REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA GERENCIA DE MANTENIMIENTO
OPTIMIZACIÓN COSTO/RIESGO EN LA GESTIÓN DE MANTENIMIENTO PARA ESTACIONES DE FLUJO DE LA INDUSTRIA PETROLERA
Trabajo Especial de Grado presentado para optar al Grado Académico de: MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO
Autor: Ing. José Luis Ruz Rincón Tutor: MSc. López Marín Luis Daniel
Maracaibo, junio de 2006
OPTIMIZACIÓN COSTO/RIESGO EN LA GESTIÓN DE MANTENIMIENTO PARA ESTACIONES DE FLUJO DE LA INDUSTRIA PETROLERA
OPTIMIZACIÓN COSTO/RIESGO EN LA GESTIÓN DE MANTENIMIENTO PARA ESTACIONES DE FLUJO DE LA INDUSTRIA PETROLERA
Autor: Ing. José Luis Ruz Rincón E-mail del autor:
[email protected]
Tutor MSc. López Marín Luis Daniel
Maracaibo, junio de 2006
APROBACIÓN Este jurado aprueba el trabajo de grado titulado “OPTIMIZACIÓN COSTO/RIESGO EN LA GESTIÓN DE MANTENIMIENTO PARA ESTACIONES DE FLUJO DE LA INDUSTRIA PETROLERA” que José Luis Ruz Rincón presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Artículo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al grado académica de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO
Coordinador del jurado Alberto Perozo C.I.: 3.118.734
Ana I. Rivas C.I. 4.152.755
Alfredo Navarro C.I. 5.831.185
Director de la División de Postgrado Cateryna Aiello Mazzari Maracaibo, junio de 2006
Apé péndice ces
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN...................................................................................... ABSTRACT..................................................................................... TABLA DE CONTENIDO................................................................ LISTA DE DE FIGURAS................................................................. LISTA DE TABLAS….....................................................................
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LISTA DE GRÁFICOS………………………………………………… CAPÍTULOS INTRODUCCIÓN……………………………………………………… I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA............................................ Objetivos de la investigación................................................ Objetivo general………………………………………..………. Objetivos específicos……………………………….…………. Justificación de la investigación............................................ Delimitación de la investigación............................................ II. MARCO TEÓRICO......................................................................... Antecedentes de la Investigación......................................... Bases teóricas…………………………………………………. Tierra Este Pesado (TEP)…………………………................. Estaciones de flujo………………………………………….… Equipo dinámico principal de una estación de flujo: sistema de bombeo……………………………………………. Extremo de líquido (fluid end)………………………………… Extremo de potencia (power end)……………………………. Componentes del fluid-end…………………………………… Componentes del power end…………………………………. Equipos estáticos auxiliares de una estación de flujo………
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Calentadores…………………………………………………… Separadores……………………………………………………. Depuradores de gas…………………………………………… Múltiples de producción……………………………………….. Tanques de almacenamiento………………………………….
26 26 28 28 29
1 4 6 6 7 7 8 9 9 14 14 17 19 21 21 22 23 25
Mantenimiento………………………………….………………. Propósitos del mantenimiento………………………………… Tipos de mantenimiento………………………………………. Mantenimiento correctivo……………………………………… Mantenimiento proactivo………………………………………. Tribología/prolongación……………………………………….. Predictivo………………………………………………………..
30 30 31 31 32 32 32
Preventivo………………………………………………………. Evolución del mantenimiento…………………………………. Mantenimiento Clase Mundial………………………………… Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad……………….. Funciones……………………………………………………….. Fallas funcionales……………………………………………… Modos de fallas………………………………………………… Efectos de fallas………………………………………………... Consecuencias de las fallas………………………………….. Acciones de Mantenimiento…………………………………... Evaluación de la factibilidad de las tareas de mantenimiento………………………………………………….. Análisis de criticidad…………………………………………… Metodología para aplicar un Análisis de Criticidad………… Metodología Optimización Costo/Riesgo (OCR)…………… Riesgo…………………………………………………………… Costos del riesgo………………………………………………. Producción diferida…………………………………………….. Costos del mantenimiento…………………………………….. Costos directos…………………………………………………. Costos indirectos……………………………………………….
33 34 36 37 39 39 40 40 41 43
Costos de actividades especiales……………………………. Costos totales…………………………………………………... Relación Costo/Riesgo………………………………………… Frecuencia óptima de mantenimiento……………………….. Beneficios del método OCR…………………………………...
54 55 55 57 58
45 46 47 50 51 52 53 53 53 54
Equipo de trabajo………………………………………………. Términos básicos……………………………………………… MARCO METODOLÓGICO…….................................................... Tipo de investigación……………………………………….…. Diseño de la investigación………………………….…………. Fuentes de información……………………………………….. Unidades de análisis…………………………………………...
58 60 63 63 63 64 65
Técnicas de recolección de datos……………………………. Procedimiento de Investigación………………………………. IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS........................................................ Características de la gestión de mantenimiento aplicada a estaciones de flujo de la UE TEP BA……………………...... Proceso análisis de modos y efectos de fallas (AMEF)….... Definición de la función del componente crítico (bombas reciprocantes duplex)………………………………………….. Modos de fallas……………………………………………….... Análisis de modos y efectos de fallas (AMEF) para los componentes de las bombas……………………………........ Subsistema: Bielas…………………………………………...... Subsistema: Correas………………………………………….. Subsistema: Crucetas…………………………………………. Subsistema: Engranajes………………………………………. Subsistema: Empaquetaduras……………………………….. Subsistema: Prensa estopas…………...…………………….. Subsistema: Línea de descarga……………………………… Subsistema: Piñones………………………………………….. Subsistema: Línea de succión………………………………... Subsistema: Válvulas…………………………………………..
66 66 69
Subsistema: Pistón…………………………………………….. Subsistema: Lubricantes……………………………………… Jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras…………………………………….. Aplicación del método OCR a una estación de flujo………..
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III.
69 73 73 73 75 75 76 76 77 78 79 80 80 81 81
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Evaluación de los resultados obtenidos en la prueba piloto del método OCR……………………………………………….. Beneficios de la aplicación del método OCR para la gestión del mantenimiento en estaciones de flujo de la industria petrolera……………………………………………… CONCLUSIONES.......................................................................... RECOMENDACIONES................................................................... REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS............................................... APÉNDICES…………………………………………………………… A Árbol lógico de decisión…………………………….……. B AMEF de los componentes de la bomba reciprocante.. C Costos del riesgo (producción diferida) asociados con las fallas en bombas en las estaciones de flujo analizadas…………………………………………………..
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92 95 100 103 106 106 107
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LISTA DE FIGURAS
FIGURAS 1. 2. 3.
4.
Aportes de los antecedente del actual estudio………………….. Aspectos a tratar en las bases teóricas………………………….. Campos que conforman la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, señalando el campo Bachaquero, escenario específico de la investigación……………………………………...
Representación gráfica de una estación de flujo mostrando la interacción de sus equipos………………………………………… 5. Conjunto de bombas reciprocantes duplex……………………… 6. Evolución del mantenimiento a nivel mundial ………………...... 7. Flujograma de aplicación del MCC……………………………….. 8. Diagrama de decisión de Huggett (1998)………………………... 9. Dos vías para el cálculo del riesgo……………………………….. 10. Curva Costo/Riesgo, mostrando la frecuencia óptima…………. 11. Diagrama causa-efecto para bombas reciprocantes duplex instaladas en estaciones de flujo en tierra……………………….
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16 17 20 35 38 44 52 57 74
LISTA DE TABLAS
TABLAS 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Equipos dinámicos y estáticos instalados en una estación de flujo (lago o tierra)………………………………………………….. Funciones de los equipos principales de una estación de flujo.. Guía para el análisis de criticidad………………………………… Población referencial e integrantes del equipo de trabajo……...
Unidades de análisis: estaciones de flujo y equipos instalados. Comportamiento mensual de las fallas en equipos instalados en la población de estaciones de flujo que fueron analizadas… 7. Fallas mensuales de equipos en la población de estaciones analizadas…………………………………………………………… 8. Frecuencia de fallas en bombas y nivel de producción de las estaciones de flujo que actuaron como unidades de análisis (enero-agosto, 2005)……………………………………………….. 9. Ponderación de la frecuencia de fallas y el nivel de producción petrolera, para el cálculo de la criticidad según la guía de criticidad ……………………...……………………………………... 10. Jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras………………………………………….
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LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICOS 1. 2.
Tendencia de fallas mensuales en estaciones de flujo en tierra Curva OCR para la determinación de la frecuencia óptima de mantenimiento……………………………………………………….
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José Luis Ruz Rincón. OPTIMIZACIÓN COSTO/RIESGO EN LA GESTIÓN DE
MANTENIMIENTO PARA ESTACIONES DE FLUJO DE LA INDUSTRIA PETROLERA (2006). Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Magíster Scientiarum en Gerencia de Mantenimiento. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: MsC. López Marín Luis Daniel.
RESUMEN
Se realizó un proyecto con el propósito de desarrollar el modelo de Optimización Costo Riesgo (OCR) como herramienta para mejorar la gestión de mantenimiento de la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado (UE TEP) de PDVSA Occidente, a través de la jerarquización de las instalaciones con mayores oportunidades de mejoras de acuerdo con el impacto en el negocio; además de la caracterización del mantenimiento actual desde el punto de vista de las actividades, costos y riesgos, con el propósito de aplicar el método OCR, evaluando los resultados obtenidos y describiendo los beneficios de su aplicación. Metodológicamente se trató de una investigación descriptiva, de campo, con un diseño no experimental y longitudinal, que utilizó como fuentes de información a personal experto; mientras que las unidades de análisis fueron diez (10) estaciones de flujo de máxima criticidad y sus elementos: bombas, separadores, calentadores, tanques y múltiples de producción. Como parte de los resultados se obtuvo la jerarquización de las estaciones de flujo críticas en cuyo grupo destacó la EF-CC-10; además se encontró que las bombas reciprocantes duplex son los elementos con más fallas (elemento crítico), eventualmente pueden provocar producción diferida equivalente a unos 5 millardos de Bs. anuales (2.395.934 $ a un cambio oficial de 2.150 Bs. por dólar americano). Por otra parte, mediante la metodología OCR se determinó el intervalo de tiempo óptimo para realizar las acciones de mantenimiento basado en condición: 75 días (cada 2 ½ meses). Se concluyó que mediante la aplicación del OCR se crean condiciones para maximizar las ganancias de la empresa, optimizar la toma de decisiones de mantenimiento, favorecer la producción, la seguridad humana, la calidad y el cumplimiento de aspectos legales; sin dejar de mencionar la repercusión positiva en la imagen empresarial, en cuanto a calidad, rendimiento, eficiencia y confiabilidad de sus operaciones. Aparte de un beneficio económico que puede superar los 2 millones de dólares anuales, con base a los estimados obtenidos mediante esta investigación.
Palabras clave: Optimización Costo Riesgo (OCR), estaciones de flujo, mantenimiento, industria petrolera.
E-mail del autor:
[email protected].
José Luis Ruz Rincón. COST/RISK OPTIMISATION (C/RO) IN THE MANAGEMENT
OF MAINTENANCE FOR STATIONS OF FLOW OF THE OIL INDUSTRY (2005). Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Magíster Scientiarum en Gerencia de Mantenimiento. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: MsC. López Marín Luis Daniel.
ABSTRACT
A project was made in order to develop the model of Cost/Risk Optimisation (C/RO) like tool to improve the management of maintenance of the Unit of Operation Tierra Este Pesado of PDVSA Occidente, through the hierarchial structuring of the facilities with greater opportunities of improvements in agreement with the impact in the business; in addition to the characterization of the present maintenance from the point of view of the activities, costs and risks, in order to apply to method C/RO, evaluating the obtained results and describing the benefits of its application. Methodologically one was a descriptive investigation, of field, with a nonexperimental and longitudinal design, that personnel used like expert; whereas the analysis units were 9 stations of flow and its elements: pumps, separators, heaters, tanks and manifold of production. As it leaves from the results obtained the hierarchial structuring of the flow stations critics in whose group it emphasized the EF-CC-10; in addition one was that the reciprocating pumps duplex are the elements with more faults (critical element), possibly can cause production deferred equivalent to about 5 millardos from Bs. annual (2.395.934 $). On the other hand, by means of methodology OCR the optimal time interval was determined to conduct the battles of maintenance based on condition: 75 days (each 2 ½ months). One concluded that by means of the application of the OCR conditions are created to maximize the gains of the company, to optimize the decision making of maintenance, to favor the production, the human security, the quality and the fulfillment of legal aspects; without letting mention the positive repercussion in the enterprise image, as far as quality, yield, efficiency and trustworthiness of its operations. Aside from an economic benefit that can surpass the 2 million annual dollars, with base to the obtained considered ones by means of this investigation.
Key words: Cost/Risk Optimisation (C/RO), stations of flow, maintenance. E-mail:
[email protected].
CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En el contexto mundial, la globalización ha impulsado a las empresas a un proceso de reestructuración en las políticas internas orientadas hacia la creación de ventajas competitivas que les permitan diferenciarse de las demás unidades productoras del mismo sector, diseñando e implantando programas de mejoramiento en sus procesos operativos, disminuyendo los costos e incrementando los niveles de producción y confiabilidad de los productos y servicios ofrecidos.
Para tal efecto, las empresas están adoptando los últimos métodos de Mantenimiento Clase Mundial disponibles en el mercado. Como es sabido, se utilizan equipos y maquinarias que funcionan sin detenerse, representando una exigente faena, que además debe ser segura y confiable, tanto para las personas, como para los equipos, instalaciones y medio ambiente. De allí la necesidad de un mantenimiento orientado a la confiabilidad de los activos, evitando fallas que repercutan en la disponibilidad de los mismos.
Como resultado, las empresas hoy en día han aprendido que para ser líderes en materia de confiabilidad y productividad, deben trabajar en la creación de una cultura de solución de problemas y optimización de procesos, con énfasis en aquellos que presenten mayor impacto en el negocio.
En ese contexto, es pertinente la metodología del Mantenimiento Clase Mundial llamada Optimización Costo/Riesgo (OCR), ya que a través de ésta se determina un
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intervalo óptimo para realizar una actividad de mantenimiento, pretendiendo que las acciones se realicen a un menor costo, pero sin poner en riesgo la confiabilidad de los equipos, la calidad del producto y el cumplimiento de las normas y procedimientos involucrados (Woohouse, 2000).
Dentro del contexto planteado, la industria petrolera venezolana representada por Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima (PDVSA), específicamente la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, área de explotación Occidente, campo Bachaquero (UE TEP BA), ubicada en el área de exploración Occidente, se encuentra en la búsqueda de mejoras en la rentabilidad de sus procesos y aumento en la disponibilidad y confiabilidad de sus sistemas de producción petrolera.
Es de hacer notar que entre los equipos instalados en cualquier estación de flujo de TEP BA, se encuentran los equipos dinámicos (tales como las bombas) y los equipos estáticos (separadores, calentadores, tanques, múltiples de producción, entre otros). En tal escenario, la problemática se hace evidente con fallas en cada uno de éstos, especialmente en las bombas reciprocantes duplex, lo cual fue detectado mediante un trabajo de campo preliminar efectuado por el autor de esta investigación.
Por otra parte, la sintomatología se ha venido manifestando con un bajo desempeño operacional, afectando en algunos casos a la producción petrolera. Así, las bombas reciprocantes duplex encargadas de transferir el crudo a través del sistema de recolección (oleoducto) al patio de tanques o terminal de almacenaje, vienen presentando un incremento de fallas en algunos de sus componentes, tales como: bielas, correas, crucetas, empaquetaduras, engranajes, prensa estopas, piñones, válvulas, pistón y otros.
Cabe destacar que, el comportamiento de fallas en las bombas reciprocantes duplex ha sido tan significativo, que éstas se han convertido en el elemento crítico de
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las estaciones de flujo. Adicionalmente, cada bomba es capaz de generar una pérdida por producción diferida de petróleo que, en promedio, puede alcanzar los 166 millones de bolívares en cada estación, con un equivalente expresado en dólares de 77.288 $ (CADIVI, 2006), cantidad calculada a través de este estudio.
Como consecuencia, se producen pérdidas económicas para la industria y altos costos de mantenimiento. En tal escenario, las actividades de mantenimiento óptimas deben obtenerse a través de la aplicación de las herramientas del Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC). Entre éstas se encuentra el Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) el cual permite indagar sobre las fallas y sus consecuencias, facilitando la decisión sobre las áreas en las cuales el mantenimiento se deberá llevar a cabo.
En este marco, el propósito de la actual investigación es aplicar la metodología Optimización Costo/Riesgo (OCR) para determinar cuál es el intervalo óptimo de ejecución de tales acciones de mantenimiento, ya sea a condición, o realizando reacondicionamiento o sustituciones cíclicas de alguno de los componentes de las bombas reciprocantes duplex (elemento crítico) instaladas en las estaciones de flujo de la industria petrolera, aumentado así la disponibilidad y la confiabilidad de las mismas. La situación descrita ha generado una inquietud del autor del presente estudio, la cual se fundamentó mediante la siguiente interrogante: ¿Es el modelo Optimización Costo/Riesgo (OCR) una herramienta para mejorar la gestión de mantenimiento de las facilidades de producción pertenecientes a estaciones de flujo de la industria petrolera?
Objetivos de la investigación Objetivo general
Aplicar el modelo Optimización Costo/Riesgo (OCR) como herramienta para mejorar la gestión de mantenimiento de las facilidades de producción pertenecientes a estaciones de flujo de la industria petrolera.
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Objetivos específicos
1. Caracterizar la gestión de mantenimiento aplicada a las estaciones de flujo de la Unidad Explotación Tierra Este Pesado Bachaquero (UE TEP BA).
