Análisis de Riesgos y de Seguridad en Instalaciones de PEMEX

Análisis de Riesgos y Programas de Seguridad en Instalaciones de PEMEX

Mayo 22 de 2008

Contenido I.

Descripción general de PEMEX

II.

Presencia de PEMEX en la Región Sureste

III. Seguridad, Salud y Protección Ambiental en PEMEX IV. Análisis de riesgo en instalaciones de PEMEX V. VI.

Integridad de ductos de PEMEX Estrategias para la atención de emergencias

VII. Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE) VIII.

Protección Civil en PEMEX

IX. Conclusiones

I. Descripción general de PEMEX

Descripción general de PEMEX

Quiénes somos Petróleos Mexicanos (Pemex) es la empresa estatal encargada del aprovechamiento de la riqueza petrolera de México; está integrada por un Corporativo y Cuatro Organismos Subsidiarios.

Que hacemos Pemex realiza actividades de exploración, producción y comercialización de petróleo crudo y gas natural; así mismo procesa y distribuye en el país productos refinados, gas y petroquímicos que comercializa en el mercado interno y en el exterior.

El activo principal de PEMEX son sus recursos humanos, los cuales representan una fuerza laboral de 154,761 trabajadores.

Organización y procesos productivos

Corporativo

PMI Comercio Internacional Exportación Crudo

Petrolíferos Investigación Refinación

Lubricantes y asfaltos

y Desarrollo

Exploración Coque

y Producción

Gas Gas natural y condensados

Procesamiento

Etano Gas LP y Naftas

Gas seco

Procesos Petroquímicos

PEMEX- Posición Internacional

1° En producción de crudo en costa afuera 6° En producción de petróleo crudo 17° En reservas de petróleo crudo 35° En reservas de gas 12° En capacidad de refinación 12° En producción de gas natural

Fuente: Anuario Estadístico PEMEX 2007

Principales instalaciones de PEMEX Localización de las principales instalaciones

Principales instalaciones de PEMEX

Exploración y producción

Campos en producción

364

Pozos en explotación

6,080

Plataformas marinas

206

Principales instalaciones de PEMEX

Procesamiento de Gas Centros Procesadores de Gas

12

Plantas Endulzadoras de Gas

20

Plantas Criogénicas

17

Plantas de Absorción Terminales de Gas licuado

2 20

Principales instalaciones de PEMEX

Procesamiento de petróleo Refinerías Capacidad de proceso (millones de barriles por día) Centros Petroquímicos Plantas Petroquímicas TAR´s Tuberías de transporte (Km.) Buques tanque Autos Tanques Carro Tanques

6 1.5 8 37 77 57,000 11 1,490 526

PEMEX- Posición internacional

Ventas totales, principales empresas petroleras, 2007 (miles de millones USD) 339 300

306 267

250

189

200

166

150

152 98

97

92

85

Sinopec

PEMEX

ENI

PDVSA

100 50 Exxon Mobil

RD Shell

BP

Chevron

Fuente: Petróleos Mexicanos- Anuario Estadístico 2007

Conoco Phillips

Total

Reservas de Petróleo y Gas

Reservas de petróleo y gas natural (1) Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)

14.6

44.4

Posibles

Totales

15.1 14.7

Probadas Probables

(1)

Reservas a Diciembre 31 2007

Producción de Crudo y Gas Producción de Crudo

Ligero

Pesado

Superligero

MBD

Región Marina Noreste

44

1,888

-

1,932

Región Marina Suroeste

335

-

142

477

Región Sur

326

10

119

455

21

62

-

83

Región Norte Producción Total

2,947 Fecha 5/feb/2008

Producción de Gas

MMPCD

REGIONES MARINAS

2,554

REGIÓN SUR

1,396

REGIÓN NORTE

2,576 Producción Total

300 litros Gas LP

615 millones Tanques

6,526

II. Presencia de PEMEX en la Región Sureste

(CHIAPAS, OAXACA, TABASCO Y VERACRUZ)

