carga por TRP
Switch TB (Agitador reactor)
Switch TB (Agitador reactor D-2201)
Asahi TB (compresor C-301B y extrusor)
Asahi TA (limpieza torre agotadora)
Swing (falta catalizador)
Asahi TA (agotador D-321 A)
Switch TB (extrusor)
Ox. Etil (baja presión de Oxígeno)
Switch TB (rep. no
prog)
Asahi TA (eliminación de fugas)
Acrilonitrilo(falla en bomba)
Switch TB (motor de Z-2401)
Ox. Etil T2, Glicoles y Oxígeno (retraso en reparaciones)
Falta de etano
Oxígeno (inundación)
Switch (Subestación)
Swing (limpieza)
Asahi TA (falla TR-M1)
Asahi TB(Subes-tación)
Switch TA (DM-
201)
Switch TB (problema
Circulación)
Falta de etano de PGPB
Swing limpiezas
Acrilonitrilo(suministro propileno)
SwitchTB
(lavado)
Acrilonitrilo(altos inventarios)
0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.5 0.0 0.0 0.0 0.00.7
0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.60.0 0.4 0.3
0.0 0.3 0.60.0 0.4 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0
0.70.0 0.0 0.3 0.0
1.20.0 0.0 0.0 0.4 0.6
0.0 0.4 0.3
jun´10
jul´10
ago´10
sep´10
oct´10
nov´10
dic´10
ene´11
feb´11
mar´11
abr´11
may´11
jun´11
jul´11
ago´11
sep´11
oct´11
nov´11
dic´11
ene´12
feb´12
mar´12
abr´12
may´12
0.22.1
0.3 0.8 0.1 0.3
1.43.0
0.8 1.20.2 0.3
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Azufre 1 y 4 Correctivo
Modular 5
Paro en enduzaldoras 3 y 4 por Inundaciones
Retraso reparación End. Gas 10
Azufre 3 (fugas vapor)
Gas 2 (rehervidor y regenerador)
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PEP: Eventos RelevantesDel 03 al 16 de Septiembre 2010
Eventos de falla
Cantidad de eventos
50% de Eventos
80% de la Producción
diferida
10 5 45.1
80%
MB
Ev. Fecha Descripción del Evento Dif.
A 13-sepBaja presión en la red de BN por problemas dePGPB 15.6
B 3-sepBaja presión en la red de BN por problemas en C7 /C8; problemas de espumamiento en planta - 1 deAkal C-8
14.1
C 16-sep Problemas de admisión en BN en válvulas de fondoen Maloob A; problemas de admisión de gas de B.N. 5.9
D 8-sep Falla de equipo de Bombeo en Nohoch-A. 5.3
E 6-sepSale de operación Turbobombas en E-Ku-A1 yequipos de compresión en E Ku A2 por falla degeneración Eléctrica
4.2
F 6-sepBaja presión en la red de BN por problemas en C7 /C8; por reducción de carga en C8 por activacióndel SPPE de Akal-C6
3.3
G 5-sep Falla de bombas de reactivo antiespumanteprovocando baja presión de succión en PB-Zaap-C 2.5
H 11-sepFalla o activación del sistema de paro poremergencia; cierre de la SDV salida de gas de Akal-DB hacia Akal-D
2.5
I 10-sep Baja presión en la red de BN por problemas dePGPB
2.0
J 12-sep Baja presión en la red de BN por problemas dePGPB
1.5
TOTAL 56.9
A
B
C
DE
FG
HI J
0
10
20
30
40
50
60
Fuente: Reporte de Rendición de Cuentas PEP
Eventos relevantes de PEP
Acciones para restablecer
De 11 a 18 hrs. Se derivó la producción de aceite de Akal-H hacia el Centrode Proceso Akal-C para su manejo.
El día 08/09/2011 se envía motor nuevo N/P: 1057378-1 recibiéndose en elCentro de Proceso hasta el día 10/09/2011 por cierre de navegación marítimay aérea por malas condiciones climatológicas.
Causa de la Falla
Debido al deterioro y a las fuertes rachas de viento de la tormenta tropicalNate, el techo del Transformador “TR-05” en Takin-A se desplomó hacia elinterior del gabinete provocando corto circuito por contacto con pedazos delámina del mismo, produciéndose de este modo un cambio súbito en la cargade los Turbogeneradores en Nh-A saliendo de operación. Debido al corte desuministro eléctrico se presentó disparo del equipo de bombeo teniendo comoconsecuencia el daño del motor de enfriamiento del sistema de aceitelubricante (daño de reten) de la Turbobomba 4.
UbicaciónSubdirección. RMNE
Activo / Gerencia. Activo Integral Cantarell
Centro Operativo. Nohoch-A
Instalación. Nohoch-A1
Equipo. TG-3902.