2. Jerarquizar las estaciones de flujo de la UE TEP BA, pertenecientes a PDVSA Occidente con mayores oportunidades de mejoras de acuerdo con el impacto en el negocio.
3. Aplicar el método Optimización Costo/Riesgo (OCR) a una estación de flujo.
4. Evaluar los resultados obtenidos al aplicar el método OCR.
5. Determinar los beneficios de la aplicación del método OCR para la gestión del mantenimiento en estaciones de flujo de la industria petrolera.
Justificación de la investigación
La justificación práctica está orientada al impacto positivo de la metodología OCR en diferentes áreas, tales como: seguridad, higiene y ambiente, producción, inversión, costos de operación, mantenimiento, entre otros. Por otra parte, la herramienta OCR tiene como propósito comparar el riesgo de una situación, mediante la determinación del gasto neto que reportaría esa situación, versus la inversión que habría que realizar para solucionarla, dando respuestas a diversas inquietudes entre las cuales se encuentran: ¿se obtiene alguna ganancia sí se ejecutan ciertas acciones de mantenimiento?, ¿es rentable esa ganancia en función de la inversión que se debe hacer?, entre otras interrogantes similares.
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De igual modo, la relevancia práctica se fundamenta en la capacidad de la metodología OCR para determinar un intervalo óptimo en el cual se realice una actividad de mantenimiento en el punto mínimo de una curva de costo total (costo mantenimiento más costo del riesgo), garantizando que las actividades de mantenimiento se lleven a cabo a un menor costo, pero sin poner en riesgo la confiabilidad de los equipos, la calidad del producto y el cumplimiento de las normas y procedimientos involucrados. Adicionalmente, la metodología OCR busca como beneficio la disminución de pérdidas por producción diferida, mayor vida útil de los equipos, menos costos de mantenimiento correctivo y aumento de la seguridad y protección del entorno.
En cuanto a la justificación teórica, se debe aclarar que es un método que apenas comienza a utilizarse en Venezuela, lo cual amerita una revisión documental, permitiendo proyectar su utilización en los procesos de mantenimiento de cualquier empresa. Por otra parte, la investigación tiene un beneficio incuestionable, pues se trata de un estudio del tipo descriptivo, lo cual implica que sus resultados pueden ser aplicados en otros escenarios similares dentro del ámbito de las instalaciones de la industria petrolera.
Delimitación de la investigación
Espacialmente, el estudio se llevó a cabo en PDVSA Occidente, Unidad de Explotación
Tierra
Este
Pesado
(UE
TEP),
organización
de
Infraestructura,
específicamente en diez (10) estaciones de flujo del campo de explotación Bachaquero, ubicadas en la parte norte de la unidad: CC-9, CC-10, DD-9, DD-10, EE-9, FF-9, FF-10, GG-7, GG-8, GG-9. Temporalmente, el lapso de elaboración del estudio fue de septiembre de 2005 a abril de 2006.
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
Este capítulo abarca una serie de elementos conceptuales referidos al problema de investigación, sirviendo de apoyo y sustentación teórica al mismo. Al respecto, se tiene por objeto aplicar la metodología Optimización Costo/Riesgo (OCR) como herramienta para mejorar la gestión de mantenimiento de los equipos de producción de estaciones de flujo; por lo tanto se desarrollarán los aspectos asociados con esta metodología.
ANTECEDENTES
A continuación se presentan los trabajados de investigación relacionados con los objetivos del estudio, lo cual permitió realizar una revisión documental sobre lo encontrado por otros autores y conocer el nivel de desarrollo de los diferentes aspectos tratados.
Directamente asociado con la investigación, Díaz y García (2001), llevaron a cabo el trabajo de grado “Plataforma de análisis para utilizar la frecuencia de inspección electromagnética en el oleoducto Ulé Amuay, basado en un análisis de costo/riesgo”. El propósito de este estudio fue generar una plataforma de análisis para optimizar la frecuencia de inspección electromagnética basada en el modelo de decisión costo/riesgo, que permitió determinar el nivel óptimo de riesgo y la cantidad adecuada de inspecciones para los oleoductos Ulé Amuay, encontrando que la oportunidad de aplicación de esta herramienta es muy elevada y de gran impacto.
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Las bases conceptuales de este trabajo fueron la teoría de la interferencia esfuerzo-resistencia según Charles, Ebding (1997), la estimación de la confiabilidad basada en la condición de Yánez y Medardo (2000) y el modelo de decisión CostoRiesgo según Woodhouse (1993). El estudio se realizó a través de una investigación tipo descriptiva, con una población integrada por los defectos de corrosión externa detectados en la inspección electromagnética de 1995-1996 en el oleoducto Ulé Amuay línea 1, basándose en los datos técnicos y de condición obtenidos de la inspección y de las validaciones de campo.
Para soportar la metodología, toda la información recolectada fue tabulada, ordenada y sometida a técnicas matemáticas y estadísticas con el soporte de softwares tales como Excel, Rare y Mathead; así como la aplicación de Mathconnex para la construcción del software que integra bases de datos, algoritmo y resultados. El intervalo óptimo de frecuencia de inspección fue estimado en base a los datos obtenidos de validaciones de campo y sustentados en la inspección electromagnética, logrando gran dispersión en los valores estimados: 7 años óptimo, 3 años para pesimista y un conservador de 8 años. Vinculado con la línea de investigación, Berruta (2001) llevó a cabo el estudio denominado “Diseño de Políticas de Mantenimiento para las Bombas de Pozos de Agua Aplicando el Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad” (MCC). El objetivo principal de este programa fue el control y coordinación de todas las actividades planteadas de forma preventiva utilizando el MCC, con el fin de reducir los costos y aumentar la capacidad de operación de los equipos mecánicos y eléctricos de los pozos de agua, lo cual hará posible el aumento de la vida útil de los mismos.
Cabe destacar que, en este trabajo se aplicó un método descriptivo, facilitando el análisis para la elaboración de un programa de mantenimiento, con base al registro de fallas de los equipos. De igual modo, una alternativa para identificar las actividades de mantenimiento y determinar sus características lo constituyó la implementación y aplicación del MCC.
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En esta investigación se utilizó el Análisis de Modos y Efectos de Fallas, con el cual se estudió el comportamiento y funciones de las bombas, mediante reuniones con el equipo natural de trabajo conformado por especialistas en el sistema estudiado. Luego se procedió a tabular los datos obtenidos y a determinar las tareas de mantenimiento, estableciéndose el intervalo de tiempo y el especialista que ejecutará dicha actividad. Asimismo, se identificaron las tareas preventivas y predictivas que a diferencia de las anteriores políticas establecían un mantenimiento netamente correctivo.
Aunado con lo expuesto, Chirinos (2002) realizó el trabajo de grado denominado “Programa de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad para los Equipos del Subsistema de Bombeo de la Estación de Flujo LL-68 de PDVSA Occidente”. Se realizó el estudio y análisis de la información recolectada a través de un diseño de campo no experimental en el departamento de mantenimiento mayor de PDVSA Occidente, Distrito Tía Juana, para realizar los análisis funcionales y verificar los modos y efectos de las fallas en las bombas.
Al ejecutar tales análisis, se encontró que la programación del sistema de arranque y paro de las bombas no era el más adecuado, debido a que estaba causando un desgaste progresivo en las mismas.
Parte de las recomendaciones fue reprogramar el mantenimiento del sistema de bombeo; destacando que, los análisis funcionales y los modos y efectos de fallas fueron colocados en la hoja de trabajo para obtener un mejor entendimiento y velocidad de respuesta por parte del mantenedor y cumplir con los objetivos de la investigación.
Además, se recomendó que, el programa de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC) de los equipos de la EF-LL-68 debe ser objeto de revisión y
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análisis cada vez que se realice alguna modificación de la función del subsistema de bombeo.
Como complemento, Oliveros (2002) realizó el estudio denominado “Propuesta de una Política de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad para los Equipos que hacen Servicio a Pozos de Subsuelos de la Empresa Servicios Ojeda C.A”. Este trabajo tuvo como objetivo fundamental disminuir los costos de mantenimiento y dar una mayor disponibilidad a los sistemas. Se concluyó que era necesario aplicar la metodología Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC), la cual permitirá aumentar la vida útil en condiciones confiables. El tipo de investigación fue descriptiva, ya que se describieron las fallas para la elaboración de las soluciones. La recopilación estuvo conformada por observación directa, entrevistas no estructuradas y métodos descriptivos.
Se utilizó el Análisis de Modos y Efectos de Fallas con el cual se estudió el comportamiento y funciones de los equipos, mediante reuniones con el equipo natural de trabajo; el cual estuvo conformado por especialistas en el sistema estudiado. Luego se procedió a tabular dichos datos, determinando así las tareas de mantenimiento. Además de hacer una planificación del mantenimiento preventivo y predictivo, se sugirió mantener un almacén de repuestos mínimo y las herramientas necesarias para realizar las actividades del MCC.
Durán (2004), realizó el trabajo de grado “Definición de la frecuencia óptima de reemplazo de las líneas sub-lacustres de la Unidad de Explotación La Salina PDVSA, basada en el Costo de Ciclo de Vida”. En efecto, mediante el análisis Costo de Ciclo de Vida, se establecieron criterios que garantizan la menor incidencia de reemplazos injustificados, disminución de impactos, mayor productividad y por ende mayor confiabilidad operacional de los procesos productivos. Es decir, la optimización de recursos y mejoramiento de las inversiones, con lo cual la empresa tendrá la facilidad de planificar y programar las acciones de mantenimiento para dichos sistemas.
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El estudio se basó en una investigación de tipo descriptiva, de diseño no experimental y transversal; cuyos instrumentos de recolección de datos fueron la documentación histórica, las entrevistas no estructuradas y los textos. La población fue de 150 líneas de la Unidad de Explotación La Salina a la cual se le aplicó un Análisis de Criticidad para establecer la muestra de quince (15) líneas, tomándose una de ellas (UD191) para el estudio Costo Ciclo de Vida (CCV). Los resultados indicaron las causas de fallas, la etapa de la vida útil que tiene el activo y el tiempo óptimo de reemplazo.
La figura 1 resume los aportes de cada antecedente.
Figura 1. Aportes de los antecedente del actual estudio. Fuente: Ruz (2006).
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BASES TEÓRICAS
Las bases teóricas son la construcción o sustentación de una investigación. En ella se exponen los distintos enfoques que servirán para basar el análisis de los resultados. Al respecto, la figura 2 esquematiza los aspectos que serán desarrollados, con el propósito de facilitar la comprensión y el análisis de los resultados obtenidos: descripción del escenario de estudio; es decir, de la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado y como parte de la misma se describirán las estaciones de flujo, conjuntamente con sus unidades de análisis o equipos, los cuales se dividen en dinámicos y estáticos.
Entre los dinámicos están las bombas reciprocantes encargadas de bombear el crudo extraído; mientras que entre los estáticos se ubican los calentadores, separadores, depuradores, múltiples de producción y tanques de almacenamiento. A estos equipos se les debe aplicar un plan de mantenimiento que aparte de ser preventivo, deberá ser parte de las innovadoras estrategias de Mantenimiento Clase Mundial, tales como Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad, Análisis de Criticidad y Optimización Costo/Riesgo, objeto principal de esta investigación.
Tierra Este Pesado (TEP)
Internamente PDVSA Occidente está dividida en tres (3) grandes unidades de negocio: Distrito Tía Juana, Lagunillas y Maracaibo; no obstante, esta investigación se ubicó en la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, perteneciente al Distrito Tía Juana. Cabe destacar que, la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado está ubicada dentro del Campo Costanero Bolívar, localizado al noroeste de Venezuela y constituye una de las áreas con más acumulaciones de crudos pesados en el mundo. Abarca 551 Km2 de superficie y se encuentra dividida en tres (3) campos denominados: Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero (figura 3), los cuales se extienden paralelamente en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo (García, 2004).
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Figura 2. Aspectos a tratar en las bases teóricas. Fuente: Ruz (2006).
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Figura 3. Campos que conforman la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, señalando el campo Bachaquero, escenario específico de la investigación. Fuente: PDVSA (2006).
Como su nombre lo indica, se trata de crudo pesado, el cual requiere estimulación a través de vapor. Su capacidad es de 160 mil barriles diarios (MBD), con un potencial de 167 mil barriles/día. El centro de operaciones está ubicado en tierra. Produce las segregaciones Tía Juana Mediano Tierra (TJM), Tía Juana Pesado (TJP), Laguna, Bachaquero Tierra y Lagunillas. Específicamente, esta investigación se llevó cabo en el campo Bachaquero, la cual tiene 648 pozos y un promedio estimada de 11 MBND (Miles de Barriles Netos por Día).
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Estaciones de flujo
Una estación de flujo cumple una función fundamental en las operaciones de producción, consta de un conjunto de equipos interrelacionados, los cuales reciben la producción de petróleo proveniente de los pozos a su alrededor, luego separa las distintas fases del fluido, mide, almacena temporalmente el crudo desgasificado y finalmente hace la distribución de los fluidos (petróleo, gas y agua), cada uno a su próximo destino dentro del sistema productivo general. Específicamente, la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado de PDVSA Occidente tiene un total de 174 estaciones de flujo. En este contexto, la figura 4 ilustra el funcionamiento de las estaciones de flujo en tierra o lago.
Figura 4. Representación gráfica de una estación de flujo mostrando la interacción de sus equipos. Fuente: PDVSA (2006).
Cabe destacar que los productos de una estación de flujo, fluyen a través de las tuberías de producción hacia un cabezal de convergencia o múltiple de producción (arreglo de tuberías, válvulas y accesorios), el cual distribuye al petróleo y al gas, a los separadores (de separación y de medida), por medio de un sistema de tuberías internas, siendo luego el crudo succionado por el sistema de bombas y transferido a
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través del respectivo sistema de recolección de crudo (oleoducto) al patio de tanques o terminal de almacenaje. Por otra parte, el gas sale por el tope de los separadores y va a los depuradores, donde es extraído el líquido remanente que pudiera transportar después del proceso de separación. El gas seco y limpio es enviado a través de un gasoducto hacia la planta compresora de la zona. En principio, los equipos presentes en una estación de flujo, tanto en tierra como en lago, se clasifican en equipos dinámicos y equipos estáticos, listados en la tabla 1.
Tabla 1. Equipos dinámicos y estáticos instalados en una estación de flujo (lago o tierra).
DINÁMICOS BOMBAS DE TRANSFERENCIAS (EQUIPOS DINÁMICOS)
PRINCIPALES
Bombas reciprocantes de doble acción marca Oil Well 612-P, dúplex, movidas por un motor de 100HP marca Metropolitan Vickers. Bombas reciprocantes de doble acción marca Oil Well A368-D, triplex movidas por un motor de 160HP marca Siemens. Bombas reciprocantes marca Gardner Denver, modelo FY-FS Dúplex.
ESTÁTICOS SISTEMA APAGA FUEGO
Equipos de extinción de CO 2. Sistema de pararrayos.
DINÁMICOS
MECÁNICOS
ELÉCTRICOS
AUXILIARES
INSTRUMENTACIÓN
Bombas de drenaje. Bombas de inyección de química. Bombas selenoides. Lubricadores. Controladores eléctricos. Alimentadores. Panel de arranque de bombas. Panel de control. Manómetros. Equipos de protección. Reguladores de gas. Controladores. Registradores. Válvulas de control.
ESTÁTICOS
Separadores. Depuradores. Tanques de almacenamiento. Líneas de flujo. Válvulas. Magnetroles eléctricos/controles de nivel. Múltiples de crudo y gas.
Fuente: PDVSA (2006).
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Equipo dinámico principal de una estación de flujo: sistema de bombeo
Según McNaughton (2000), el sistema de bombeo se encarga de succionar el crudo que se encuentra en los tanques de almacenamiento a través de los múltiples de succión, para luego ser descargado a través de los múltiples de descarga, siendo éste en donde convergen todas las tuberías de descarga de cada una de las bombas. Luego, se une al oleoducto que va a tierra (patio de tanques).
En cada estación de flujo, en promedio hay tres (3) bombas. Son de desplazamiento positivo, tipo reciprocante duplex (dos pistones), accionadas por motor eléctrico y provistas de transmisión por correas, cajas de engranajes, cuerpo de válvulas (succión y descarga) y válvula de seguridad. Los pistones están fabricados de cuerpo y anillos metálicos, lubricados por el mismo fluido de trabajo. La capacidad de bombeo puede variar entre 2500 y 8500 BPD, según el diseño.
Es de hacer notar que, la bomba reciprocante es una unidad de desplazamiento positivo; es decir, recibe un volumen fijo de líquido en condiciones casi de succión, lo comprime a la presión de descarga y lo expulsa por la boquilla de descarga durante el movimiento alternativo del pistón o émbolo a través de la distancia de la carrera. Las bombas reciprocantes se utilizan en numerosas aplicaciones que exceden la capacidad de las bombas centrífugas o rotatorias.
La bomba reciprocante no es cinética como la centrifuga y no requiere de velocidad para producir presión, pues se pueden obtener presiones altas a bajas velocidades, lo cual le permite trabajar con líquidos muy viscosos. La figura 5 muestra un conjunto de bombas reciprocantes duplex, utilizadas en las estaciones de flujo de la industria petrolera, tanto en lago como en tierra.
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Figura 5. Conjunto de bombas reciprocantes duplex. Fuente: Oil Well (2006).
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El cuerpo de las bombas reciprocantes está dividido en dos (2) partes, el extremo del líquido y el extremo de potencia (ver primera bomba de la figura 5), ambos definidos a continuación según (PDVSA CIED, 1999).