Chiapas

Instalaciones de PREF en el estado de Chiapas

Instalaciones de PGPB en el estado de Chiapas

Oaxaca

Instalaciones de PREF en el estado de Oaxaca

Instalaciones de PREF en el estado de Oaxaca

Tabasco

Tabasco: Instalaciones de PEP en el Estado La Región Sur posee una superficie de 390 mil Km2 y abarca los estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, así como la totalidad de Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo y Chiapas. En lo referente a los Estados que nos ocupa, comprende los Activos Cinco Presidentes, Samaria Luna, Bellota-Jujo, Muspac y Macuspana. La producción promedio anual de petróleo crudo fue de 491mil 318 barriles por día y la de gas natural de 1 mil 352 millones de pies cúbicos por día En el transcurso de 2006, la actividad estratégica de mayor importancia se obtuvieron de cuatro proyectos de exploración Cuichapa, Julivá, Reforma y Simojovel; y las componentes exploratorias de los dos proyectos integrales: Comalcalco y Macuspana. Se terminaron 50 pozos, de ese total cinco fueron de exploración y 45 de desarrollo.

Tabasco: Instalaciones de PREF en el estado

ACTIVOS EN EL ESTADO DE TABASCO -92°00'

GOLFO DE MEXICO

DOS BOCAS

CAMPECHE

18°00'

TABASCO VERACRUZ

VILLA HERMOSA CHIAPAS

17°00'

SIMBOLOGIA OLEODUCTO POLIDUCTO

GUATEMALA

TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCION TERMINAL MARITIMA POBLACION RELEVANTE

0

ESCALA APROX. EN: km 50 100

-94°00'

150

SISTEMA DE INFORMACION GEOGRAFICA COORDINACION GRAFICA: D.I. J. PEREZ A.

-92°00'

Instalaciones Terminales de almacenamiento y distribución T.A.D. Villahermosa Otros R.O.P. Dos Bocas

17°00'

19°00'

SUDIRECCION DE PLANEACION COORDINACION Y EVALUACION UNIDAD DE SISTEMAS

19°00'

-90°00'

18°00'

-94°00'

Dentro de las instalaciones de Pemex Refinación en el estado de Tabasco se tiene una terminal de almacenamiento y reparto localizada en la ciudad de Villahermosa, dependiente de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Golfo. Esta terminal se abastece por medio del poliducto MinatitlánVillahermosa de 12 “ de diámetro y 232 kilómetros de longitud, operado por el Sector Minatitlán, dependiente de la Subgerencia de Ductos Sureste. La terminal marítima de Dos Bocas de servicio a los barcos que operan en la Sonda de Campeche y es operada por la residencia de operaciones portuarias de Dos Bocas, dependiente de la Superíntendencia General de Operación de Terminales Marítimas de Cd. del Carmen; en ella se descarga diesel marino y diesel de bajo azufre procedentes de las terminales marítimas de Madero y de Pajaritos. También se abastece por medio del poliducto El Castañito-Dos Bocas de 16” de diámetro y 55.585 kilómetros de longitud, con capacidad para transportar hasta de 15,000 bd de diesel. Este ducto es una derivación del poliducto Minatitlán-Villahermosa.

Tabasco: Instalaciones de PGPB en el estado Complejo procesador de gas La Venta. Se encuentra ubicado en la zona sureste de la República Mexicana, en la población La Venta, municipio de Huimanguillo, Tab., ocupa una superficie de 71 hectáreas. Las actividades principales de este complejo son las de procesar, mediante el proceso criogénico, el gas natural de los pozos del activo, conocido como 5 Presidentes, así como el gas húmedo dulce proveniente de los Complejos Ciudad Pemex y Cactus.

CPG La Venta CPG Cd. Pemex

Complejo procesador de gas Ciudad Pemex. Inició operaciones en el año de 1958, procesando gas natural húmedo producido en los campos de José Colomo, Chilapilla y Hormiguero. Posteriormente, se construyó un gasoducto de 24” de diámetro por 780 km. de longitud de Ciudad Pemex hacia la ciudad de México. En la actualidad, el complejo cuenta con cuatro plantas endulzadoras de gas, dos plantas de azufre y dos plantas criogénicas. Una vez procesado el gas húmedo, se envía para ser procesados a Nuevo Pemex y Area Coatzacoalcos. En el caso del gas húmedo dulce se envía para ser procesado en el Complejo Procesador de Gas La Venta. Actualmente se construye, dentro de dicho complejo, la planta de eliminación de nitrógeno (NRU).

