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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 Alfredo Navarro
C.I. 4.152.755 C.I. 5.831.185
Director de la División de Postgrado
Cateryna Aiello Mazzari
Maracaibo, junio de 2006
AAppéénnddiicceess
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN......................................................................................
ABSTRACT.....................................................................................
TABLA DE CONTENIDO................................................................
LISTA DE DE FIGURAS.................................................................
LISTA DE TABLAS….....................................................................
LISTA DE GRÁFICOS…………………………………………………
iii
iv
v
vi
vii
viii
CAPÍTULOS
I.
II.
INTRODUCCIÓN………………………………………………………
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA............................................
Objetivos de la investigación................................................
Objetivo general………………………………………..……….
Objetivos específicos……………………………….………….
Justificación de la investigación............................................
Delimitación de la investigación............................................
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………
Calentadores……………………………………………………
Separadores…………………………………………………….
Depuradores de gas……………………………………………
Múltiples de producción………………………………………..
Tanques de almacenamiento………………………………….
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Mantenimiento………………………………….……………….
Propósitos del mantenimiento…………………………………
Tipos de mantenimiento……………………………………….
Mantenimiento correctivo………………………………………
Mantenimiento proactivo……………………………………….
Tribología/prolongación………………………………………..
Predictivo………………………………………………………..
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……………………………………………….
Costos de actividades especiales…………………………….
Costos totales…………………………………………………...
Relación Costo/Riesgo…………………………………………
Frecuencia óptima de mantenimiento………………………..
Beneficios del método OCR…………………………………...
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55
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III.
IV.
Equipo de trabajo……………………………………………….
Términos básicos………………………………………………
MARCO METODOLÓGICO……....................................................
Tipo de investigación……………………………………….….
Diseño de la investigación………………………….………….
Fuentes de información………………………………………..
Unidades de análisis…………………………………………...
Técnicas de recolección de datos…………………………….
Procedimiento de Investigación……………………………….
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…………………………………………..
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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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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106
106
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LISTA DE FIGURAS FIGURAS
Página
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
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…………………………………………
Conjunto de bombas reciprocantes duplex………………………
Evolución del mantenimiento a nivel mundial ………………......
Flujograma de aplicación del MCC………………………………..
Diagrama de decisión de Huggett (1998)………………………...
Dos vías para el cálculo del riesgo………………………………..
Curva Costo/Riesgo, mostrando la frecuencia óptima………….
Diagrama causa-efecto para bombas reciprocantes duplex
instaladas en estaciones de flujo en tierra……………………….
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LISTA DE TABLAS TABLAS
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9.
10.
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…
Fallas mensuales de equipos en la población de estaciones
analizadas……………………………………………………………
Frecuencia de fallas en bombas y nivel de producción de las
estaciones de flujo que actuaron como unidades de análisis
(enero-agosto, 2005)………………………………………………..
Ponderación de la frecuencia de fallas y el nivel de producción
petrolera, para el cálculo de la criticidad según la guía de
criticidad ……………………...……………………………………...
Jerarquización de las estaciones de flujo con mayores
oportunidades de mejoras………………………………………….
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65
65
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71
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LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICOS Página
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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88
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
5
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
6
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.
7
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.
8
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.
10
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 Costo-
Riesgo 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.
11
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
12
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.
13
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).
14
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).
15
Figura 2. Aspectos a tratar en las bases teóricas. Fuente: Ruz (2006).
16
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).
17
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
18
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) 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
PRINCIPALES
SISTEMA APAGA FUEGO Equipos de extinción de CO2. Sistema de pararrayos.
DINÁMICOS
MECÁNICOS
Bombas de drenaje. Bombas de inyección de química. Bombas selenoides. Lubricadores.
ELÉCTRICOS
Controladores eléctricos. Alimentadores. Panel de arranque de bombas.
INSTRUMENTACIÓN
Panel de control. Manómetros. Equipos de protección. Reguladores de gas. Controladores. Registradores. Válvulas de control.
ESTÁTICOS
AUXILIARES
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.
20
Figura 5. Conjunto de bombas reciprocantes duplex. Fuente: Oil Well (2006).
21
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
22
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
23
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 A-
240, 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).
26
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.
27
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.
La medición precisa de la tasa de producción requiere que el petróleo esté libre
de gas.
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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.
29
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
Separa el crudo de gas, agua y sedimentos
Separadores de medida
Evalúa la producción por pozo de petróleo y gas (prueba por pozo)
Tanques Almacenan temporalmente el petróleo. Bombas Envían el petróleo a tierra (patio de
tanques) Depuradores de gas Depuran de gas enviado a las plantas
compresoras. 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.