Extremo del líquido (fluid end)
Es la parte de la bomba donde se efectúa el bombeo. Los componentes comunes son el cilindro para líquido, el elemento de bombeo y las válvulas. El cilindro para el líquido es la pieza que retiene la presión en el extremo para líquido y es la parte más importante de la cámara de bombeo. Suele incluir o soportar a todos los demás componentes del extremo líquido. El elemento de bombeo (pistón, émbolo o diafragma) alterna hacia dentro y afuera de la cámara de bombeo para producir su acción. Cada cámara incluye, cuando menos, una válvula de succión y una de descarga. Son válvulas de retención que se abren por la presión diferencial del líquido.
Extremo de potencia (power end)
Es donde está instalado el propulsor. Su función es convertir el movimiento rotatorio de la máquina motriz en movimiento alternativo en el extremo para líquido. El componente principal del extremo de potencia es el bastidor que soporta todas las demás piezas motrices y por lo general el extremo de líquido. El segundo componente principal en el extremo de potencia es el cigüeñal o a veces un árbol de leva. Los cojinetes principales soportan el eje o árbol en el bastidor de potencia. La biela se impulsa con un codo o muñón del cigüeñal en un extremo e impulsa una cruceta en el otro, la cual sólo tiene movimiento alternativo y el cigüeñal sólo movimiento rotatorio y los conecta a la biela. La cruceta es similar en construcción y movimiento a un pistón en
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un motor de combustión interna, está montada en una biela corta o bieleta y el segundo extremo de ella está conectado en la biela del émbolo o del pistón.
Componentes del fluid-end
Válvulas y asientos de válvulas: existen ocho (8) válvulas, de las cuales cuatro
(4) son de succión y cuatro (4) son de descarga, cada una con su respectivo asiento, poseen forma de disco, fabricadas en una aleación de acero forjado, tratadas térmicamente para soportar altas presiones y poseer alta resistencia a la abrasión, la periferia de la válvula está recubierta de una goma sintética de alta resistencia al fluido de trabajo y detenerlo cuando sea necesario, esto lo logra cuando se cierran o abren dichas válvulas.
Pistón: por cada bomba existen dos (2) pistones, son de forma cilíndrica, el
cuerpo está diseñado de acero forjado cubierto de una goma de alta calidad, la cual posee una flexibilidad que permite ajustar perfectamente la camisa del pistón. Su función es la de desplazar el crudo hasta el múltiple de descarga.
Camisa del pistón: existe una camisa por cada pistón, son de forma cilíndrica, su
diámetro dependerá del diámetro del pistón y su longitud es de 12 pulgadas (longitud de la carrera), fabricadas de un acero especial forjado con grandes propiedades para ser tratado térmicamente. La camisa sirve como envoltura al pistón para lograr mover el fluido de trabajo con el volumen requerido y soportar las presiones existentes dentro de ellas.
Barra de fluido: existe una barra por cada pistón, conectadas un extremo con el
pistón y el otro extremo con la barra de extensión, son barras de diámetro 1 7/8
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pulgadas y de longitud 34 ¼ pulgadas. Son cromadas, de acero de alto contenido de carbono y baja aleación; clasificadas bajo la norma AISI-SAE 5140, con una dureza promedio de 30 RC. Su función es servir de conexión entre la transmisión interna del pistón con el objeto de proporcionar el movimiento lineal recíproco.
Empaque de la barra de fluido: se encuentra alrededor de la barra de fluido para
evitar la fuga del fluido de trabajo. Está fabricado de teflón, posee una sección transversal cuadrada, en la bomba se colocan aproximadamente de cinco (5) a seis (6) aros en la caja del prensa estopa.
Componentes del power end
Transmisión interna: es la principal parte de la bomba, ya que es donde se
convierte el movimiento rotativo en un movimiento lineal y recíproco. Los componentes que integran la transmisión interna son los definidos a continuación:
Barra de extensión: existe una barra por cada pistón, conectadas a la barra de
fluido por un extremo y a la cruceta por el otro extremo. Están fabricadas de acero de alto contenido de carbono, clasificadas bajo la norma AISI 4340. El diámetro es de 2
3/4
pulgadas y su longitud es de 18 5/16 pulgadas.
Crucetas: en este tipo de bombas existen dos (2) crucetas conectadas a cada
una de las barras de extensión y descansando sobre una bancada en la carcaza, a sus extremos superior e inferior poseen unas zapatas que permiten el deslizamiento de la misma con mayor facilidad. Están elaboradas de fundición gris.
Pasador o pin: existen dos (2) pines, uno para cada cruceta, los cuales sujetan al
mecanismo biela-cruceta. Está elaborado de un acero de alto contenido de carbono y clasificado según la norma AISI 4620.
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Buje: hay un buje para cada biela, es un rodamiento deslizante que tiene un
movimiento oscilatorio sobre el pasador que lo atraviesa. Está elaborado en bronce A240, con ranuras para su lubricación.
Biela: hay una biela para cada pistón, es la barra de conexión entre el
movimiento giratorio (cigüeña) y el movimiento lineal reciprocante (pasador-cruceta). En el extremo que va conectado a la cruceta se instala el buje y el otro extremo se ensambla a la cigüeña en el mecanismo cigüeña-biela. Está fabricado con una fundición gris.
Cigüeña: existe una cigüeña para cada pistón elaborada en fundición gris y
encargada de darle el movimiento giratorio a la biela.
Piñón: es el engranaje de menor diámetro en la transmisión, impulsado por el
motor eléctrico a través de una transmisión por cadenas; con 17 dientes helicoidales y un diámetro exterior de 194 mm. Fabricado en hierro fundido gris, clasificado bajo la norma ASTM A 48 clase 80 y con una dureza máxima en sus dientes de 89 Rockwell B.
Corona: es el engranaje de mayor diámetro en la transmisión, movida por el
piñón y ésta a su vez transmite el movimiento al resto del mecanismo. Posee 86 dientes helicoidales con un ángulo de hélice de 8º y un diámetro exterior de 882,6 mm. Está fabricado de hierro fundido gris, clasificado bajo la norma ASTM A 536 grado 80- 55-06. La dureza en sus dientes es aproximadamente de 94 Rockwell B (202 Brinell).
Eje de baja: existe un sólo eje de baja ubicado en el centro del cárter de la
transmisión. En el medio del eje se ensambla la corona (engrane principal), en sus extremos las cigüeñas. A éste van instalados dos (2) rodamientos cilíndricos cónicos.
Eje de alta: la transmisión posee un sólo eje de alta ubicado en su parte superior,
donde están ensamblados el piñón y dos (2) rodamientos de cilindros cónicos. El
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movimiento giratorio del eje de alta es transmitido a través de la transmisión externa, ya que en un extremo comparten el mismo eje.
Media luna: está encargado de sujetar la corona, posicionada a cada lado y
atornillada a la base de la bomba. En ellas se sujetan unos platos de retención que a su vez sostienen los rodamientos.
Platos de retención: son dos (2) aros de retención, ubicados a cada lado de la
corona, donde se ensamblan los rodamientos de empuje axial. Estos platos se atornillan a la media luna y a la bancada del cárter.
Transmisión externa: se le llama así a la transmisión por cadena que existe entre
el motor eléctrico y el eje de alta. Está conformada por la rueda motriz, la cadena y el piñón eléctrico, definidos a continuación.
Rueda motriz: es una rueda dentada (con 94 dientes rectos), ensamblada al eje
de alta y movida por el motor eléctrico a través de una cadena, lo que implica el movimiento del eje de alta y el resto de los mecanismos de la bomba.
Cadena: es una cadena del tipo silenciosa N° 812 Morse Type HY. Es el
elemento que une a la rueda motriz con el piñón del motor eléctrico.
Piñón del motor eléctrico: es una rueda dentada que posee 27 dientes rectos
ensamblada al rotor del motor.
Equipos estáticos auxiliares de una estación de flujo A continuación se explican las características más relevantes de los principales equipos estáticos instalados en una estación de flujo según PDVSA (2006).
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Calentadores
Son equipos usados para el calentamiento de crudos pesados con el objeto de disminuir su viscosidad y así facilitar su transporte, evitando presiones excesivas en la línea, con el consecuente ahorro en la capacidad del sistema de bombeo y energía consumida. También se usan cuando es requerido calor en el proceso de deshidratación. Estos equipos generalmente son necesarios sólo en estaciones ubicadas en tierra. Existen en promedio, dos (2) calentadores por estación, pueden ser de tipo “oleotubular” (tipo horno) o “pirotubular”, según el fluido que circule por dentro o fuera del tubo, respectivamente. Las capacidades de calentamiento son variables, según la capacidad hidráulica de la estación. Las temperaturas de trabajo son: (a) entrada de crudo: 100 °F y (b) salida de crudo: 180 °F.
Separadores
Constituyen los equipos fundamentales en el proceso de separación y pueden describirse como recipientes presurizables, diseñados para llevar a cabo la separación de las distintas fases de una mezcla fluida que ingresa en su interior. Todo separador debe ser capaz de separar en forma eficiente las tres (3) fases (gas, petróleo y agua) de la mezcla a procesar, a presiones bajas, medias y altas (dependiendo de las características de los pozos), durante una vida útil prolongada.
En promedio son cuatro (4) separadores por estación, dos (2) separadores de producción y dos (2) separadores de medida de una sola cámara, 36” de diámetro y 12,25 pies de altura; están provistos de válvula de seguridad, control automático, de nivel de líquido y registros de flujo y presión. La presión máxima de trabajo es 125 psig y la presión promedio de separación oscila entre 60 y 70 psig, la temperatura máxima de trabajo es de 140 °F.
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Según su función, los separadores se clasifican en:
Separadores de producción: reciben los fluidos provenientes de la línea general
del múltiple de producción.
Separadores de medida (prueba): poseen características e instrumentos
especiales que permiten medir la producción de un sólo pozo.
Las funciones principales de un separador bien diseñado son las siguientes:
Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente líquido
y vapor.
Refinar mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase
gaseosa, para evitar su arrastre con el gas de salida.
Liberar parte de la fracción de gas en solución que aún pueda permanecer en
la fase líquida.
Descargar separadamente las distintas fases evitando que puedan volver a
mezclarse. Existen varias razones para realizar la separación gas-líquido del fluido multifásico que llega a una estación de flujo, entre las cuales se encuentran las siguientes:
El crudo debe satisfacer las normas para su almacenamiento, refinación y
venta.
de gas.
La medición precisa de la tasa de producción requiere que el petróleo esté libre
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La presencia de gas en el líquido disminuye la capacidad de bombeo, la
eficiencia de las bombas, ya que dificulta el transporte del crudo a través del oleoducto.
Depuradores de gas
Son recipientes a presión que se utilizan básicamente para remover pequeñas cantidades de líquido de una mezcla predominantemente gaseosa proveniente de la batería de separación. Los depuradores son separadores no convencionales, que no poseen capacidad para hacer una separación gas/líquido eficiente, cuando los volúmenes de líquidos son muy altos. También es función de este recipiente recoger el líquido proveniente de cualquier mal funcionamiento de los separadores.
En forma estándar es uno (1) por estación. Son de una sola cámara, 30” de diámetro y 10 pies de altura. Están provistos de válvula de seguridad, control automático de nivel de líquido, carreras de medición y registros de flujo y presión para el gas combustible hacia los calentadores y el de aporte al sistema de gas. La presión máxima de trabajo es 125 psig y la presión promedio de 65 psig, la temperatura máxima de trabajo es de 80 °F.
Múltiples de producción
Los múltiples son un sistema de tuberías o arreglo de tubos y accesorios que permiten el transporte de fluidos de un punto a otro. Las tuberías funcionan como líneas de interconexión entre los equipos, con el fin de dar continuidad al proceso de separación. Por cada estación de flujo existen dos (2) juegos de arreglos de cabezales de producción y medida (prueba). Los cabezales de producción pueden ser de 8” o 12” Sch. 40, dependiendo del número y la producción de los pozos asociados a la estación.
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Tanques de almacenamiento
Son recipientes metálicos de forma cilíndrica que pueden ser identificados de acuerdo a su construcción (atornillados, remachados o soldados), y donde se almacena el crudo proveniente de los separadores de producción y prueba. Por lo general en las estaciones hay más de un tanque y están interconectados a través de una tubería.
Existen en promedio cuatro (4) tanques por estación, dos (2) de producción y dos (2) de medida. Están fabricados de láminas de acero al carbono de ¼” de espesor y pueden ser apernados o soldados tal como lo exige la norma PDVSA PI-11-01-01 (1987), su diseño es atmosférico o abierto debido a sus bajas presiones de trabajo y son provistos de bocas de visita, venteo, escala de medida externa y líneas de entrada superior y de salida inferior.
Las capacidades de almacenamiento son variables: 500, 750, 1500, 2000 y 3000 barriles. El nivel de fluido que no puede ser bombeado oscila entre 0,5 y un (1) metro. La tabla 2 resume las funciones de los equipos estáticos principales de una estación de flujo.
Tabla 2. Funciones de los equipos principales de una estación de flujo. Sección Función Separadores de producción Separadores de medida
Separa el crudo de gas, agua y sedimentos Evalúa la producción por pozo de petróleo y gas (prueba por pozo)
Tanques Bombas
Almacenan temporalmente el petróleo. Envían el petróleo a tierra (patio de tanques) Depuran de gas enviado a las plantas compresoras.
Depuradores de gas
Fuente: PDVSA (2006).
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Mantenimiento
El mantenimiento se lleva a cabo con el propósito de asegurar que cualquier equipo o activo mantenga su capacidad instalada disponible, desempeñando las funciones deseadas, asegurando el servicio de una empresa de manera continua, confiable, segura y compatible con el medio ambiente (Araujo, 2001).
Propósitos del mantenimiento
Las razones por las cuales se hace mantenimiento pueden ser resumidas en las siguientes categorías basadas en los beneficios logrados, según Durán (2003):
1. Prevenir o disminuir el riesgo de fallas:bajar la frecuencia de fallas y disminuir
sus consecuencias (incluyendo todas sus posibilidades), es una de las visiones básicas del mantenimiento y en muchas ocasiones es el único propósito de las estrategias de mantenimiento de algunas empresas, olvidándose de otros elementos de interés que a continuación se citan:
2. Recuperar el desempeño:con el uso de los equipos, el desempeño puede verse
disminuido. Acciones típicas para aumentar el desempeño incluyen cambios de filtros de gas, aceite, lavado de compresores, entre otros.
3. Aumentar la vida útil: la vida útil de algunos equipos se ve seriamente afectada
por la frecuencia y calidad del mantenimiento.
4. Diferir inversiones: cuando se realizan adecuados mantenimientos se pueden diferir grandes inversiones, como por ejemplo reconstrucciones mayores de equipos.
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5. Seguridad, ambiente y aspectos legales:muchas tareas de mantenimiento están
dirigidas a disminuir ciertos problemas que puedan conducir a responsabilidades legales, relativas al medio ambiente y a la seguridad.
6. Imagen: la imagen pública, aspectos estéticos de la infraestructura y equipos, la
moral de los trabajadores, entre otros, son factores importantes a la hora de elegir tareas y planes de mantenimiento.
7. Confiabilidad operacional: la confiabilidad es un indicador que describe la probabilidad de que un equipo, sistema o proceso, cumpla una misión específica bajo condiciones de uso determinadas en un período definido, la cual debe ser preservada a través del mantenimiento.
Tipos de mantenimiento
A continuación se presentan los tipos de mantenimientos tradicionales: correctivos y proactivos.
Mantenimiento correctivo
El mantenimiento correctivo común significa el acto de rectificar un equipo a su nivel normal. Al respecto, Araujo (1996) afirma lo siguiente: El mantenimiento correctivo es aquel que se efectúa en el mismo momento en el cual ocurre la falla, por ende no es programable. Además, es el conjunto de acciones que se realiza a un equipo cuando falla, es aplicable a todo el equipo o parte de él, en el cual una falla no tenga consecuencias mayores y no ofrezca riesgo a la seguridad de sus operarios o de contaminación ambiental (p. 29).
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Entre sus ventajas se encuentra el poco almacén de repuestos; no obstante, sus desventajas son numerosas, entre ellas el mayor requerimiento de personal de reparación, costos y tiempo de reparación mayores, disminución en la producción, el equipo puede sufrir daños irreparables, entre otros.
Mantenimiento proactivo
A continuación se hace un resumen de los aspectos más destacados del mantenimiento proactivo: tribología/prolongación, predictivos y preventivos, según Huggett (1998).
Tribología/prolongación
Las actividades de este tipo están diseñadas para prolongar la vida útil del equipo. Incluye la lubricación, el servicio, la pintura y los ajustes (como la rotación y el balanceo de un neumático de un automóvil).
Predictivo
Las actividades de mantenimiento predictivo requieren que el equipo muestre señales tempranas de una falla que pueda ser identificada para así repararlo antes de que falle. Los sentidos humanos, vista, oído, tacto y olfato, son muy valiosos en la detección de las señales tempranas de una falla. Sin embargo, la tecnología moderna ha ampliado las opciones y en muchos casos permite la detección temprana de los daños antes de que la adviertan los sentidos humanos. Los síntomas más comunes que se prestan para el monitoreo del estado de un equipo son: apariencia (desgastes, rajaduras, herrumbre, corrosión), temperatura, detritos, vibración, falta de tensión, rendimiento, ruido, presión, escape de lubricantes y otros (Huggett, 1998).
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Si se identifican las señales tempranas de una falla mediante el mantenimiento predictivo es posible pronosticar la falla con más certeza y por lo tanto actuar de manera preventiva o prepararse para una acción correctiva. Hablando con certeza, el mantenimiento predictivo no es una tarea de prevención, ya que permite que ocurra una falla potencial que puede ser identificada, lo cual podría resultar en el uso de un trabajo preventivo para prevenir una falla funcional. Al respecto, Morrow (2001, p. 56) afirma lo siguiente:
El mantenimiento predictivo es aquel que permite detectar anomalías en un equipo sin detener su funcionamiento, mediante la interpretación de datos (mediciones y análisis de vibración, ruido, temperatura y otros fenómenos dinámicos existentes) obtenidos a través de instrumentos específicos colocados en diferentes partes del equipo. Es un mantenimiento programado y planificado con bases a un análisis técnico antes de que ocurran las fallas.