Ficha técnica de: Falla de Generacióneléctrica del CP Nohoch‐A, por malascondiciones climatológicas.
Taxonomía de la Falla
Datos generales de la falla
Fecha – Hora 08-Septiembre-2011 10:50 Hrs
Duración del evento 07 horas. aprox.
Impacto en la producción 5.4 Mb.
No. SAP aviso de avería S/N
Falla Funcional
Síntoma del daño Parte Objeto Causa
0021 Valores altos de Flujo
C105 Tiempo / Secuencia.
Transformador/ Sistema de generación
eléctrica
5601Falla Inducida/Corto
Circuito
Acciones para evitar la recurrenciaRealizar los ajustes y pruebas de acuerdo con el Estudio de Corto Circuito yCalibración de Protecciones motivo de que algunos dispositivos de protecciónactuaron pero no liberaron la falla en el punto más cercano al origen.
Fecha compromiso para terminar ACR 18-Septiembre-2011
Elaborar el ACR 100 %
Aplicar recomendaciones Octubre 2011
Difundir recomendaciones Octubre 2011Fuente: Reporte de Rendición de Cuentas PEP
AApli
Equipos con mayor impacto identificados:
Elaboración de Proceso de Eliminación de defectos
Enfoque Proactivo
Equipo No. 1
EquipoNo. 3
Equipo No. 1
Aplicación de las acciones para solucionar
las causa raíz
Mejora de Resultados
El proceso de eliminación de defectos no solo presenta beneficios parael área que lo elabora directamente, sino que también representalecciones aprendidas para otros Centros de Trabajo en condicionessimilares.
• Incremento de la producción.
• Incrementa el MTBF.
• Aumenta la disponibilidad.
• Previene incidentes y paros en
lugares dónde no han ocurrido.
• Establece un sistema de
administración del
conocimiento.
• Desarrolla las actitudes
analíticas en la Organización.
EquipoNo. 2
EquipoNo. “n”
Enfoque proactivo de la atención PED´s
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Plataforma Tecnológica Integral de Pemex
PEP
REF
PGPB
PPQ
DCF
DCA
CMMS
Migrar de los CMMS de los O.S. y del Corporativo a la Plataforma Tecnológica Integral
Plataforma Tecnológica
Integral
Marco de Referencia Técnico ERP, BI y CE
BIERP
CE
Inte
rfaz
con
Sis
tem
as
“Leg
acy”
In
terf
az c
on S
iste
mas
“L
egac
y”
Contar con asistencia técnica integral a Petróleos Mexicanos, para la aplicación de las mejoresprácticas internacionales del proceso de mantenimiento, con una plataforma tecnológicahomologada y alineada. Preservando el contexto de Proceso, Organización y Tecnología.
ERP: Enterprise Resource Planning BI: Business Intelligence CE: Contenido Empresarial
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Rubro ObjetivoCapacitación Total
CapacitadoTotal
CertificadoTécnico Manual
14 Mejores Prácticas PEMEX
Confiabilidad
Proporcionar los conocimientos prácticos de las 14 Mejores Prácticas
de PEMEX Confiabilidad4,388 2,324 6,712 N/A
Ingeniería de Confiabilidad
Proporcionar los conocimientosbásicos de metodologías de
Confiabilidad662 330 992 327
Inspección Técnica
Especializar y certificar en técnicas ensayos no destructivos y mejores
prácticas de Inspección482 423 905 353
Estudios Benchmarking
Proporcionar los conocimientos en el uso, manejo, interpretación y análisis de los resultados de benchmarking.
143 N/A 143 N/A
Principales rubros de Capacitación y Certificación proporcionados para Confiabilidad Operacional, 2007 - 2011
5,675 3,077 8,752 680
Capacitación y Certificación coordinada por la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento
DCO-Subdirección-[nombre]-v1
Capacitación y certificación en confiabilidad con SMRP*
Certificados por SMRP
Capacitados en Confiabilidad
DCO 4 17
PEP 9 54
PREF 7 24
PGPB 3 82
PPQ 4 21
TOTAL 27 198
Información junio 2012
Personal CertificadoPaís Cantidad
USA 2,066
Colombia 263
México 56
Venezuela 10
Brasil 5
Otros países 543
Total 2,943De los 56 certificados en México, 27 son de Petróleos Mexicanos.
* Society for Maintenance and Reliability Professionals
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Resultados en la Subdirección de Producción
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Comportamiento personal Jubilado, retiros potenciales y requerimiento de proyectos especiales
41
Jubilados real 2009-2011
Retiros potenciales 2012-2014
Requerimientos de profesionistas para proyectos especiales 2012-2015
Real Asignado Faltante
322 216 253 134 119
En los últimos años, en la Subdirección de Producción, se ha presentado laproblemática de la actualización del Recurso Humano, tanto en capacidadcomo en número de profesionistas requeridos, para cubrir las vacantes porJubilación y necesidades de proyectos especiales.