Veracruz

Instalaciones PEP en el estado de Veracruz

La Región Norte supera una extensión de dos millones de Km 2, abarca parte del Estado de Veracruz y lo comprenden los Activos Veracruz y Poza Rica – Altamira.

Veracruz Norte

Veracruz Centro

Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz

Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz

Instalaciones de PREF en el estado de Veracruz

Instalaciones de PEP y PPQ en el estado de Veracruz

Instalaciones de PGPB en el estado de Veracruz

Área Coatzacoalcos Pajaritos Morelos Cangrejera La Venta

Poza Rica Matapionche

Ciudad Pemex Nuevo Pemex Cactus

III.

Seguridad, Salud y Protección Ambiental en PEMEX

Administración por Procesos

Exploración y Producción (EP)

PREF

PPQ

Transformación Industrial (TRI)

Transporte de Hidrocarburos por Ductos (THD) Finanzas (FIN) Mantenimiento (MTTO) Recursos Humanos y Relaciones Laborales (RHRL) Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA) Suministros (SUM) Administración de Proyectos (AP) Tecnologías de Información (TI) Servicios Corporativos (SCO) Legal (LEG) Gestión de Tecnología (GDT)

PMI

Mercadeo, Ventas y Distribución (MVD)

Cadena de Gas

Cadena de Crudo

PGPB

Planeación y Ejecución (PLA)

PROCESOS DE SOPORTE

CORPORATIVO

MACRO PROCESOS PRIMARIOS

PEP

Política de Seguridad, Salud y Protección Ambiental Política Petróleos Mexicanos es una empresa eficiente y competitiva, que se distingue por el esfuerzo y el compromiso de sus trabajadores con la Seguridad, la Salud y la Protección Ambiental

Principios La Seguridad, Salud y Protección Ambiental son valores con igual prioridad que la producción, el transporte, las ventas, la calidad y los costos Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenir La Seguridad, Salud y Protección Ambiental son responsabilidad de todos y condición de empleo En Petróleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la protección y el mejoramiento del medio ambiente en beneficio de la comunidad Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguridad, Salud y Protección Ambiental son en beneficio propio y nos motivan a participar en este esfuerzo

Principales iniciativas

PEMEX-SSPA A través de la Disciplina Operativa y la aplicación de las 12 mejores prácticas internacionales de SSPA, Los esfuerzos de Petróleos Mexicanos se orientan a la consolidación de un solo sistema para la administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental.

Sistema de Administración de SSPA

12 mejores prácticas internacionales de SSPA

Disciplina Operativa

Sistema de Administración de la Seguridad de los Procesos

Sistema de Administración Ambiental

Sistema de Administración de la Salud Ocupacional

Accidentalidad en PEMEX, 2001-2008 Índice de Frecuencia 2008

Índice de Frecuencia

Objetivo: 0.48

1.50 1.17

1.09

0.59

1.06 0.67

1.00

0.38

0.67

33%

Objetivo 0.41

0.59

0.45

0.46 0.35

0.57 0.38

0.38 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*

M'07

0.15

M'08

2006

Índice de Gravedad

2007

E

F

M

A

M

Índice de Gravedad 2008

28%

Objetivo: 26

33

93

96

96

100

35

18

25

Objetivo

67

18

33

24

26

22

14

35 5 18

M'07 M'08 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008* 2001-2008 calculado con Lineamiento Actual COMERI R 221 Rev. 3