Entre las ventajas del mantenimiento predictivo se encuentran: eliminación de fallas e imprevistos, ahorro de mano de obra, repuestos y tiempo de producción, disminución de los tiempos de reparación, incremento de la confiabilidad, eliminación de reparaciones innecesarias, aumento de la calidad de las reparaciones. Por otra parte, el mantenimiento predictivo requiere de costosos equipos y de un adiestramiento especial.
Preventivo
Esta opción se aplica al mantenimiento de los equipos por reemplazo o reconstrucción de los componentes y sub-ensamblajes, con el fin de restaurar el equipo al estado como nuevo; aunque algunas veces se elige por razones económicas ejecutar el mantenimiento por parte, lo cual no siempre restaura el equipo totalmente al estado
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nuevo, ya que en la práctica, el ciclo de la vida se deteriora progresivamente con cada mantenimiento. En ese sentido, Morrow (2001, p. 56) declara que “el mantenimiento preventivo puede ser definido como la conservación planificada de instalaciones y equipos, producto de inspecciones periódicas que descubren condiciones defectuosas. Su finalidad es reducir al mínimo las interrupciones y una depreciación excesiva”.
Entre sus ventajas están: disminución de tiempos de paros, menos desgastes de los recursos físicos, mayor tiempo de duración de los equipos, disminución de inversiones y mejoras en las siguientes áreas: calidad del producto, condiciones de seguridad, control de almacén de repuesto, distribución de los equipos, entre otros. De igual modo, presenta ciertas desventajas: no se emplean al máximo los repuestos si los períodos de producción son muy cortos, se reduce el tiempo de producción y se gastan piezas en buen estado, o si son muy largos se corre el riesgo de una falla inesperada con los daños que ello conlleva.
Evolución del mantenimiento
Históricamente, el mantenimiento ha evolucionado a través de tres (3) generaciones descritas por Reliability-Centred Maintenance (1998).
Primera generación: cubre la época de la II Guerra Mundial; en esos días la
industria no estaba muy mecanizada, por lo que los períodos de paradas no importaban mucho. La maquinaria era sencilla y en la mayoría de los casos diseñada para un propósito determinado, esto hacía que fueran fiables y fáciles de reparar. Como resultado, no se necesitaban sistemas de mantenimiento complicados, ni un personal significativamente calificado.
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Segunda generación: durante la II Guerra Mundial ocurrieron cambios drásticos,
ya que se aumentó la necesidad de productos de toda clase; mientras que la mano de obra industrial bajó de forma considerable. Esto llevó a la necesidad de aumentar la mecanización. Entre 1950 y 1960 se habían construido máquinas de todo tipo y cada vez más complejas, lo cual sugirió que las fallas de las maquinarías se podían y debían prevenir, resultando el nacimiento del mantenimiento preventivo, basado en la revisión completa del equipo a intervalos fijos. Además, los costos del mantenimiento comenzaron a elevarse en relación a los costos del funcionamiento, llevando a la necesidad de implantar sistemas de control y planificación del mismo.
Tercera generación: desde mediados de los años 70, el proceso de cambio en la
industria ha alcanzado altas velocidades. Al respecto, en la figura 6 se muestra como han evolucionado las expectativas de las funciones del mantenimiento.
Figura 6. Evolución del mantenimiento a nivel mundial. Fuente: Reliability-Centred Maintenance (1998).
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La tercera generación está creando fuertes demandas en la función del mantenimiento, en la cual tiene cabida el Mantenimiento Clase Mundial desarrollado a continuación.
Mantenimiento Clase Mundial
Según Huerta, López y Parra (1999), el Mantenimiento Clase Mundial surge con la finalidad de mejorar la rentabilidad de los procesos productivos, dedicando enormes esfuerzos destinados a identificar, analizar, implantar y ejecutar actividades para la solución de problemas y toma de decisiones efectivas y acertadas, involucrando significativos impactos en las áreas de seguridad, ambiente, metas de producción, calidad de productos, costos de operación y mantenimiento, garantizando así una buena imagen de la empresa y la satisfacción de sus clientes y de su personal.
De igual modo, puede decirse que el Mantenimiento Clase Mundial es el conjunto de las mejores prácticas que reúnen elementos de distintos enfoques organizacionales con visión de negocio, para crear un todo armónico de alto valor práctico, las cuales aplicadas en forma coherente generan ahorros sustanciales a las empresas (Aguiar, Huerta y Bermúdez, 1999). Lo antes expuesto se puede considerar como el objetivo fundamental de la filosofía Clase Mundial, focalizada en cuatro (4) grandes aspectos:
1. Excelencia en los procesos medulares: se parte del principio que el esfuerzo por
alcanzar y mantener un nivel de excelencia debe concentrarse en los procesos medulares de la empresa; es decir, en su razón de ser. 2. Máxima disponibilidad–producción requerida–máxima seguridad:la meta del
negocio debe centrarse en obtener una disponibilidad que satisfaga y oriente las actividades hacia los niveles de producción que realmente son requeridos con elevados estándares de seguridad.
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3. Calidad y rentabilidad de los productos:es una estrategia orientada a la mejor
relación costo-beneficio que garantice la máxima rentabilidad.
4. Motivación y satisfacción del personal: el personal debe estar altamente
motivado e identificado; es decir, debe sentirse dueño del negocio. Asimismo, el cliente debe estar satisfecho con el nivel de servicio y la gestión brindada.
Cabe destacar que, con el paso del tiempo y el advenimiento de nuevas tecnologías y necesidades han ido surgiendo herramientas dentro del contexto del Mantenimiento Clase Mundial, que permiten un mejor uso de los recursos de mantenimiento, tales como la metodología Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad, Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF), Análisis de Criticidad y Optimización Costo/Riesgo, desarrolladas en los párrafos siguientes.
Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad
El Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC) es una metodología Clase Mundial utilizada para determinar sistemáticamente que debe hacerse para asegurar que los activos físicos continúen haciendo lo requerido por el usuario en el contexto operacional presente (Huerta, López y Parra, 1999).
Por otra parte, Palma, Newki y Rodríguez (2003), afirman que el MCC es un proceso basado en equipos de trabajo que utiliza la medición de fallas y su retroalimentación para determinar qué debe hacerse, con el objeto de asegurar la funcionabilidad del activo físico y modificar el programa de mantenimiento preventivo, con el fin de eliminar las fallas de los equipos. Asimismo, Méndez (2003) relata que el Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad pone tanto énfasis en las consecuencias de las fallas, como en las características técnicas de las mismas, manteniendo mucha
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atención en las tareas del mantenimiento que más incidencia tienen en el funcionamiento y desempeño de las instalaciones, garantizando que la inversión en mantenimiento se utilice donde más beneficio reporte.
De esta manera, el objetivo principal de MCC es reducir el costo del mantenimiento, para enfocarse en las funciones más importantes de los sistemas, evitando o quitando acciones de mantenimiento que no son estrictamente necesarias (Huerta, López y Parra, 1999).
Es importante destacar que, la metodología MCC se basa en el desarrollo de un Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF), la cual es una herramienta que permite identificar los efectos o consecuencias de los modos de fallas de cada activo en su contexto operacional. El procedimiento es mostrado en la figura 7.
Figura 7. Flujograma de aplicación del MCC. Fuente: Huerta, López y Parra (1999), con adaptaciones de Ruz (2006).
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Para definir los bloques de la figura 7, es conveniente definir el término “Análisis de Modos y Efectos de Falla (AMEF)”, el cual es un proceso estructurado para el análisis de los siguientes aspectos:
Funciones.
Fallas funcionales.
Modos de falla.
Efectos de falla.
Consecuencias de fallas.
Funciones
La descripción de una función operacional está constituida por un verbo, un objeto y el estándar de desempeño deseado. En ese sentido, Huggett (1998), afirma que no se puede medir todas las funciones de todos los equipos en términos cuantificables; en efecto, algunos no son cuantificables, tales como la seguridad y la imagen de la empresa. Las funciones cuantificables son aquellas en las cuales el rendimiento de una función es medible, ya que se puede determinar fácilmente cualquier desviación.
Fallas funcionales
Las fallas funcionales se presentan cuando una función no se cumple, incluso cuando se pierde cualquiera de los estándares de desempeño. Para definir una falla funcional sólo se requiere escribir la función en sentido negativo; es decir, negar la
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función. Por otra parte, Huggets (1998) afirma que “la falla funcional es el estado donde el rendimiento diseñado o seleccionado de un equipo, ya no se puede alcanzar” (p. 3). De igual modo, Reliability-Centred Maintenance (1998), manifiesta que “una falla funcional es la incapacidad de un elemento o componente de un equipo para satisfacer un estándar de funcionamiento deseado” (p. 4).
Modos de fallas
Una vez identificadas las funciones de los equipos y los tipos de fallas a las cuales están expuestos, se necesita identificar los modos asociados directamente con las causas de fallas, considerando las tareas de mantenimiento más apropiadas. El modo significa la manera en que falló el equipo; mientras que la causa es lo que inicia el modo de falla. Cada uno de los modos de fallas puede tener más de una causa raíz.
Por otra parte, los modos de fallas son las razones físicas que dan srcen a las fallas funcionales, son las condiciones que se presentan, fractura, pérdida de calibración, suciedad, desgaste de rodamientos, falta de lubricación, falla de sellos, falta de alimentación eléctrica, atascamiento de cojinetes, entre otras; es decir, es lo que hace que la planta, sistema, activo, equipo no realice la función deseada.
Efectos de fallas
Después de hacer las descripciones de cada modo de fallas, discernirlas y obviar los modos de fallas poco probables, el siguiente paso es hacer una descripción de los efectos de las fallas que resultan de sus modos correspondientes (en otras palabras, que pasaría si ocurriera). En ese sentido, el efecto de falla es el resultado, o resultados
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probables de la falla, es lo que puede observarse si se presenta una causa de falla en particular. Para Aguiar, Huerta y Bermúdez (1999), “el efecto de fallas es la información de los eventos secuenciales que ocurren cuando se da un modo de falla” (p. 28). Este paso permite decidir la importancia de cada falla y por lo tanto, qué nivel de mantenimiento preventivo sería necesario.
Existen cuatro (4) tipos principales de efectos de fallas:
1. Daños secundarios: el costo del reparo, incluyendo los daños potenciales a otros elementos del equipo. Ejemplo: un cojinete que falle causando la destrucción de un motor. 2. Pérdidas en la producción: el tiempo perdido (tiempo de inactividad total) o las pérdidas en el producto, se trata de la producción diferida, entre otros. 3. Seguridad: el riesgo a daños humanos, ambientales a equipos y las correspondientes responsabilidades legales. 4. Medio ambiente: el riesgo de contaminar al medio ambiente y las responsabilidades legales resultantes.
Consecuencias de las fallas
Con base al Reliability-Centred Maintenance (1998), una vez que se han determinado las funciones, las fallas funcionales, los modos de falla y los efectos de los mismos en cada elemento significativo, el próximo paso en el proceso del MCC es preguntar cómo y cuánto importa cada falla. En definitiva, Aguiar, Huerta y Bermúdez (1999) establecen que “las consecuencias de fallas son los impactos que produce cada modo de falla en el negocio” (p.32).
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Se pueden otorgar valores a las consecuencias pertinentes, lo cual sería conveniente para asignar prioridades al programa de mantenimiento respectivo; sin embargo, existen consecuencias de las fallas que no son evidentes durante la operación del equipo. Una falla oculta bajo condiciones normales debe separarse de las fallas evidentes, ya que necesitará un manejo distinto. Cabe destacar que, hasta ahora se han tratado fallas evidentes (funcionales) que están visibles bajo condiciones operativas normales.
Según el Reliability-Centred Maintenance (1998), el Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC) clasifica las consecuencias de las fallas en cuatro (4) grupos descritos a continuación.
1. Consecuencias en la seguridad: una falla tiene consecuencias sobre la seguridad puede repercutir negativamente en la integridad humana.
2. Consecuencias en el medio ambiente: pone en riesgo a las personas y su medio ambiente, infringiendo las normativas municipales, regionales, nacionales e incluso, internacionales. 3. Consecuencias operacionales: una falla tiene consecuencias operacionales si afecta a la producción (capacidad, calidad del producto, servicio al cliente o costos industriales en adición al costo directo de la reparación). Estas consecuencias cuestan dinero y lo que cuesten, sugiere cuanto se necesita gastar en tratar de prevenirlas. 4. Consecuencias no operacionales: las fallas evidentes que caen dentro de esta categoría no afectan ni a la seguridad, ni a la producción, por lo que el único gasto directo es el de reparación. Si las consecuencias no son significativas, entonces no merece la pena hacer cualquier tipo de mantenimiento preventivo que no sea el de las rutinas básicas de lubricación y servicio. Por el contrario, si una falla tiene consecuencias significativas en los términos de cualquiera de las primeras tres (3) categorías, es importante tratar de prevenirlas.
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Acciones de Mantenimiento
Según Huerta, López y Parra (1999), al analizar las funciones, las fallas funcionales, y los modos de fallas y sus consecuencias, el siguiente paso es seleccionar las actividades de mantenimiento. Para tal fin se utiliza el árbol de decisiones (figura 8), en el cual, dependiendo del tipo de consecuencia de cada falla se deberá ejecutar una acción descrita a continuación.
Tareas a condición: la mayor parte de las fallas dan alguna advertencia de estar
a punto de ocurrir. Precisamente, las nuevas técnicas se usan para determinar cuándo ocurren las fallas potenciales de manera de hacer algo antes de que se conviertan en fallas funcionales. Esas técnicas se conocen como tareas a condición, ya que los elementos se dejan funcionando a condición de que continúen satisfaciendo los estándares del funcionamiento deseado. Son una forma de mantenimiento predictivo que previene fallas, pero también pueden ser una costosa pérdida de tiempo.
Tareas de Reacondicionamiento Cíclico: implica reconstruir un componente o
realizar una reparación general antes de un cierto límite de edad preestablecido, sin tener en cuenta el estado antes de realizar esto.
Sustitución cíclica: implica descartar un componente antes de la fecha límite de
vida especificada, sin tener en cuenta el estado en ese momento.
Es de hacer notar que, estos dos tipos de tareas forman parte del mantenimiento preventivo.
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Figura 8. Diagrama de decisión de Huggett (1998). Fuente: Huggett (1998) con adaptaciones de Ruz (2006).
Cabe destacar que el árbol lógico de decisión completo se muestra en el
Apéndice A.
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Evaluación de la factibilidad de las tareas de mantenimiento
Además de cuestionarse si las tareas preventivas son técnicamente factibles, el MCC se pregunta si vale la pena hacerlas. La respuesta depende de cómo ellas sean capaces de cambiar las consecuencias de las fallas que se pretenden prevenir (Reliability-Centred Maintenance, 1998).
Para responder a esta pregunta, el MCC combina las evaluaciones de las consecuencias con la selección de la tarea en un proceso único de decisión ( figura 8), basado en los principios siguientes:
1. Una acción para prevenir la falla de una función no evidente sólo merecerá la pena hacerla si reduce el riesgo múltiple asociado con esa función a un nivel bajo aceptable. Si no se puede encontrar las acciones de mantenimiento, entonces la acción sería el rediseño de la pieza.
2. Una acción que signifique prevenir una falla con consecuencias en la seguridad o el medio ambiente merece la pena hacerla si reduce el riesgo a un nivel realmente bajo o si lo suprime por completo. Si no se puede encontrar las acciones de mantenimiento, la pieza debe rediseñarse.
3. Si la falla tiene consecuencias operacionales, la tarea preventiva se realizará si el costo total de hacerla durante cierto tiempo es menor que el costo de las consecuencias operacionales y el costo de la reparación durante el mismo período de tiempo. En otras palabras, la tarea debe justificarse en el ámbito económico. Si no es justificable, la decisión será no al mantenimiento preventivo programado. Si esto ocurre y las consecuencias operacionales no son aceptables todavía, entonces la decisión sería rediseñar de nuevo.
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4. Si un falla no tiene consecuencias operacionales, sólo merece la pena realizar la tarea preventiva si el costo de la misma durante un período de tiempo es menor que el de la reparación durante el mismo período. Si no es justificable, la decisión sería no realizar mantenimiento preventivo, y si el costo de reparación es muy alto, la decisión sería volver a diseñar de nuevo.
Lo anteriormente señalado permite que el MCC reduzca significativamente los trabajos rutinarios, lo cual conlleva a un mantenimiento más efectivo.
Análisis de criticidad
Es una metodología semi cuantitativa que permite jerarquizar sistemas, instalaciones y equipos, en función a su impacto global, facilitando así, la toma de decisiones. Además, es una herramienta para identificar áreas sobre las cuales se tendrá una mayor atención del mantenimiento, al obtener una lista jerarquizada de sistemas de acuerdo con su criticidad, según Fernández e Iberdrola (2005).
El análisis de criticidad se debe aplicar cuando se requiera realizar las siguientes actividades:
Fijar prioridades en problemas complejos.
Administrar recursos escasos.
Crear valor.
Determinar impacto en el negocio.
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Antes de aplicar algunas de las metodologías de Confiabilidad Operacional
(Análisis Causa/Raíz, Optimización Costo/Riesgo y otras), de manera de poder seleccionar cuál o cuáles herramientas de Mantenimiento Clase Mundial es la más adecuada.