31
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).
32
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).
33
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
34
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.
35
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).
36
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
38
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).
39
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
40
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 origen 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
41
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).
42
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.
43
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.
44
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.
45
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.
46
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.
47
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.
48
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.
49
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
1 2 4 6 9 12
2.2. TIEMPO PROMEDIO PARA REPARAR (TPPR) PUNTAJE Menos de 4 horas. Entre 4 y 8 horas. Entre 9 y 24 horas. Más de 24 horas.
1 2 4 6
2.3. IMPACTO EN PRODUCCIÓN (por falla) PUNTAJE No afecta producción. 25% de impacto. 50% de impacto. 75% de impacto. La impacta totalmente.
0.05 0.30 0.50 0.80
1 2.4. COSTO DE REPARACIÓN PUNTAJE Menos de 25 MMBs. Entre 25 – 50 MMBs. Entre 51 – 100 MMBs. Más de 100 MMBs.
3 5 10 25
2.5. IMPACTO EN LA SEGURIDAD PERSONAL PUNTAJE 1 o más fatalidades y lesión que ocasiona Incendio y/o explosión,
la incapacidad absoluta y permanente, (pérdidas de 5 MM$), con pérdida de tiempo.
Lesión que ocasionan incapacidad absoluta Incendio y/o explosión (5 MM$> y temporal, con pérdida de tiempo. Pérdidas> 0.5 MM$)
Lesión que ocasiona incapacidad parcial Incendio y/o explosión (0.5 MM$> y permanente, con pérdida de tiempo y Pérdidas> 0.1 MM$) lesión que ocasiona incapacidad parcial y temporal.
Lesión reportable, sin pérdida de tiempo. Incendio y/o explosión (0.1 MM$> Pérdidas> 0 MM$)
Ninguna.
35
25
11
4
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
30 21 15 3 0
Fuente: Manual Introducción a la Confiabilidad Operacional (1999).
50
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”.
51
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.
52
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
53
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
originaron. Básicamente son gastos asociados con mano de obra, insumos, servicios,
contratos, transporte y otros aspectos invertidos en la acción de mantenimiento.
54
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.
55
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
56
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.
57
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).
58
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).
59
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.
60
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.
61
Mantenimiento correctivo: conjunto de acciones ejecutadas para retornar un
activo a su condición original, 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 origen 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.
62
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.
64
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
65
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 1
Jefe de mantenimiento 1
Operadores 4
Ayudantes 4
Expertos en MCC y OCR
(pertenecientes a TEP BA) 2
Total 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 Elementos
CC-9
CC-10
DD-9
DD-10
EE-9
FF-9
FF-10
GG-7
GG-8
GG-9
1. Bombas 2. Separadores 3. Calentadores 4. Tanques 5. Múltiples de
producción
Fuente: PDVSA (2006).
66
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.
1. Revisión documental: 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.
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.
67
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.
68
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:
70
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 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO TOTAL
Bombas 20 40 24 31 42 60 38 47 302 Separadores 0 5 3 11 6 3 14 9 51 Calentador 0 1 2 10 12 6 3 9 43 Tanques 4 4 0 4 1 4 1 2 20 Múltiples 0 0 0 0 0 5 2 0 7
Mediana 0 4 2 10 6 5 3 9 43 TOTAL FALLAS 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
Promedios mensuales
Bombas 38 Separadores 6 Calentador 5 Tanque 3 Múltiples 1 Promedio global 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
0
10
20
30
40
50
60
70
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO
BOMBA SEPARADORES
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.
TANQUE CALENTADOR
MULTIPLES MEDIANA
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 origina 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).
Estación
Fallas en bombas
BBPD EstaciónFallas en bombas
BBPD
CC-9 52 6207 FF-9 84 4103 CC-10 41 25681 FF-10 0 s/d DD-9 7 20175 GG-7 7 642 DD-10 30 10040 GG-8 24 2255 EE-9 9 s/d GG-9 48 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
Ponderación por frecuencia
de fallas en bombas
(A)
Ponderación por producción
petrolera (BBPD)(B)
Criticidad (C)
C=AxB
CC-10 4 12 48 CC-9 6 6 36 DD-9 3 9 27 DD-10 4 6 24 FF-9 6 4 24 GG-8 4 4 16 GG-9 4 4 16 GG-7 3 2 6 EE-9 3 - - FF-10 1 - - Fuente: Ruz (2006).
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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 CC-10
2 CC-9
3 DD-9
4 DD-10
5 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.
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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 tre
Ps 1
, 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 originada 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
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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).
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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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