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: ruzjl28@yahoo.es

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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9

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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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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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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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1.

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4.

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7.

8.

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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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: ruzjl28@yahoo.es.

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: ruzjl28@yahoo.es.

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).

19

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.

24

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

25

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.

28

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).

30

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).

86

Con base en esos resultados y según el criterio del autor, la jerarquización de las

estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras quedó como se muestra en

la tabla 10.

Tabla 10. Jerarquización de las estaciones de flujo con mayores oportunidades de mejoras.

Jerarquización Estación

1 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

87

procedimiento que permitió la obtención de tal curva sin la utilización del software APT

Maintenance ®, de cuya licencia no se dispuso durante la investigación. El mencionado

procedimiento fue el siguiente:

1. Se obtuvo el costo promedio de reparación de una bomba a partir de los datos

(reales) de fallas aportados por PDVSA (Apéndice C). Este valor arrojó 2,88 MMBs.

(1.340 $) como costo promedio de reparación de una falla en bomba.

2. A partir del costo promedio de reparación o mantenimiento preventivo (2,88

MMBs.) se calculó el costo total del conjunto de tres (3) bombas reciprocantes

instaladas en la estación de flujo para un intervalo de mantenimiento mensual; es decir

cada un (1) mes (2,88 MMBs. por 3 bombas) resultando 8,64 MMBs. Dado que, la

frecuencia es mensual, se multiplicó éste valor por 12 meses, ya que son las veces que

se realizaría el mantenimiento en un año. De allí que 103,68 MMBs es el punto de

partida de la curva costos de mantenimiento del gráfico 2.

3. Posteriormente, se calculó el costo de mantenimiento para un intervalo de 2

meses; por lo tanto, se realizarían 6 mantenimientos al año. De esta manera, el costo

total resulta de multiplicar 8,64 MMBs. por 6, resultando 51,7 MMBs. Igualmente, para

un intervalo de 3 meses, se llevaría a cabo un mantenimiento cada 4 meses; de allí que,

se multiplicó el costo del mantenimiento de 3 bombas por estación (8,64 MMBs.) por 4,

resultando 34,4 MMBs., y así sucesivamente hasta obtener la curva costos de

mantenimiento (gráfico 2).

4. Para el cálculo de los costos del riesgo, se tomaron en cuenta las pérdidas por

producción diferida de las bombas, al momento de fallar, las cuales se indican en el

Apéndice C; esto es 166,17 MMBs. Dicho valor corresponde al escenario de no

realización de mantenimiento, por lo que es el punto de inicio para el intervalo más largo

graficado (7 meses), adicionalmente para éste escenario la probabilidad de falla es casi

100% según los cálculos de confiabilidad realizados.

88

6. Seguidamente, se estimaron las probabilidades de falla en base a los tiempos

entre fallas de las bombas, asumiendo una operación normal con una distribución

exponencial según la fórmula 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).

89

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

90

por un Análisis Costos/Riesgo (OCR), de manera de estimar un intervalo de

mantenimiento óptimo para este componente.

En ese sentido, el gráfico 2 reveló que, el intervalo óptimo es un estimado de cada

2 ½ meses (cada 75 días aproximadamente). Así, se establecería esta frecuencia de

mantenimiento en las estaciones de flujo de la Unidad de Explotación Tierra Este

Pesado, área Bachaquero de PDVSA Occidente, la cual fue definida por el

comportamiento operacional del elemento bomba reciprocante duplex.

Por otra parte, un intervalo es el espacio o separación mensual entre dos (2)

acciones de mantenimiento. De allí que en el gráfico 2 se observa que los costos de

mantenimiento van disminuyendo a medida que aumenta el intervalo de dichas

acciones. Es de hacer notar que, a medida que aumentan los intervalos de

mantenimiento, también aumentan los costos del riesgo, dado que se incrementa la

factibilidad de fallas en los equipos responsables de la operabilidad de la estación de

flujo. Esta situación eventualmente se traducirá en una mayor pérdida por producción

diferida de crudo.

Sin embargo, la metodología OCR no indica que acciones o tareas de

mantenimiento se llevarán a cabo en el intervalo de mantenimiento determinado. En

virtud de esto, se debió aplicar el diagrama de decisión de Huggett (1998) mostrado en

la figura 8 (capítulo II de este estudio), a través del cual se consideró que lo más

adecuado es realizar “tareas de mantenimiento a condición”, ya que la operatividad

fundamental de las bombas exige que se tomen las acciones predictivas para impedir

que las fallas potenciales se conviertan en fallas funcionales.

Esta acción se fundamenta en que el costo de realizar una acción de

mantenimiento es menor que el costo total de las consecuencias operacionales

provocadas por las fallas funcionales en bombas que se pretenden prevenir (pérdidas

por producción).

91

Algunas de las tareas a condición que se mencionarán someramente, ya que su

formulación está fuera del alcance de los objetivos de este estudio, serían las

siguientes:

Reemplazo a condición o inspección de:

a. Bielas y sus cojinetes: grado de desgaste.

b. Correas del sistema de transmisión: grado de estiramiento.

c. Crucetas y sus pasadores: grado de desgaste y de ajuste del pasador.

d. Engranajes del sistema de transmisión: grado de desgaste y de lubricación.

e. Empaquetaduras (de la barra pistón, cajas de empaque): integridad,

hermeticidad.

f. Prensa estopa: grado de desgaste, graduación.

g. Línea de descarga: presencia de impurezas.

h. Piñones: grado de desgaste.

i. Línea de succión: acumulación de gas encerrado y sedimentos.

j. Válvulas: estado de asientos, de válvulas de compuertas, de válvulas bypass, de

válvulas de seguridad, de los resortes y de los tapa válvulas.

k. Pistón: estado de los aros, del empacamiento de la barra pistón, el grado de

ajuste de las contratuercas, de la camisa, de los tornillos y tuercas del pistón, el grado

de ajuste de la tapa pistón, la integridad del pistón y de las empaquetaduras de la barra

pistón, entre otras.

l. Bomba y motor: verificar que no exista desalineación, cavitación, humedad o

fatiga que favorezcan daños en el motor y la bomba.

m. Lubricación: nivel de agentes lubricantes y grado de limpieza del mismo.

92

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.

93

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

94

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.

96

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.

97

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).

98

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.

99

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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