Metodología para aplicar un Análisis de Criticidad
Definir un alcance y propósito para el análisis.
Establecer criterios para jerarquizar él o los sistemas objetos de análisis.
Ejemplo:
Frecuencia de fallas: representa las veces que falla cualquier componente del
sistema, produciendo la pérdida de su función; es decir, provocando una parada en un período de un año.
Nivel de producción: representa la producción aproximada por día de la
instalación y sirve para valorar el grado de importancia de la instalación a nivel económico.
Impacto en producción: representa la producción aproximada porcentualmente
que se deja obtener (por día), debido a fallas ocurridas (producción diferida). Se define como la consecuencia inmediata de la ocurrencia de fallas, que puede representar un paro total o parcial de los equipos del sistema estudiado y al mismo tiempo el paro del proceso productivo de la unidad.
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Tiempo promedio para reparar (TPPR):es el tiempo promedio por día empleado
para reparar la falla, se considera desde que el equipo pierde su función hasta que esté disponible para cumplirla nuevamente. El TPPR mide la efectividad que se tiene para restituir la unidad o unidades del sistema en estudio a condiciones óptimas de operabilidad.
Costos de reparación: se refiere a costo promedio por falla requerido para
restituir el equipo a condiciones óptimas de funcionamiento, incluye labor, materiales y transporte.
Impacto en la seguridad personal: representa la posibilidad de que sucedan
eventos no deseados que ocasionen daños a equipos e instalaciones y en los cuales alguna persona pueda resultar lesionada.
Impacto ambiental: representa la posibilidad de que sucedan eventos no
deseados que ocasionen daños a equipos e instalaciones produciendo la violación de cualquier regulación ambiental, además de ocasionar daños a otras instalaciones.
Impacto en la satisfacción al cliente: impacto de falla en las expectativas del
cliente.
Para evaluar cada uno de estos parámetros se utiliza una guía de ponderación (tabla 3). Luego de tener la puntuación de cada parámetro, se utiliza la ecuación de criticidad (ecuación 1) que viene expresada de la siguiente forma:
Criticidad = frecuencia de falla x {(Nivel de producción x TPPR x Impacto en
producción) + Costos de reparación + impacto de seguridad personal + impacto ambiental + impacto satisfacción al cliente}. Ecuación 1. De los resultados que se obtengan, se clasifican los sistemas analizados en alta, media, o baja criticidad, según sea el caso en una matriz de criticidad.
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Tabla 3. Guía para el análisis de criticidad. 1. FRECUENCIA DE FALLA (todo tipo de falla)
PUNTAJE
No más 1 por año. Entre 2 y 12 por año. Entre 13 y 52 por año. Más de 52 por año (Más de 1 interrupción semanal).
1 3 4 6
2. IMPACTO OPERACIONAL ASOCIADO: 2.1. NIVEL DE PRODUCCIÓN (de las instalación)
PUNTAJE
0-100bbl/día 0-0.2 MMPCN/día Menos de 10 MMBs 101-1000bbl/día 0.2-20 MMPCN/día 11-23 MMBs 1001-5000bbl/día 20-100 MMPCN/día 23-40 MMBs 5001-10000bbl/día 100-200 MMPCN/día 40-60 MMBs 10001-20000bbl/día 200-400 MMPCN/día 60-80 MMBs Más de 20000bbl/día Más de 400 MMPCN/día 80-100 MMBs
2.2. TIEMPO PROMEDIO PARA REPARAR (TPPR)
1 2 4 6 9 12
PUNTAJE
Menos de 4 horas. Entre 4 y 8 horas. Entre 9 y 24 horas. Más de 24 horas.
2.3. IMPACTO EN PRODUCCIÓN (por falla) No afecta producción. 25% de impacto. 50% de impacto. 75% de impacto. La impacta totalmente.
2.4. COSTO DE REPARACIÓN
1 2 4 6
PUNTAJE 0.05 0.30 0.50 0.80 1
PUNTAJE
Menos de 25 MMBs. Entre 25 – 50 MMBs.
3 5
Entre 51100 – 100 MMBs. Más de MMBs.
2.5. IMPACTO EN LA SEGURIDAD PERSONAL
10 25
PUNTAJE
1 o más fatalidades y lesión que ocasiona Incendio y/o explosión, la incapacidad absoluta y permanente, (pérdidas de 5 MM$), con pérdida de tiempo.
35
Lesión que ocasionan incapacidad absoluta Incendio y/o explosión (5 MM$> y temporal, con pérdida de tiempo. Pérdidas> 0.5 MM$)
25
Lesión que ocasiona incapacidad parcial Incendio y/o explosión (0.5 MM$> y permanente, con pérdida de tiempo y Pérdidas> 0.1 MM$) lesión que ocasiona incapacidad parcial y temporal.
11
Lesión reportable, sin pérdida de tiempo. Incendio y/o explosión (0.1 MM$> Pérdidas> 0 MM$)
4
Ninguna.
0
2.6. IMPACTO AMBIENTAL
PUNTAJE
Catastrófico Más de 15000 BBL Recuperación > 10 años Mayor 100 – 15000 BBL Recuperación de 5 a 10 años Severo 10 – 100 BBL Recuperación de 1 a 5años Menor 1 – 10 BBL Recuperación de 1 mes a 1 año Ninguna
Fuente: Manual Introducción a la Confiabilidad Operacional (1999).
30 21 15 3 0
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Este análisis permite obtener una jerarquización validada de todos los procesos o sistemas lo cual permitirá:
Utilización óptima de los recursos humanos y económicos dirigidos hacia
sistemas claves de alto impacto.
Potencializar adiestramientos y desarrollo de habilidades en el personal,
basado en la criticidad de sus procesos o sistemas.
Priorizar la ejecución y detección de oportunidades perdidas, MCC y Análisis
Causa Raíz (ACR).
Facilitar y centralizar la implantación de un programa de inspección basada en
riesgo.
Metodología Optimización Costo/Riesgo (OCR)
Tradicionalmente, las gestiones de mantenimiento se han ocupado sólo por disminuir las frecuencias de fallas, sin analizar las consecuencias que generan dentro del contexto en el cual operan los equipos (Woodhouse, 2000). En ese sentido, la metodología Optimización Costo/Riesgo (OCR) se define como una técnica que busca una combinación óptima entre los costos asociados al realizar una actividad de mantenimiento y los logros (beneficios) esperados que dichas actividades generan. La herramienta OCR se basa en la toma de decisiones bajo el concepto de “mínimo impacto total en el negocio”.
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Según lo expuesto, es conveniente definir cada uno de los conceptos involucrados en la metodología.
Riesgo
El riesgo es definido como los “egresos o pérdidas probables como consecuencia de la posible ocurrencia de un evento no deseado o falla” (Woodhouse, 2001).
Matemáticamente, puede ser calculado mediante la siguiente ecuación:
Riesgo (t)=probabilidad de fallas (t) x consecuencias. Ecuación 2.
Además, la confiabilidad es la probabilidad de que un activo cumpla con su función en un tiempo determinado y bajo un entorno operacional específico. En función de la confiabilidad, el riesgo quedaría definido según se expresa en la ecuación 3 a continuación.
Riesgo= (1-Confiabilidad) x Consecuencias. Ecuación 3.
El riesgo se comporta como una balanza, que permite pesar la influencia de ambas magnitudes (probabilidad de falla y consecuencia de la falla) en una decisión particular. La figura 9 muestra que para calcular el riesgo deben establecerse por lo menos una (1) de las dos (2) vías: una primera mediante el cálculo de la confiabilidad y/o probabilidad de fallas con base al historial de fallas o con base a las condiciones físicas del equipo o componente; y una segunda mediante el cálculo de las consecuencias.
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Figura 9. Dos vías para el cálculo del riesgo: Fuente: Yañez, Gómez de la Vega (2001).
Costos del riesgo
Los costos del riesgo asociados al mantenimiento surgen de lo que se deja de producir a causa de los tiempos fuera de servicio por fallas en los equipos y/o por actividades de mantenimiento diferentes a la atención de fallas. Son varios los elementos que conforman el costo del riesgo. Algunos de ellos son difíciles de valorar; por ejemplo, la pérdida de clientes por fallas en las entregas debido a los tiempos fuera de servicio. Algunos otros componentes son perceptibles pero difíciles de medir y evaluar en dinero; por ejemplo el deterioro en cuanto al clima organizacional y en cuanto a la actitud del personal (Woodhouse, 1998). Otros componentes de los costos del riesgo son evidentes y fáciles de valorar en términos monetarios; por ejemplo, el valor de producción no realizada o producción
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diferida. En este caso en particular los costos del riesgo estarán representados por los costos de la producción diferida, ya que es la consecuencia directa de mayor importancia provocada por las fallas de las bombas.
Producción diferida
La producción diferida se refiere a los volúmenes de crudo y gas que por diversas razones no son producidos de acuerdo al potencial esperado para un determinado momento. Se denomina diferida en vista de que las reservas petrolíferas aún se encuentran en sitio y su extracción sólo sido retrasada en el tiempo. Por otra parte, la producción diferida se refiere a las desviaciones del potencial de la segregación versus la “producción extraída” del campo a nivel del punto de entrega. Para la estimación de la diferida diaria se utiliza el potencial estimado diario considerando la generación de potencial acumulado y la declinación acumulada estimada a la fecha, menos la producción extraída o disponible (PDVSA, 2006).
Costos del mantenimiento
Los costos de mantenimiento se pueden dividir en varias categorías, tales como costos directos e indirectos y costos de actividades especiales, los cuales abarcan: costos de reparaciones mayores, costos de programas, de acciones eventuales e imprevistos. A continuación se desarrollan según Duran, Perdomo y Sojo (2001).
Costos directos
Son aquellos que pueden relacionarse directamente con las acciones que los srcinaron. Básicamente son gastos asociados con mano de obra, insumos, servicios, contratos, transporte y otros aspectos invertidos en la acción de mantenimiento.
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Costos indirectos
Se trata del costo asociado con cualquier beneficio perdido o al riesgo de ocurrir un evento no deseado, debido a no haber realizado el mantenimiento adecuado. Además incluye: pérdida de producción, de calidad, de servicio, y otros tales como implicaciones legales por contaminación ambiental e imagen de la empresa.
Por otra parte, los costos indirectos, son todos aquellos gastos generales y administrativos que no pueden relacionarse directamente con determinadas acciones. Aunque sean gastos causados y consecuencia de una determinada función, se consideran más como costos del período que como costos de alguna actividad. Por ejemplo: beneficios al personal, teléfonos, protección integral (Duran, Perdomo y Sojo, 2001).
Costos de actividades especiales
Costos de reparaciones mayores: son costos de reparaciones que por su
alcance y naturaleza se planifican, programan y ejecutan como un proyecto. Según las normas administrativas de la empresa, pueden ser de gastos o de inversión. Por ejemplo: reparación de un turbogenerador, reparación de una gabarra, una parada de planta.
Costos de programas: son los costos asociados a un conjunto de actividades repetitivas que se planifican, programan y ejecutan de acuerdo a programas
previamente aprobados. Por ejemplo: programas de lubricación, programas de pintura, programas de reemplazo de luminarias.
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Costos de acciones eventuales e imprevistos: son los costos asociados con
acciones no relacionadas con proyectos, reparaciones mayores o programas. Constituyen en gran parte la labor cotidiana del personal, referidas a mantenimientos correctivos.
Costos totales
Para todos los efectos, los costos totales deben considerarse como la suma de los costos de ejecución más los costos del riesgo; es decir, los costos “de hacer” y los costos derivados del “dejar de hacer”.
Controlar los costos de ejecución hace eficaz la función mantenimiento, por cuanto se disminuyen los costos totales de operación de la empresa. Controlar los costos del riesgo también hace eficaz la función mantenimiento por cuanto se reducen las pérdidas de oportunidades por diferimiento en la producción.
Por otra parte, controlando simultáneamente ambos costos se hace eficiente la función mantenimiento, ya que se incrementa el valor agregado de dicha función, generando un efecto positivo y significativo en los resultados de las operaciones de la empresa, demostrando así la capacidad, fortaleza y competencia de la función mantenimiento.
Relación Costo/Riesgo
De acuerdo con Durán (2003), el principal propósito de la metodología OCR consiste en relacionar cuánto se obtiene de lo que se gasta y los beneficios que se reflejan en otro sector o proceso. Esto significa que se debe cuantificar las variables
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involucradas, relacionando cuánto se logra con un gasto adicional o qué impacto produce una reducción en los procesos. Las preguntas planteadas para decidir son básicamente las siguientes:
¿Cuáles políticas de mantenimiento son viables?, ¿cuáles son las adecuadas?, ¿qué se debe hacer?, ¿cuándo?, ¿cómo?, ¿cuál es el nivel de calidad deseado? Desde el punto de vista económico, operacional, de seguridad e impacto ambiental, son múltiples las interrogantes y muchas veces difíciles de cuantificar. Si las respuestas no están bien fundamentadas, pueden ocasionar bajos o excesivos niveles de mantenimiento en las instalaciones y sus equipos; trayendo como consecuencia un aumento en los costos de producción.
En el gráfico de la figura 10, se observa que la metodología OCR se enfoca en la sumatoria punto a punto de una curva de comportamiento del costo de realizar la actividad de mantenimiento en ciertos intervalos de tiempo ( costos de mantenimiento), versus los costos del riesgo asociados a cada uno de esos intervalos, expresados en unidades monetarias en una última representación gráfica que refleja el impacto global en el negocio (costos totales), permitiendo visualizar el punto o intervalo más bajo referido al intervalo o frecuencia óptima para realizar la actividad evaluada (Durán, Perdomo y Sojo, 2001).
Cabe destacar que, el sotfware APT Maintenance ® es una de las herramientas de la
Optimización
Costo/Riesgo,
diseñado
para
definir
intervalos
óptimos
de
mantenimiento y construir el gráfico de la figura 11. Por otra parte, el sotfware facilita el cálculo del impacto total al negocio de diferentes intervalos de mantenimiento, inspección o reemplazos, mientras combina gastos preventivos, detectivos y correctivos, costos de oportunidades perdidas y cualquier combinación de patrones de probabilidad o estimados.
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Figura 10. Curva Costo/Riesgo, mostrando la frecuencia óptima. Fuente: Durán, Perdomo y Sojo (2001).
En relación con lo observado en la figura 10, se aclara que un intervalo es el espacio entre dos cosas en lugar o tiempo; en este caso, el gráfico representa en el eje de las abscisas los intervalos de mantenimiento; por lo tanto, cada intervalo está referido a la separación mensual entre actividades de mantenimiento. De esta manera, un intervalo de 4 significa una actividad de mantenimiento cada 4 meses; mientras que un intervalo de 5 significa una actividad cada 5 meses y así sucesivamente. De allí que los costos de mantenimiento van disminuyendo a medida que el intervalo aumenta.
Frecuencia óptima de mantenimiento
En función de los resultados obtenidos mediante la metodología OCR, la cantidad correcta o intervalo de mantenimiento se define como la cantidad óptima de veces que se realizarán las acciones de mantenimiento a un equipo, asegurando la producción o servicio obtenido a partir de ese equipo a un menor costo (Woodhouse, 2000).
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Beneficios del método OCR
En términos generales, el OCR arroja los siguientes beneficios:
1. Determinar el número óptimo de actividades de mantenimiento.
2. Optimizar el proceso de toma de decisiones de los diferentes procesos de mantenimiento.
3. Decidir cuándo hacer mantenimiento, cuándo hacer inspecciones, cuándo hacer la parada de planta.
4. Estimar la relación costo/riesgo de múltiples factores, tales como el impacto de normas, leyes, regulaciones, medio ambiente, seguridad, confiabilidad, eficiencia, costos de operación, rendimiento, calidad, brillo o imagen de la empresa y otros.
Equipo de trabajo
Para aplicar la metodología OCR es esencial formar un equipo de trabajo integrado por un experto en tal método, quien será el encargado de conducir e impulsar la evaluación; así como el personal de las organizaciones involucradas en el estudio, de operaciones, de mantenimiento y especialistas, llamados también puntos focales, quienes lograrían identificar, seleccionar y orientar la realidad operativa de los sistemas objeto del análisis. Adicionalmente, deben formar parte del equipo de trabajo todos los estratos de la organización; es decir, personal gerencial, supervisores, capataces y obreros, dado que cada uno de ellos tiene un nivel particular de conocimiento y aporta una visión diferente del negocio (Durán, Perdomo y Sojo, 2001).
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Algunos de los integrantes claves del equipo de proyectos serán:
Ingeniero de procesos: tiene una visión global del negocio, son los destinados
al conocimiento del manejo del proceso y la misión general del mismo, para indicar los posibles efectos y las consecuencias de las acciones planeadas en el rendimiento de la producción.
Mantenedor: con una visión global del mantenimiento, son los destinados al
conocimiento del manejo del proceso y la misión general del mismo, para indicar los posibles efectos y las consecuencias de las acciones planteadas en el rendimiento de la producción.
Operador: debe ser capaz de contribuir en el análisis de los detalles de los
equipos y puede informar al grupo sobre los problemas actuales de éstos.
Programador: el programador debe tener una visión sistemática de la actividad.
Especialistas: son los expertos en áreas particulares, representan el personal
que tiene la responsabilidad de comprobar que ha sido completada correctamente la revisión de cada elemento de los equipos importantes y que todo el personal implicado esté de acuerdo con la evaluación de las consecuencias de las fallas y la selección de las tareas.
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TÉRMINOS BÁSICOS
Con base al diccionario especializado de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC), publicado por la Woodhouse (2001) se extrajeron los siguientes términos directamente relacionados con la investigación.