En resumen de las 322 jubilaciones del periodo 2009-2011 aún quedan 90plazas vacantes, que sumadas a las 216 potenciales y a las 119 faltantes paraproyectos especiales, hacen un total 425 plazas requeridas para los próximos 4años.
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Atracción de Mejores EstudiantesPrograma en PXR 2012
REQUERIMIENTOS RECLUTAMIENTO EVALUACION SELECCIÓN
Platicas en universidades:
• IPN• UNAM• UAM• Universidad Anahuac.• ITESM• Universidad IBERO• Universidad Panamer.• UDLA• UVM
2,018 entrevistas para:530 candidatos
•64 Mecánicos• 84 Civiles• 25 Eléctricos• 156 Químicos• 25 Electrónicos• 34 Administración• 142 Ingria. Variable
realizado pendiente
1,413 Evaluaciones
•Conocimientos
•Psicométricos
• Ingles
1,060 Selecciones
•Ranking de candidatos
•Selección Candidato idóneo.
530 Contrataciones
Julio-Oct Julio-NovJulio - Sept13 Jun – 9 Jul
42
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Esquema de Atracción de personal para los Proyectos de PXR, 2012
Banco de Datos
• Universidades• Bolsa de trabajo• Directorio de Talento• Inv. de RH - PXR• Semilleros• Otras fuentes
CandidatosCandidatosCandidatos
Contacto con Universidades:• UNAM• UAM• IPN
• ITAM• ITESM• Otras
Contacto con
candidatos
• Contacto• Presentación
Proyecto• Oferta
• Conocimientos• Psicométrico• Inglés
Evaluación de
candidatos
• Evaluación• Entrevista de
calidad
Evaluación de
resultados
• Envío oficio de candidatos
• Proyecto• Lugar• Puesto• Plaza
Preselección de candidatos
por puesto
• Entrevista• Selección del candidato
Entrevista de la Línea de Negocio
Reclutamiento Selección
Oficio de contratación
• Proced. Nvo. Ingreso• Exámenes médicos• Validación de Doctos.
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Mapa Curricular de 28 semanas para Ingenieros Químicos
Conductuales(1 Semana)
Sistemas de calidad SSPA CCTVInducción
SNRGestión(2 Semanas)
Laboratorio Compresores Cambiadores Calor
Tanques y recipientes
Torres de destilación
Válvulas, tube-rias y trampas
de vaporSCD y PLC’s
Bombas y eyectores
Elementos motrices
(turb y motor)
Calentadores y calderas Reactores Absorción y
adsorción
Variables de operación eInstrument.
Técnicos(15 Semanas)
Termodiná-mica
Transferenciade calor
Flujos de fluidos Destilación Cinética de
reacciónSimulación de
procesos
Operacionesunitarias(4 Semanas)
Especialización(6 Semanas)
Mantenimiento mecánico
Mantenimiento civil
Mantenimiento de instrumentos
Mantenimiento a plantas
Plantas de proceso
Plantas de Tratamiento
Servicios Principales
Plantas ecológicasLaboratorio
Mantenimiento eléctrico
Mantenimiento
Operación
Configuración de un Centro de
Trabajo
Liderazgo Trabajo en Equipo Técnicas de supervisión
44
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1/ No incluye transferencias ni componentes de importación2/ Meta anual
Indicador 2011(1)
2012 Diferencias
Real(2)
Meta(3) (2)-(1) (2)-(3)
Proceso de crudo (mbd) 1,167 1,219 1,304 52 -85
Porciento de crudo pesado (%) 36.4 44.0 43.3 7.6 0.7
Elaboración de destilados1/ (mbd) 729 786 866 58 -79
Rendimiento de destilados1/ (%) 62.4 64.5 66.4 2.1 -1.9
Utilización capacidad equivalente (%) 69.5 71.5 75.32/ 2.0 -3.8
Índice de paros no programados (%) 12.0 8.6 6.0 2/ -3.4 2.6
Índice de paros no programados propios incremental (%) 3.7 5.0 1.8 2/ 1.3 3.2
Índice de Intensidad de Energía 135.6 133.5 126.02/ - 2.1 7.5
45
Indicadores operativos del SNR, enero-mayo
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46
425 536
742 683
1,167 1,219
2011 2012
Proceso de crudo (Mbd)
Pesado Ligero
Variación:52 MBD
20.0
20.5
21.0
21.5
22.0
22.5
04 05 06 07 08 09 10 11 12
Densidad API del crudo Maya entregado a PR
050
100150200250300350400
07 08 1009 11 12
Contenido de sal del crudo Maya entregado a PR, (lb/Mb)
Especificación 50 lb/Mb
Nota: En 2008 se presentaron contenidos de sal de hasta 1,500 lb/Mb.* enero-mayo
Proceso y calidad de crudo, enero-mayo, 2011-2012
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(miles de barriles día)