Confiabilidad Operacional: integración de estrategias de procura, instalación, arranque, operación y mantenimiento, con el propósito de evitar desperdicios, optimizar la disponibilidad de plantas, prevenir fallas y ajustar las acciones de mantenimiento, para optimizar los costos de propiedad a largo plazo en términos financieros. Esta definición explica porqué la confiabilidad es de valor estratégico para las empresas.
Disponibilidad: función que permite calcular el porcentaje de tiempo total en que se puede esperar que un equipo esté disponible para cumplir la función para la cual fue destinado. La disponibilidad de un item no implica necesariamente que esté funcionando, sino que se encuentra en condiciones de funcionar.
Mantenimiento: acciones necesarias para mantener o recuperar la condición de funcionamiento requerida para un activo.
Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC): proceso sistemático utilizado para determinar que acción debe ser ejecutada para asegurar que un activo continúe cumpliendo su función.
Mantenimiento Clase Mundial (MCM): mantenimiento ejecutado de acuerdo con las mejores prácticas identificadas a través de benchmarking y comparación con otras empresas.
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Mantenimiento correctivo: conjunto de acciones ejecutadas para retornar un activo a su condición srcinal, luego de la ocurrencia de una falla.
Mantenimiento predictivo: conjunto de acciones/mediciones que permiten predecir y anticipar las tareas de mantenimiento de un determinado activo, a través del seguimiento a su condición (nivel de deterioro) durante su operación.
Mantenimiento preventivo: acciones realizadas para mantener la condición inicial de desempeño de un activo, mediante la inspección y el mantenimiento sistemático.
Mantenimiento proactivo: abarca los mantenimientos que evitan fallas (se actúa) antes de que ocurra. Abarca la tribología/prolongación, predictivos y preventivos.
Modo de falla: causa raíz más probable de cada falla funcional. En otras palabras el modo de falla busca el srcen de cada falla funcional que provoca la pérdida de la función total o parcial de un sistema o activo en su contexto operacional. Cada falla funcional puede tener más de un modo de falla.
Riesgo: posibilidad que un evento perjudicial ocurra, incluye tanto la probabilidad como las consecuencias asociadas a una falla.
Optimización Costo/Riesgo (OCR): optimización de decisiones basadas en la minimización de la suma total de costos/riesgos y la maximización generada como consecuencia de la decisión adoptada. Se aplica en la selección de proyectos, definición de intervalos de mantenimiento, definición de tiempos de inspección, definición del alcance de paradas de planta, definición de niveles de inventario de repuestos.
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Tiempo promedio para reparar (TPR):medida de la distribución del tiempo de reparación de un equipo o sistema. Este indicador mide la efectividad en restituir la unidad a condiciones óptimas de operación una vez que se encuentra fuera de servicio por un fallo, dentro de un período de tiempo determinado, es un parámetro de medición asociado a la mantenibilidad.
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO
Este capítulo aborda la metodología de trabajo, principalmente el tipo y diseño de la investigación, los cuales dependen de los objetivos propuestos, definiendo un método que cumpla con la finalidad del estudio.
Tipo de investigación
Según Chávez (2001), el tipo de investigación “está relacionado con lo que se desea investigar y solucionar y con los objetivos que se pretenden lograr y disponibilidad de recursos” (p.133). En línea con lo expuesto, el presente trabajo se centró en caracterizar, y por ende, en describir la gestión de mantenimiento aplicada a las estaciones de flujo de la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, área Bachaquero, Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA), durante el período enero-agosto 2005, por lo que la investigación se clasificó en descriptiva. Cabe destacar que, el tipo de investigación descriptiva es de especial relevancia, ya que la metodología aplicada será válida en contextos similares; es decir, en estaciones de flujo de la industria petrolera, pertenezcan o no a PDVSA.
Diseño de la investigación
Con base en los estudios metodológicos realizados por Chávez (2001), en el presente estudio se utilizó el diseño no experimental, refiriéndose a que el investigador sólo estudió los hechos, sin realizar modificaciones en éstos.
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Asimismo, parte de la información se recogió directamente de la realidad mediante entrevistas a personal experto, mantenedores y custodios de los equipos instalados en las estaciones de flujo; por lo tanto, el proceso se denominó investigación de campo. Según Finol y Nava (1996), su importancia “radica en que permite concebir al mundo tal cual es, mediante observaciones hechas directamente por los investigadores” (p.44).
Igualmente, fue retrospectivo ya que los datos de las fallas en los equipos de las estaciones de flujo existían antes de efectuar la investigación. Éstos formaban parte del comportamiento histórico del mantenimiento efectuado en cada estación. Es de hacer notar que los datos se encontraron dispersos, ya que no se ubicaron dentro de un registro adecuado para tal fin.
De igual modo, de acuerdo con la evolución del fenómeno se clasificó en longitudinal, por cuanto las fallas y la producción diferida generada por los componentes
críticos se estudiaron durante el período enero-agosto de 2005. En efecto, Chávez (2001) señala, “se miden los criterios de uno o más grupos de unidades, evaluando la evolución de las mismas” (p.134).
Fuentes de información
Las fuentes de información corresponden a las entidades básicas mediante las cuales se accedió a la información, tal como lo explica Sánchez (2002). Específicamente, se trató de expertos conocedores del tema bajo investigación, empleados, mantenedores, supervisores, operadores de las estaciones de flujo. Además se involucraron expertos en Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad y Optimización Costo/Riesgo (OCR), quienes actuaron como informantes claves o fuentes
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de información referencial. En total, 12 personas que conformaron el equipo de trabajo (ver tabla 4). Tabla 4. Población referencial e integrantes del equipo de trabajo. Personal
Cantidad
Gerente de operaciones Jefe de mantenimiento Operadores Ayudantes Expertos en MCC y OCR (pertenecientes a TEP BA) Total
1 1 4 4 2 12
Fuente: Ruz (2006).
Unidades de análisis Las unidades de análisis quedaron constituidas por 10 estaciones de flujo ubicadas en el campo Bachaquero de la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado (UE TEP) de PDVSA Occidente. La tabla 5 muestra las estaciones y los equipos instalados en ellas, cuyo comportamiento operacional fue analizado con el objeto de aplicar la metodología Optimización Costo/Riesgo. Tabla 5. Unidades de análisis: estaciones de flujo y equipos instalados. Estaciones de flujo CC-9 CC-10 DD-9 DD-10 EE-9 FF-9 FF-10 GG-7 GG-8
Elementos
1. 2. 3. 4.
Bombas Separadores Calentadores Tanques
5. Múltiples de producción
GG-9
Fuente: PDVSA (2006).
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Técnicas de recolección de datos
Una parte imprescindible del proceso de investigación es la recolección de la información, entendida ésta como “la reunión de datos para el logro de un determinado objetivo” (Finol y Nava, 1996, p.69). En el presente estudio se utilizó básicamente la revisión documental, la observación directa y la entrevista.
mediante esta técnica se revisaron los antecedentes y la información teórica referente a las herramientas Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad y Optimización Costo/Riesgo (OCR), conjuntamente con el funcionamiento del sistema de bombas instalados en las estaciones de flujo. 1. Revisión documental:
2. Observación directa: la observación directa de la realidad constituye la vía más expedita de obtener datos; no obstante se requiere la coincidencia del observador con el momento exacto de ocurrencia de los hechos. En este caso, la observación directa fue la forma principal para describir las causas, los modos y los efectos de las fallas en los equipos instalados en las estaciones de flujo de la industria petrolera (Finol y Nava, 1996).
3. Entrevista no estructurada: se trató de una entrevista abierta, aplicada a los expertos que actuaron como fuentes de información reseñados en la tabla 4.
Procedimiento de la investigación
1. Se realizó una investigación preliminar para la búsqueda de los síntomas, de las causas y de las consecuencias de la problemática.
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2. Se realizó el marco teórico con sus secciones: antecedentes y bases teóricas. 3. Se diseñó el marco metodológico de la investigación. 4. Se ejecutó el trabajo de campo, llevando a cabo la recolección de la información, complementado los aspectos recopilados mediante la revisión documental con los obtenidos a través de la observación directa y la aplicación de entrevistas a los expertos. 5. Se caracterizaron los aspectos más importantes de la gestión del mantenimiento aplicado a las estaciones de flujo de la industria petrolera. Para tal fin se realizó un estudio estadístico del comportamiento mensual y la tendencia de fallas de los equipos instalados en las estaciones. Con estas acciones se determinó el elemento crítico en cuanto al número de fallas: bombas reciprocantes duplex. 6. Se realizó un Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) a las bombas reciprocantes duplex, por ser el elemento con mayor número de fallas en las estaciones. El AMEF fue complementado con un Análisis causa-efecto a los principales componentes de las bombas: bielas, correas, crucetas, engranajes, empaquetaduras, prensa estopa, línea de descarga, de succión, pistón, válvulas, piñones, sistema de lubricantes y otros. 7. Se realizó una jerarquización de las estaciones de flujos utilizando como parámetros el número de fallas en bombas y la producción bruta de la estación (BBPD), obteniéndose cinco (5) estaciones catalogadas como críticas, pero con significativas oportunidades de mejoras.
8. Se aplicó el método Optimización Costo/Riesgo a la estación de mayor criticidad, cuyo procedimiento de aplicación se encuentra en el Capítulo de Análisis de Resultados de esta investigación.
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9. Se evaluaron los resultados determinando la producción diferida ocasionada por las fallas en las bombas y proponiendo las tareas de mantenimiento adecuadas que se llevarían a cabo en el intervalo óptimo obtenido con el método OCR. 10. Se determinaron los beneficios cualitativos y cuantitativos de la aplicación del método mediante la aplicación de un análisis costo/beneficio.
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
Este capítulo abarca los resultados obtenidos en el actual estudio, los cuales se presentan en función de cada uno de los objetivos específicos con el objeto de aplicar la metodología de Mantenimiento Clase Mundial denominada Optimización Costo/Riesgo (OCR), cuyo propósito es definir el intervalo óptimo de mantenimiento con el mínimo impacto en el negocio.
Inicialmente, el investigador formó un equipo de trabajo en el cual actuó como asesor de la metodología OCR, conjuntamente con el resto del personal de la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, área Bachaquero (UE TEP BA), de PDVSA Occidente, pertenecientes a diferentes áreas: mantenedores, especialistas en bombas, líderes de mantenimiento, de procesos, de producción, entre otros. De esta manera, se logró recopilar la información mediante la revisión documental de los registros históricos de fallas y de los aspectos técnicos asociados con la metodología. Además, se aplicó la observación directa del propio investigador, así como entrevistas no estructuradas a los miembros del equipo de trabajo, logrando el desarrollo de los objetivos de la investigación.
Características de la gestión de mantenimiento aplicada a estaciones de flujo de la UE TEP BA
A partir de la investigación de campo, se encontró que durante el período de estudio (enero-agosto, 2005), la gestión de mantenimiento en las estaciones de flujo que actuaron como unidades de análisis (ver tabla 5), estuvo caracterizada por:
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1. Inexistencia de planes de mantenimiento preventivo; por lo tanto, las acciones de mantenimiento son netamente correctivas; es decir, sólo se llevan a cabo cuando ocurre una falla o parada imprevista de cualquiera de los componentes (bombas, separadores, calentadores, tanques, múltiples de producción, entre otros).
2. Altos porcentajes de mano de obra, materiales y costos invertidos en corrección de fallas repetitivas.
3. Inexistencia casi absoluta de un sistema de registros y control de fallas y/o datos históricos de los equipos de cada una de las estaciones.
4. Datos históricos de fallas de equipos escasos y poco confiables.
5. Alto índice de fallas de los equipos, lo cual repercute negativamente en la confiabilidad y disponibilidad de los mismos.
6. Documentación técnica, procedimientos, guías, instrucciones de trabajo y manuales de operación y mantenimiento desactualizados.
7. Inexistencia de un sistema de control de inventarios de suministros y repuestos que ayude a optimizar los costos de mantenimiento.
Como resultado del mantenimiento correctivo aplicado a las estaciones de flujo de la UE TEP BA, se analizó la tendencia de las fallas para conocer el comportamiento de las averías, lo cual es un indicador de las efectivas o inefectivas acciones de mantenimiento. Los resultados se muestran en la tabla 6.
71
Tabla 6. Comportamiento mensual de las fallas en equipos instalados en la población de estaciones de flujo analizadas Bombas Separadores Calentador Tanques Múltiples Mediana TOTAL FALLAS
ENE 20 0 0 4 0
FEB 40 5 1 4 0
MAR 24 3 2 0 0
ABR 31 11 10 4 0
MAY 42 6 12 1 0
JUN 60 3 6 4 5
JUL 38 14 3 1 2
AGO 47 9 9 2 0
TOTAL 302 51 43 20 7
0
4
2
10
6
5
3
9
43
24
50
29
56
61
78
58
67
423
Fuente: Ruz (2006).
Adicionalmente, se obtuvo que en promedio se presentan 10 fallas mensuales en los equipos, las cuales se distribuyen tal como se muestra en la tabla 7. Cómo se observa, el mayor número de fallas ocurre en las bombas, con un promedio de 38 fallas por mes en el conjunto de estaciones evaluadas; prácticamente cuatriplica el valor promedio mensual de fallas (10).
Tabla 7. Fallas mensuales de equipos en la población de estaciones analizadas Equipos instalados en las estaciones Bombas Separadores Calentador Tanque Múltiples
Promedios mensuales
Promedio global
38 6 5 3 1 10
Fuente: Ruz (2006).
Asimismo, se calculó la mediana; es decir, aquellos valores que ocupan el lugar central, de modo que la mitad de los casos quedan por debajo y la otra mitad por encima. La mediana, conjuntamente con la tendencia de fallas mensuales, se representó en el gráfico 1.
72 70 60
BOMBA
SEPARADORES
TANQUE
CALENTADOR
MULTIPLES
MEDIANA
50 40 30 20 10 0 ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
Gráfico 1. Tendencia de fallas mensuales en estaciones de flujo en tierra. Fuente: Ruz (2006).
A partir del gráfico 1, se puede afirmar que las acciones de mantenimiento preventivo y predictivo han sido deficientes, ya que los daños en bombas están muy por encima de la mediana (curva color negro); por lo tanto, se trata de una variable fuera de control. Según lo expuesto, las bombas constituyen un elemento crítico en el cual deben estar enfocadas las acciones de mantenimiento. En virtud de este resultado, se decidió aplicar la metodología de Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (MCC) al componente bombas.
Cabe enfatizar que, el objetivo principal de MCC es reducir los costos del mantenimiento, determinando qué debe hacerse, con el objeto de asegurar la funcionabilidad del activo y modificar el programa de mantenimiento preventivo, enfocándose en las funciones más importantes de los sistemas. Según Huerta, López y Parra (1999), la etapa inicial del MCC exige la aplicación de un Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) al componente crítico encontrado. En este caso: bombas reciprocantes duplex.
73
Proceso Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF)
La función se define mediante un verbo, el objeto y el estándar de desempeño deseado: 1. Verbo: transferir, bombear. 2. Objeto: bombas reciprocantes duplex. 3 Desempeño deseado: transferir el crudo a través del sistema de recolección de crudo (oleoducto) al patio de tanques o terminal de almacenaje.
Definición de la función del componente crítico (bombas reciprocantes duplex)
Dado que la falla funcional es descrita mediante el negado de la función del equipo; en este caso, la falla funcional sería: no transferir el crudo a través del sistema de recolección de crudo (oleoducto) al patio de tanques o terminal de almacenaje. Una falla funcional secundaria sería no bombear al caudal deseado; es decir, transferir el crudo a un caudal inferior al requerido. Esto último se traduce como una disminución del desempeño de la bomba.
Modos de fallas
Se construyó un diagrama causa-efecto, mediante la utilización del método conocido como “lluvia de ideas” surgidas a partir de entrevistas al personal custodio y de mantenimiento. El diagrama causa-efecto se realizó con el objeto de representar los modos de fallas responsables del significativo número de fallas en estos equipos
74
dinámicos. En ese sentido, la figura 11 muestra esta herramienta aplicada sólo a los componentes o equipos del sistema de bombeo instalado en estaciones de flujo ubicadas en tierra, es de resaltar que pueden existir otras causas derivadas del personal no calificado, procedimientos no adecuados, falta de suministros, entre otros.
Figura 11. Diagrama causa-efecto para bombas reciprocantes duplex instaladas en estaciones de flujo en tierra. Fuente: Ruz (2006).
Según el diagrama causa-efecto, las fallas funcionales en las bombas reciprocantes de estaciones de flujo se presentan principalmente en los siguientes equipos o componentes:
Bielas.
Correas.
Crucetas.
Empaquetaduras.
Engranajes.
75
Prensa estopa.
Línea de descarga.
Piñones.
Válvulas.
Pistones.
Lubricantes.
Línea de succión. Otros componentes.
Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) para los componentes de las bombas
Por otra parte, se aplicó el AMEF (Análisis de Modos y Efectos de Fallas), a los componentes de las bombas reciprocantes instaladas en las estaciones de flujo, ya que éstas constituyen el elemento crítico (con mayor número de fallas y consecuencias operacionales). A continuación, se desarrollan los resultados obtenidos, destacando además los costos del riesgo, en cuanto a mantenimiento, producción diferida, seguridad y medio ambiente. Estos costos se presentan con su equivalente en dólar estadounidense ($) a una cotización oficial de 2.150,00 bolívares por dólar; CADIVI (2006).
1. Subsistema: Bielas
a. Falla funcional: Impedir la transformación del movimiento lineal en rotativo y
viceversa.
b. Modo de falla: Cojinetes de biela desgastadas.
76 c. Efecto de fallas: Se producen golpes y vibraciones que causan daños en los piñones de alta y baja en la caja de transmisión, genera deficiencia de la bomba.
d. Consecuencias de fallas:El tiempo promedio para reparar (TPPR) es de 8 horas
y el costo es de 2,09 MMBs. (972 $). Mientras que las pérdidas en la producción oscilan en 318 MMBs. (147.907 $). Generalmente no genera riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
2. Subsistema: correas
a. Falla funcional: No transmitir el movimiento, no accionar el funcionamiento de la
bomba. b. Modo de falla: Estiramiento de correas.
c. Efecto de fallas: Si las correas están demasiado estiradas pueden salirse de los canales del volante, se pierde la transmisión de la fuerza motriz que acciona el funcionamiento de la bomba, el equipo se desalinea y queda la bomba fuera de servicio. d. Consecuencias de fallas: Tiempo promedio para reparar (TPPR) de 3 horas, a un costo estimado de 0,90 MMBs. (419 $); mientras que las pérdidas en la producción oscilan 119,28 MMBs. (55.479$). Generalmente no genera riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
3. Subsistema: crucetas
a. Falla funcional: Ocasionar el desacople de la barra pistón de la biela e impedir el
movimiento lineal reciprocante (pasador-cruceta).
77 b. Modo de falla: Desgaste de crucetas y desajuste del pasador.
c. Efecto de fallas: Una cruceta con fallas puede producir golpes de biela debido a la holgura entre la biela, la cruceta y la barra pistón, debiéndose retirar la bomba. Por otra parte, el desajuste del pasador ocasiona una vibración momentánea en los elementos giratorios, suficiente para causar desgaste. También se presentan ruidos excesivos en la caja de transmisión.
d. Consecuencias de fallas: El desgaste de crucetas, el TPPR sería de unas 16
horas y el costo podría alcanzar los 6,57 MMBs. (3.056 $); mientras que las pérdidas en la producción pueden elevarse a 636 MMBs. (295.814 $). Para el desajuste del pasador, el TPPR sería de 8 horas y el costo de 2,08 MMBs. (967 $). Mientras que las pérdidas en la producción pueden alcanzar los 318 MMBs. (147.907 $). Ambas fallas generalmente no generan riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
4. Subsistema: engranajes
a. Falla funcional: Impide la transmisión y el movimiento del pistón.
b. Modo de falla: Desgaste excesivo de engranajes por falta de lubricación.
c. Efecto de fallas: El rozamiento interno que se produce entre los componentes de la bomba provoca el recalentamiento de los piñones de alta y baja, conduciendo así a la falla de la bomba.
d. Consecuencias de fallas: El TPPR sería de unas 16 horas y el costo de 8,95
MMBs. (4.163$). Mientras que las pérdidas en la producción podrían alcanzar los 636 MMBs. (295.814 $). Generalmente no genera riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
78 5. Subsistema: empaquetaduras
a. Falla funcional: Filtraciones de líquido bombeado y/o de lubricantes.
b. Modo de falla: Desajuste de empaquetaduras, daños en éstas, lo cual permite la presencia de gas en el interior de las bombas, cajas de empaque fracturadas,
empaquetaduras de la tapa de transmisión rotas o tostadas y desgaste o desajuste de empaques de la barra de fluido. c. Efecto de fallas: Un ajuste excesivo de las empaquetaduras genera recalentamiento y rayaduras en la barra pistón, ya que ésta no se lubrica. Las empaquetaduras sufren deformación excesiva producto del recalentamiento, se doblan hasta que finalmente se rompen y ocurre la filtración. Esto genera pérdidas del líquido de bombeo, disminuye la eficiencia de la bomba. Por otro lado, cuando ocurren daños en las empaquetaduras, la presencia de gas en la cámara de fluido impide la lubricación de la barra pistón. Se genera recalentamiento de tal forma que las empaquetaduras se deforman hasta que finalmente se rompen, produciéndose filtraciones a través del prensa estopa, contaminación del área, pérdidas del líquido bombeado y bajo flujo en la bomba. Por otra parte, la fractura de la caja de empaques se srcina a nivel de la tuerca que fija la barra pistón. En consecuencia se presenta filtración del agente lubricante hacia la barra pistón. Puede recalentarse la caja de transmisión y producir daños severos en los componentes de la misma, afectando el desempeño de la bomba. Asimismo, cuando las empaquetaduras de la tapa de transmisión están rotas o tostadas, el lubricante cae en la planchada de la estación de flujo y el área se ensucia. La bomba sin lubricante interrumpe la transmisión, se produce recalentamiento y daños en los componentes internos de la caja de potencia. Un desajuste de empaques de la barra de fluido produce fuga externa de crudo, disminuyendo la capacidad de bombeo, se retira la bomba y se afecta al medio ambiente.
79 d. Consecuencias de fallas: Para los diferentes daños en las empaquetaduras se necesita un TPPR entre 30 minutos y cinco (5) horas. El costo estaría alrededor de 0,63 MMBs.; no obstante, las pérdidas en la producción pueden alcanzar los 20 MMBs. (9.302 $). Los riesgos en el medio ambiente por daños en las empaquetaduras estarían penalizados por 300 a 2000 días de salario mínimo, 2 meses a 3 meses de cárcel; según la Ley Penal del Ambiente.
6. Subsistema: prensa estopas
a. Falla funcional: Escurrimiento del crudo. b. Modo de falla: Desajuste y graduación inadecuada del prensa estopas y
desgaste del mismo. c. Efecto de fallas: El prensa estopa se debe graduar de tal manera que las empaquetaduras escurran 20 gotas de crudo por minuto, esto garantiza la adecuada lubricación de la barra pistón. Cuando la tensión con la que se gradúa el prensaestopas es excesiva, se forma un sello hermético que impide el escurrimiento del crudo, las empaquetaduras se recalientan debido a la fricción que se genera, hasta que se deforman y se fracturan dando lugar a la filtración a través del prensaestopas. Por otra parte, con el prensaestopas desgastado, la fuerza para comprimir las empaquetaduras es deficiente, por lo que éstas quedan mal ajustadas, sellando la barra pistón deficientemente. Se presentan fugas de crudo por el prensa estopas, pérdidas del producto bombeado y disminuye la eficiencia de la bomba. d. Consecuencias de fallas: En el caso de la falla, desajuste y graduación inadecuada del prensa estopa, el TPPR sería de unas 3 horas y el costo puede alcanzar los 5,20 MMBs. (2.419 $). Mientras que las pérdidas en la producción estarían alrededor de 119,28 MMBs. (55.479 $). Para el desgaste del prensa estopa, el TPPR es de 30 minutos y el costo es de 0,21 MMBs. (98 $). Las pérdidas en la producción alcanzarían los 22,72 MMBs. (10.567 $). El desgaste del prensa estopa puede
80
ocasionar riesgos al medio ambiente de 300 a 2000 días de salario mínimo y de 2 a 3 meses de cárcel, según la Ley Penal del Ambiente.
7. Subsistema: Línea de descarga
a. Falla funcional: Restricción de la capacidad de flujo. b. Modo de falla: Ensuciamiento de la línea de descarga.
c. Efecto de fallas: La presencia de materia extraña en el fluido puede ocasionar obstrucción en la línea de descarga principal y restricción de la capacidad de flujo. En consecuencia, se produce una sobrecarga en la cámara de fluido, aumenta la presión del sistema, se producen esfuerzos excesivos en la barra pistón que son transmitidos a los componentes de la caja de engranaje. El motor recibe este esfuerzo, lo que puede ocasionar una falla del motor por sobrecarga eléctrica, quedando la bomba fuera de servicio. d. Consecuencias de fallas: No se encontraron en los registros de la empresa, ni el TPPR, ni los costos de mantenimiento o por pérdidas por producción. No genera riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
8. Subsistema: Piñones
a. Falla funcional: Impedir la rotación del sistema de transmisión. b. Modo de falla: Desgaste de piñones.
c. Efecto de fallas: Se producen ruidos en la caja de transmisión y se presentan fallas en el funcionamiento de la bomba.
81
d. Consecuencias de fallas: El TPPR sería de 16 horas y el costo puede alcanzar los 8,95 MMBs. (4.163 $). Las pérdidas en la producción estarían en el orden de 636 MMBs. (295.814 $). Generalmente, no generan riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
9. Subsistema: Línea de succión
a. Falla funcional: Impedir la succión de los productos del proceso. b. Modo de falla: Gas encerrado y acumulación de sedimentos.
c. Efecto de fallas: Al no encontrar salida hacia la atmósfera, la burbuja de gas tiende a desplazarse por el tramo de la línea de succión y se va acumulando hasta que, es lo suficientemente grande y se produce una restricción al paso del flujo hacia la cámara de fluido, presentándose ruidos, vibración y una reducción de la capacidad de la bomba. Por otra parte, los sedimentos acumulados en las tuberías son absorbidos por la bomba, desgastándolas prematuramente; se evidencian daños en el resto de los componentes internos. La bomba pierde eficiencia. Además, la acumulación de sedimentos en la línea de succión impide que la válvula manual de compuerta se cierre totalmente, dificultando las actividades de mantenimiento. d. Consecuencias de fallas: El TPPR sería de unos 15 minutos y no se generan costos significativos. Mientras que las pérdidas en la producción alcanzarían los 9,94 MMBs. (4.623 $). Generalmente estas fallas no generan riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
10. Subsistema: Válvulas
Existen varios modos de fallas en las válvulas de las bombas; a continuación se presenta uno de los principales; mientras que el resto se detalla en el Apéndice B de este estudio.
82 a. Falla funcional: No evitar sobre presiones en la bomba. b. Modo de falla: Válvula de seguridad disparada. c. Efecto de fallas: La bomba recircula por lo que el fluido es descargado parcialmente, se pierde la presión de bombeo. El sistema queda desprotegido contra altas presiones, recomendándose dejar la bomba fuera de servicio. d. Consecuencias de fallas: El TPPR sería de 2 horas y el costo puede alcanzar
los 5,96 MMBs. (2.772 $). Mientras que las pérdidas en la producción oscilarían en 79,52 MMBs. (36.986 $). Genera riesgos a la seguridad humana pero generalmente no provoca riesgos al medio ambiente.
11. Subsistema: Pistón
a. Falla funcional: No impedir filtraciones del producto bombeado. b. Modo de falla: Aros pistón desgastados. c. Efecto de fallas: Se presentan fugas del líquido bombeado por el interior de las
paredes de la camisa, así como también pérdidas de presión en la cámara de fluido. En consecuencia, la eficiencia de la bomba disminuye. d. Consecuencias de fallas: El tiempo promedio para reparar (TPPR) puede
alcanzar 30 minutos y el costo ronda un (1) MMBs. Mientras que las pérdidas en la producción se elevan a 119,3 MMBs. No genera riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
12. Subsistema: Lubricantes a. Falla funcional: No facilitar el movimiento de los componentes, no impedir el
calentamiento y ni el desgaste de las piezas.
83 b. Modo de falla: Lubricación parcial o insuficiente, materiales sólidos en el agente
lubricante. c. Efecto de fallas: El calor generado por la fricción dilata el metal de los
engranajes ocasionando posiblemente fundición y destrucción de las superficies. Bajo esta condición se producen daños severos en los componentes internos de la caja de potencia, impidiendo la transmisión de la potencia para permitir el funcionamiento óptimo de la bomba. d. Consecuencias de fallas: El TPPR sería de aproximadamente una (1) hora y el costo de unos 0,74 MMBs. (344 $). Mientras que las pérdidas en la producción oscilan 39,76 MMBs. (18.493 $). No genera riesgos a la seguridad, ni al medio ambiente.
Cabe destacar que, los AMEF (Análisis de Modos y Efectos de Fallas) correspondientes a los componentes de las bombas duplex que se han explicado en los párrafos anteriores, se encuentran ubicados en sus respectivos formatos en el Apéndice B.
Una atención especial se le debe prestar a aquellas fallas que, aparte de la producción diferida (riesgo operacional), provocan riesgos por contaminación ambiental, tales como los daños en las empaquetaduras, en la prensa estopa, en el tapa válvulas y en el pistón.
Causas de los modos de fallas en los componentes de las bombas reciprocantes duplex
Durante el trabajo de campo se realizó un diagnóstico en forma preliminar (dado que no estaba entre los objetivos de la investigación) de las causas principales de los modos de fallas de los componentes de las bombas reciprocantes duplex. Éstas fueron categorizadas en los renglones: personal, procedimientos, información y suministros.
84 1. Personal: Aproximadamente el 60% del personal encargado del mantenimiento de las bombas reciprocantes duplex no cuenta con una adecuada formación y experticia acerca del funcionamiento y del plan de mantenimiento básico que se debe aplicar a este elemento crítico. Esta afirmación se evidenció directamente de las entrevistas al personal operario; destacando que, tal condición no permite que el operador influya en forma directa en la disponibilidad y en la mantenibilidad de la continuidad operacional de la estación de flujo. De allí que, la capacidad experta de los mantenedores es un aspecto negativo en la gestión del manteniendo actual.
2. Procedimientos: Mediante las entrevistas y la revisión documental se evidenció
la falta de manuales de operación y de mantenimiento, procedimientos e instrucciones de trabajo actualizados.
3. Información: La revisión documental de la información histórica de fallas
evidenció que no se ha construido un registro histórico formal con códigos de fallas, computarizado y actualizado, del cual se obtenga y revise periódicamente el comportamiento operacional de las bombas duplex, lo cual trae retardos al momento de requerir alguna información con el propósito de llevar a cabo las acciones de mantenimiento y de reestablecimiento de los inventarios.
4. Suministros: No existe un adecuado inventario de materiales y repuestos, los
cuales deben estar disponibles para las acciones preventivas y correctivas de las bombas.
Jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras
Para determinar la jerarquía de las estaciones de flujo en cuanto a sus oportunidades de mejoras, se recopilaron las fallas en las estaciones de flujo representadas por las averías en bombas (por ser el elemento crítico en estaciones de
85
flujo), conjuntamente con su capacidad de producción petrolera, que en total suman 71.504 Barriles Brutos Por Día (BBPD), durante el período de estudio (ver tabla 8).
Tabla 8. Frecuencia de fallas en bombas y nivel de producción de las estaciones de flujo que actuaron como unidades de análisis (enero-agosto, 2005). en Estación Fallas bombas BBPD Estación CC-9 52 6207 FF-9 CC-10 DD-9 DD-10 EE-9
41 7 30 9
25681 20175 10040 s/d
FF-10 GG-7 GG-8 GG-9
Fallas en bombas 84 0 7 24 48
BBPD 4103 s/d 642 2255 2401
Fuente: PDVSA (2006).
Posteriormente, se asignó un puntaje que permitió ponderar tanto la frecuencia de fallas, como la producción de crudo, según la guía de criticidad mostrada en la tabla 3 (capítulo II de este estudio). Del procedimiento descrito resultó la tabla 9.
Tabla 9. Ponderación de la frecuencia de fallas y el nivel de producción petrolera, para el cálculo de la criticidad según la guía de criticidad ( tabla 3, Capítulo II).
Estación CC-10 CC-9 DD-9 DD-10 FF-9
Ponderación Ponderación por por frecuencia producción de fallas en petrolera (BBPD) bombas (B) (A) 4 12 6 6 3 9 4 6 6 4
GG-8 4 GG-9 GG-7 3 EE-9 3 FF-10 1 Fuente: Ruz (2006).
4 2 -
Criticidad (C) C=AxB 48
36 27 24 24 16 6 -
86
Con base en esos resultados y según el criterio del autor, la jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras quedó como se muestra en la tabla 10. Tabla 10. Jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras. Jerarquización Estación 1 2
CC-10 CC-9
3 4 5
DD-9 DD-10 FF-9
Fuente: Ruz (2006).
Cabe destacar que, de acuerdo con la información aportada por los mantenedores y custodios de las estaciones analizadas, cada falla en las bombas reciprocantes es capaz de generar una pérdida por producción diferida que, en promedio, alcanzaron los 166,17 MMBs., unos 77.288 $ durante el período enero-agosto, 2005 (ver Apéndice C). La producción diferida se debe a que, aunque hay tres (3) bombas por estación, cada una de ellas es necesaria para no disminuir el rendimiento o desempeño en la capacidad de bombeo de crudo de cada estación. Es de hacer notar que, el resto de los equipos (separadores, tanques, calentadores múltiples) no generan producción diferida, ya que existen varios funcionando en paralelo. No obstante, la jerarquía también debe estar en función directa de la capacidad de producción por estación en Barriles Netos por Día (BNPD). De allí que la conjugación de ambas variables dio como resultado la jerarquización mostrada en la tabla 10.
Aplicación del método OCR a una estación de flujo
La aplicación del método Optimización Costo/Riesgo (OCR) a la estación de flujo CC-10, se llevó a cabo con el propósito de determinar el intervalo óptimo de mantenimiento del elemento crítico; es decir, de las bombas reciprocantes duplex. Para tal fin, se construyó la curva Optimización Costo/Riesgo mediante la elaboración de un
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procedimiento que permitió la obtención de tal curva sin la utilización del software APT Maintenance ®, de cuya licencia no se dispuso durante la investigación. El mencionado procedimiento fue el siguiente:
1. Se obtuvo el costo promedio de reparación de una bomba a partir de los datos (reales) de fallas aportados por PDVSA (Apéndice C). Este valor arrojó 2,88 MMBs. (1.340 $) como costo promedio de reparación de una falla en bomba.
2. A partir del costo promedio de reparación o mantenimiento preventivo (2,88 MMBs.) se calculó el costo total del conjunto de tres (3) bombas reciprocantes instaladas en la estación de flujo para un intervalo de mantenimiento mensual; es decir cada un (1) mes (2,88 MMBs. por 3 bombas) resultando 8,64 MMBs. Dado que, la frecuencia es mensual, se multiplicó éste valor por 12 meses, ya que son las veces que se realizaría el mantenimiento en un año. De allí que 103,68 MMBs es el punto de partida de la curva costos de mantenimiento del gráfico 2.