47
1,1841,167
1,227
1,316
1,162 1,168 1,158
1,179
1,194
1,260
1,224
1,291
2010 2011 2012 I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM Meta
2011 2012
POT III1,242
1
1 Primer semestre: enero – mayo real, valor a junio mejor estimado.
Proceso de crudo, enero-mayo 2010-2012
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48
397425
12219
29
Combustóleo
Elaboración de petrolíferos del crudo
428
Transferencias
Del crudo
Componentes de importación
313 283
332 361
397 425
144 175
1,186
Otros1
Destilados intermedios
Gasolinas
2011
786729
Variación:59MBD
Variación:29 MBD
2012
1,244
456
2011 2012
1 Incluye gas seco, gas licuado del crudo, lubricantes, aceite cíclico ligero, asfalto, coque, lubricantes y parafinas.
Producción Total de gasolinas
Elaboración de productos, enero-mayo, 2012 Vs 2011
(miles de barriles día)
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49
746718
801
890
736712 711 714 777
825 826
859
2010 2011 2012 I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM Meta2
1 Elaboración del crudo, no incluye transferencias.
2011 2012
POT III822
2 Primer semestre: enero – mayo real y junio mejor estimado.
Elaboración de destilados1, 2010-2012
(miles de barriles día)
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(miles de barriles diarios)Rendimiento de productos: 2010-2012, enero-mayo
61.647.7
61.6
14.2 16.6
26.8 23.2
28.5 29.6
34.5 34.9
2011 2012
Combustóleo
Destiladosintermedios
Gasolinas1/
Rendimientos de productos (%)
1 No incluye transferencias ni componentes de importación.2 Incluye gas seco, gas licuado del crudo, asfaltos, coque, lubricantes, parafinas, aceite cíclico ligero y petroquímicos.
Otros2/
103.5 104.3
62.4 64.5
61.647.7
61.6
3/ Rendimientos del crudo
79.3 69.9
47.758.8 63.3 60.6 62.4
77.4 73.762.8 59.0 61.7
58.164.5
Cad Mad Min Sal Scr Tul SNR
2011
2012
Rendimientos del crudo %Gasolinas y Destilados Intermedios3/ en Refinerías
• El rendimiento de destilados enero mayo 2012mejoró en 2.1 puntos porcentuales respecto alregistrado en 2011.
• En la comparación 2012 versus 2011 destaca:Minatitlán por inicio de operaciones de lasplantas nuevas del proyecto de reconfiguración.
• Las refinerías del centro del país vieron afectadosu desempeño por la demanda de residuales.
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(Porcentaje)
51
63.061.6
65.3
67.6
63.4
60.9 61.4 60.665.1
65.5
67.566.5
2010 2011 2012 I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM I TRIM II TRIM III TRIM IV TRIM Meta
1 No incluye transferencias ni componentes de importación2 Primer semestre: enero – mayo real y junio mejor estimado.
2
2011 2012
POT III66.1
Rendimiento de destilados1, 2010-2012
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1 Considera la capacidad de las nuevas plantas de Minatitlán, de manera proporcional a la fecha en que se inició su operación.2 Solomon, 2010. RSC III.
Coquizadora
Alquilación
Reformadora
Catalíticas
Hidro dest. Inter.
Hidro de naftas
Primarias
78.0
69.5
71.5
63.2
65.2
70.3
72.1
71.9
53.6
70.2
67.0
60.5
71.4
75.3
83.9
69.5
71.5
70.2
65.2
71.7
79.1
71.9
53.6
70.2
67.0
60.5
71.4
75.3
Diferencia2012 vs. 20111
3.8
0.3
3.2
1.3
15.9
12.0
Considerando la nueva capacidad en Minatitlán
Sin el efecto de nuevas plantas en Minatitlán
2011
2012 (ene-may)
4.7
(3.2)
(1.1)
(3.8)
1.3
15.9
6.1
4.7
Diferencia2012 vs. 20111
83.8
75.7
73.0
86.6
73.2
76.2
82.4
Referencia2
52
Ocupación de plantas de conversión, (%)
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Factores Clave de Éxito
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Factores Clave de Éxito
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1. Todo inicia con un firme compromiso y liderazgo.
2. Cooperación y coordinación efectiva.
3. Actitud positiva para el cambio.
4. Ejecución impecable de nuestros compromisos
“Hacer las cosas correctas, bien y a la primera”.
5. Evaluación continua y rendición de cuentas.
6. Ser parte de la solución y no del problema.
7. Tener el valor de imaginar un futuro brillante para Pemex.
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