3. Posteriormente, se calculó el costo de mantenimiento para un intervalo de 2 meses; por lo tanto, se realizarían 6 mantenimientos al año. De esta manera, el costo total resulta de multiplicar 8,64 MMBs. por 6, resultando 51,7 MMBs. Igualmente, para un intervalo de 3 meses, se llevaría a cabo un mantenimiento cada 4 meses; de allí que, se multiplicó el costo del mantenimiento de 3 bombas por estación (8,64 MMBs.) por 4, resultando 34,4 MMBs., y así sucesivamente hasta obtener la curva costos de mantenimiento (gráfico 2).
4. Para el cálculo de los costos del riesgo, se tomaron en cuenta las pérdidas por producción diferida de las bombas, al momento de fallar, las cuales se indican en el Apéndice C; esto es 166,17 MMBs. Dicho valor corresponde al escenario de no realización de mantenimiento, por lo que es el punto de inicio para el intervalo más largo graficado (7 meses), adicionalmente para éste escenario la probabilidad de falla es casi 100% según los cálculos de confiabilidad realizados.
88
6. Seguidamente, se estimaron las probabilidades de falla en base a los tiempos entre fallas de las bombas, asumiendo una operación normal con una distribución exponencial según la fórmula
Ps
1
e
r t
, donde Ps: Probabilidad de supervivencia o
confiabilidad, r: rata de fallas y t: tiempo en horas. De ésta manera, se calculó la probabilidad de falla: (1 – confiabilidad) para cada uno de los intervalos. 7. Para obtener la curva de costos de riesgo, se multiplicó cada una de las probabilidades de falla por el costo total por pérdidas de producción, los mismos descienden a medida que la frecuencia de mantenimiento aumenta y el intervalo disminuye. 8. La curva de costos totales se obtiene de la sumatoria punto a punto de los costos de mantenimiento y costos de riesgos. Así se construyó la curva costos del riesgo mostrada en el gráfico 2, definiendo el intervalo óptimo de mantenimiento de la bomba reciprocante, el cual se reveló en el punto mínimo de la curva costos totales; esto es, un estimado de cada 2 ½ meses (cada 75 días aproximadamente).
Gráfico 2. Curva OCR para la determinación de la frecuencia óptima de mantenimiento. Fuente: Ruz (2006).
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Cabe destacar que, en el siguiente punto se hace un análisis de los resultados presentados en el gráfico 2, con el objeto de explicar los aspectos más importantes logrados mediante la metodología Optimización Costo/Riesgo para las bombas reciprocantes duplex instaladas en las estaciones de flujo de la industria petrolera.
Evaluación de los resultados obtenidos en la prueba piloto del método OCR
El trabajo de campo se inició recopilando y analizando las fallas en los equipos instalados en cualquier estación de flujo; es decir, bombas, separadores, calentadores, tanques, múltiples de producción. Al respecto, el análisis cuantitativo de fallas reveló que la mayoría de éstas se producen en las bombas reciprocantes duplex encargadas de bombear el crudo al patio de tanques o terminal de almacenaje, a través de un oleoducto. Tal como se ha mencionado, el promedio de fallas en bombas cuatriplica el promedio de fallas para cualquiera de los otros equipos.
En virtud de estos resultados, se decidió aplicar la metodología propuesta por el Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad, de manera de realizar un Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) en las bombas, lo cual permitió conocer cuáles eran los daños en éstas, los componentes que estaban siendo afectados y cómo se presentaban, conjuntamente con sus consecuencias operacionales.
A partir de allí se determinó que la disminución del desempeño de la bomba, el cual algunas veces provoca la interrupción de su funcionamiento, genera una producción diferida que arroja pérdidas económicas que superan los 5.000 MMBs. anuales, unos 2.325.581 $ (ver Apéndice C), siendo el promedio de 166,17 MMBs. (77.288 $) por concepto de producción diferida srcinada por una falla en bomba. Estos hechos dieron a las bombas reciprocantes la categoría de elemento crítico; lo cual conllevó a que el Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) fuese seguido
90
por un Análisis Costos/Riesgo (OCR), de manera de estimar un intervalo de mantenimiento óptimo para este componente.
En ese sentido, el gráfico 2 reveló que, el intervalo óptimo es un estimado de cada 2 ½ meses (cada 75 días aproximadamente). Así, se establecería esta frecuencia de mantenimiento en las estaciones de flujo de la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, área Bachaquero de PDVSA Occidente, la cual fue definida por el comportamiento operacional del elemento bomba reciprocante duplex.
Por otra parte, un intervalo es el espacio o separación mensual entre dos (2) acciones de mantenimiento. De allí que en el gráfico 2 se observa que los costos de mantenimiento van disminuyendo a medida que aumenta el intervalo de dichas acciones. Es de hacer notar que, a medida que aumentan los intervalos de mantenimiento, también aumentan los costos del riesgo, dado que se incrementa la factibilidad de fallas en los equipos responsables de la operabilidad de la estación de flujo. Esta situación eventualmente se traducirá en una mayor pérdida por producción diferida de crudo.
Sin embargo, la metodología OCR no indica que acciones o tareas de mantenimiento se llevarán a cabo en el intervalo de mantenimiento determinado. En virtud de esto, se debió aplicar el diagrama de decisión de Huggett (1998) mostrado en la figura 8 (capítulo II de este estudio), a través del cual se consideró que lo más adecuado es realizar “tareas de mantenimiento a condición”, ya que la operatividad fundamental de las bombas exige que se tomen las acciones predictivas para impedir que las fallas potenciales se conviertan en fallas funcionales.
Esta acción se fundamenta en que el costo de realizar una acción de mantenimiento es menor que el costo total de las consecuencias operacionales provocadas por las fallas funcionales en bombas que se pretenden prevenir (pérdidas por producción).
91
Algunas de las tareas a condición que se mencionarán someramente, ya que su formulación está fuera del alcance de los objetivos de este estudio, serían las siguientes:
Reemplazo a condición o inspección de:
a. Bielas y sus cojinetes: grado de desgaste. b. Correas del sistema de transmisión: grado de estiramiento. c. Crucetas y sus pasadores: grado de desgaste y de ajuste del pasador. d. Engranajes del sistema de transmisión:grado de desgaste y de lubricación. e. Empaquetaduras (de la barra pistón, cajas de empaque): integridad,
hermeticidad. f. Prensa estopa: grado de desgaste, graduación. g. Línea de descarga: presencia de impurezas. h. Piñones: grado de desgaste. i. Línea de succión: acumulación de gas encerrado y sedimentos. j. Válvulas: estado de asientos, de válvulas de compuertas, de válvulas bypass, de válvulas de seguridad, de los resortes y de los tapa válvulas. k. Pistón: estado de los aros, del empacamiento de la barra pistón, el grado de
ajuste de las contratuercas, de la camisa, de los tornillos y tuercas del pistón, el grado de ajuste de la tapa pistón, la integridad del pistón y de las empaquetaduras de la barra pistón, entre otras. l. Bomba y motor: verificar que no exista desalineación, cavitación, humedad o
fatiga que favorezcan daños en el motor y la bomba. m. Lubricación: nivel de agentes lubricantes y grado de limpieza del mismo.
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Beneficios de la aplicación del método OCR para la gestión del mantenimiento en estaciones de flujo de la industria petrolera
Los beneficios directos estarán orientados al alcance de los siguientes aspectos:
a. Determinación de la óptima relación costo/riesgo. b. Optimización de la frecuencia de mantenimiento; es decir, determinación de la cantidad de veces que se realizará el mantenimiento a un menor costo. c. Maximización de las ganancias de la empresa, sin disminuir la calidad del producto o servicio. d. Optimización del proceso de toma de decisiones en relación a cuándo hacer inspecciones de los equipos instalados en las estaciones de flujo.
e. Optimización del proceso de toma de decisiones en relación a cuánto y cuándo gastar en el mantenimiento preventivo, predictivo en las estaciones de flujo, sin poner en riesgo el desempeño de las mismas. f. Evaluación a corto plazo y con resultados certeros. g. Realización de análisis de riesgos preliminares y de sus costos, ya sea por impacto ambiental, en la producción, en la seguridad humana, en la calidad y otros.
h. Contribución con el aumento de la confiabilidad y de la disponibilidad de los equipos. i. Contribución al proceso de planificación de presupuesto anual de la empresa, permitiendo una mejor estimación de los gasto de mantenimiento.
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j. Estimación de la cantidad óptima de repuestos para mantener la operatividad de los equipos en las estaciones. k. Realización de diagnósticos integrales sustentados en la información histórica disponible.
Adicionalmente, la aplicación de la metodología OCR genera beneficios económicos, los cuales son estimados a continuación.
La rentabilidad económica de la aplicación del método OCR se realizó mediante un análisis costo/beneficio, el cual es una metodología utilizada para definir la factibilidad de una alternativa planteada; comparando los costos asociados con los beneficios esperados.
a. Beneficio esperado: Si se implementa la frecuencia de mantenimiento definida en este estudio (cada 2 ½ meses), se reducirían los problemas ocasionados por las fallas en bombas, además de las correspondientes pérdidas en producción diferida.
b. Valor de la solución: El valor de la solución (V) implementada sería la estimación
de la ganancia que se obtendrá simulando que el problema se elimina o se mejora, ya que entonces se evitaría desembolsar costos de reparación de las bombas (89,1 MMBs anuales, unos 41.442 $), a la vez que se evitaría perder la ganancia asociada a la producción de la estación (5.151,26 MMBs anuales o un equivalente de 2.395.935 $). La fuente de estos valores se encuentra en el Apéndice C. Costos de reparaciones:89 MMBs. anuales. Pérdidas en producción diferida: 5.151 MMBs. anuales. Total: 5.240 MMBs. (2.437.209 $).
V=5.240 MMBs. (2.437.209 $) anuales
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Todos estos beneficios indirectamente se traducen en condiciones favorables para el cumplimiento de normas, leyes, regulaciones, políticas de mantenimiento y otros; beneficiando así a la seguridad del ambiente, de las infraestructuras, del recurso humano, sin dejar de mencionar la repercusión positiva a la imagen externa de la empresa, a la calidad, al rendimiento, a la eficiencia y a la confiabilidad de sus operaciones.
Costo de la solución: El costo de la solución propuesta (C) viene dado por los
costos de materiales, equipos y mano de obra. A partir del Apéndice C, se tiene que el costo anual de las acciones de mantenimiento estarían en el orden de 89,1 MMBs. (41.442 $). Sin embargo, hay que tener en cuenta que, se están proponiendo 5 mantenimientos al año (para las 3 bombas de la estación, cada 2 ½ meses) a un costo promedio estimado de 8,64 MMBs (2,88 MMBs. para una bomba, ver Apéndice C); esto arroja un total de 43,2 MMBs.
C= 43,2 MMBs. (20.093 $) anuales
Beneficio neto de la solución: El beneficio neto (BN) viene dado por el valor de la solución (V) menos el costo de la solución (C).
BN=5.240 MMBs – 43,2 MMBs anuales= 5.196,8 MMBs (2.417,1 $) anuales.
En definitiva, la implantación de la frecuencia de mantenimiento basado en condición en las estaciones de flujo (cada 2 ½ meses o 75 días), especialmente en las bombas, podría traducirse en un beneficio económico en el orden de 2,4 millones de dólares anuales, a un cambio oficial para el año 2006 de 2.150 Bs. por $ (CADIVI, 2006).
CONCLUSIONES
Características de la gestión de mantenimiento en estaciones de flujo de la UE TEP BA
1. La gestión de mantenimiento es netamente correctiva; es decir, cuando ocurre una parada imprevista de cualquiera de los equipos de la estación (bombas reciprocantes duplex, separadores, calentadores, tanques y múltiples de producción). 2. En promedio se presentan 10 fallas mensuales en los equipos instalados en las estaciones de flujo; no obstante, el mayor número de fallas ocurre en las bombas reciprocantes, con un promedio de 38 fallas; cuatriplicando el valor promedio mensual de fallas (10). 3. Las acciones de mantenimiento preventivo y predictivo de las bombas reciprocantes han sido deficientes, ya que los daños en estos equipos están muy por encima del promedio de fallas; por lo tanto, se trata de una variable fuera de control. 4. Las bombas reciprocantes duplex constituyen un elemento crítico en el cual deben estar enfocadas las acciones de mantenimiento de las estaciones de flujo. 5. Los modos de fallas de las bombas reciprocantes duplex están concentrados en las desviaciones en el funcionamiento de los siguientes componentes: Bielas, correas, crucetas, empaquetaduras, engranajes, prensa estopa, línea de descarga, piñones, válvulas, pistones y lubricantes.
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6. La identificación de los modos de fallas en las bombas reciprocantes duplex permitió conocer cómo, por qué y dónde ocurren las fallas y las consecuencias de las mismas.
7. Una parte significativa del personal encargado del mantenimiento de las bombas reciprocantes duplex no cuenta con una adecuada formación y experticia acerca del funcionamiento y del plan de mantenimiento básico que se debe aplicar a este elemento crítico, afectando negativamente la disponibilidad y mantenibilidad de la continuidad operacional de la estación de flujo.
Jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras
1. La jerarquización de las estaciones de flujo en cuanto a sus oportunidades de mejoras, estuvo en función directa de las fallas en las estaciones de flujo representadas por las averías en bombas reciprocantes (por ser el elemento crítico en estaciones de flujo), conjuntamente con su capacidad de producción petrolera; es decir, Barriles Brutos Por Día (BBPD).
2. Cada falla en las bombas reciprocantes es capaz de generar una pérdida por producción diferida que, en promedio, alcanza los 166,17 MMBs., unos 77.288 $, ya que, aunque hay tres (3) bombas por estación, cada una de ellas es necesaria para no disminuir la capacidad de bombeo de crudo de cada estación.
3. La jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras quedó como se indica en el siguiente orden: Estaciones CC-10, CC-9, DD-9, DD-10 y FF-9.
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Aplicación del método OCR a una estación de flujo
1. La aplicación del método Optimización Costo/Riesgo (OCR) a la estación de flujo CC-10, se llevó a cabo con el propósito de determinar el intervalo óptimo de mantenimiento del elemento crítico; es decir, de las bombas reciprocantes duplex.
2. Los costos de mantenimiento estuvieron representados por los costos de las acciones para mantener o recuperar el adecuado funcionamiento de las bombas reciprocantes; ya que éstas constituyen el elemento crítico.
3. Los costos del riesgo estuvieron asociados al valor monetario de la producción diferida potencialmente causada por la disminución del desempeño o interrupción de la operación de una o más bomba por estación y las probabilidades de falla para el lapso de tiempo del intervalo. Esta pérdida alcanzó un máximo de 166,17 MMBs. (77.535 $) anuales.
Evaluación de los resultados obtenidos al aplicar el método OCR
1. Dado que las bombas reciprocantes resultaron ser el elemento crítico en virtud de su elevado número de fallas y de sus consecuencias negativas en la producción; se realizó un Análisis Costos/Riesgo (OCR), de manera de estimar el intervalo de mantenimiento óptimo para este componente.
2. El intervalo óptimo de mantenimiento de la bomba reciprocante revelado en el punto mínimo de la curva costos totales, es un estimado de cada 2 ½ meses (cada 75 días aproximadamente).
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3. Los costos de mantenimiento van disminuyendo a medida que aumenta el intervalo de dichas acciones. 4. A medida que aumentan los intervalos de mantenimiento, también aumentan los costos del riesgo, dado que se incrementa la factibilidad de fallas en los equipos responsables de la operabilidad de la estación de flujo y por lo tanto, esta situación eventualmente se traducirá en una mayor pérdida por producción diferida de crudo. 5. La metodología OCR no indica que acciones o tareas de mantenimiento se llevarán a cabo en el intervalo de mantenimiento determinado. 6. Fue necesario aplicar el diagrama de decisión de Huggett (1998), a través del cual se consideró que lo más adecuado es realizar “tareas de mantenimiento a condición”, ya que la operatividad fundamental de las bombas exige que se tomen las acciones predictivas para impedir que las fallas potenciales se conviertan en fallas funcionales.
Beneficios de la aplicación del método OCR para la gestión del mantenimiento en estaciones de flujo de la industria petrolera
1. Los beneficios directos estarán orientados a la determinación de la óptima relación costo/riesgo; es decir, determinación de la cantidad de veces que se realizará el mantenimiento a un menor costo, contribuyendo con el aumento de la confiabilidad y de la disponibilidad de los equipos. 2. Los beneficios indirectos estarían centrados en la maximización de las ganancias de la empresa, optimización del proceso de toma de decisiones en relación a cuánto y cuándo gastar en el mantenimiento preventivo y predictivo en las estaciones de flujo, sin poner en riesgo el desempeño de las mismas.
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3. Los procesos de la industria petrolera resultan beneficiados dado la realización de análisis de riesgos preliminares y de sus costos, ya sea por impacto ambiental, en la producción, en la seguridad humana, en la calidad y otros diagnósticos integrales sustentados en la información histórica disponible.
4. Contribuye al proceso de planificación de presupuesto anual, al permitir una estimación confiable de los gastos de mantenimiento.
5. Los beneficios indirectamente se traducen en condiciones favorables para el cumplimiento de normas, leyes, regulaciones, políticas de mantenimiento y otros; sin dejar de mencionar la repercusión positiva a la imagen de la empresa, a la calidad, al rendimiento, a la eficiencia y a la confiabilidad de sus operaciones.
6. La implantación de la frecuencia de mantenimiento basado en condición en las estaciones de flujo (cada 2 ½ meses o 75 días), especialmente en las bombas reciprocantes duplex, podría traducirse en un beneficio económico en el orden de 2,43 millones de dólares anuales, a un cambio oficial para el año 2006 de 2.150 Bs. por $ (CADIVI, 2006).
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