Índice de Fatalidad

2006

2007

E

F

M

A

M

Índice de Fatalidad 2008

64%

Objetivo: 0

4.84

4.84 3.80

2.28

2.09 1.56

3.27

2.72

1.82

1.38

1.08

1.38

2001 2002 a 2003 * Acumulado Mayo 2004 2005 2006 2007 2008*

M'08

1.38

1.08

0 M'07

3.17

2006

2007

E

0 F

0 M

A

M

Reporte de fugas en ductos

Causas de las fugas en ductos

Tomas Clandestinas Registro de Tomas Clandestinas al 30 de abril del 2008

Tomas Clandestinas

323 10 17

Total: 1,670 220 6 10

189 155

152

152 110

152 120

90

269

136

131 128

1 1

102

176

1

124 84

4

119 91

37

1999

32

2000

Descontroladas

41

2001 Herméticas

27

2002 PEP

28

2003 PGPB

26

2004

15

28

2005

2006

27 6

2007

2008

Suma

Se han detectado 60 tomas clandestinas en oleoductos (56 en oleoductos de Pemex Refinación y 4 en oleoductos de PEP) y 41 tomas clandestinas en poliductos y 1 en un gasoducto de PGPB.

Tomas Clandestinas Tomas Clandestinas en Pemex 2008 NL, 7, 6.93%

GTO, 5, 4.95% MEX, 5, 4.95% TLAX, 4, 3.96%

2008

COAH, 3, 2.97% HGO, 3, 2.97%

Las Entidades Federativas con mayor incidencia de tomas clandestinas en 2008 (Incluyendo PEP y PGPB) son: 60 en Veracruz 7 en Nuevo León 5 en Guanajuato 5 en Estado de México 4 en Tlaxcala 3 en Hidalgo 3 en Oaxaca 3 en Tabasco 3 en Jalisco 3 en Coahuila 2 en Puebla

JAL, 3, 2.97% OAX, 3, 2.97%

TAB, 3, 2.97% PUE, 2, 1.98% TAMPS, 2, 1. CHIH, 1, 0.99%

VER, 60, 59.41%

Tomas clandestinas

Detección de tomas clandestinas

Atentados terroristas a los ductos

Sistemas de Transporte Paso Aéreo “Algodonera” Mpio. de Maltrata, Ver KM 345+753 Oleoducto de 30”Ø Nvo. Teapa – Vta. de Carpio (PR)

KM 553+026 Gasoducto de 30”Ø Cactus – México – Guadalajara (PGPB).

Cruce aéreo la algodonera KM 553+026 Gasoducto de 30”Ø Cactus – México – Guadalajara (PGPB).

KM 345+753 Oleoducto de 30ӯ Nvo. Teapa РVta. de Carpio (PR)

IV. Análisis de riesgo en instalaciones de PEMEX

Barreras de protección para una instalación Análisis de Riesgo Permite evaluar todas las barreras de protección y disminuir el riesgo

G R A M E’ s Planes de respuesta a emergencia

Mayor

Sistemas instrumentados de seguridad Alarmas criticas / acciones operadores Instrumentación básica

Nivel de Riesgo

Dispositivos físicos de protección

Diseño Seguro

Menor

Subsistema de administración de los procesos Objetivo: Establecer los elementos para organizar la seguridad en los procesos que manejan sustancias químicas, a fin de prevenir accidentes mayores y proteger de daños a los trabajadores e instalaciones de los centros de trabajo. Elementos del SASP: * 1. Tecnología del Proceso * 2. Análisis de riesgos del proceso ** 3. Procedimientos de Operación y Prácticas Seguras * 4. Administración de Cambios de Tecnología * 5. Entrenamiento y Desempeño * 6. Contratistas * 7. Investigación de Incidentes 8. Administración de Cambios de Personal ** 9. Planeación y Respuesta a Emergencias * 10. Auditorias ** 11. Aseguramiento de Calidad ** 12. Revisiones de Seguridad de Prearranque * 13. Integridad Mecánica * 14. Administración de Cambios Menores

* Elemento requerido por la NOM-028-STPS-2004 ** Elemento requerido en PSM - OSHA 1910.119

Normatividad Aplicable: • NOM 028 STPS 2004: SEGURIDAD DE LOS ANALISIS DE RIESGOS DE PROCESO

PROCESOS. • SEMARNAT: GUÍAS PARA ELABORAR LOS ANÁLISIS DE RIESGOS. • PEMEX COMERI 144: LINEAMIENTOS PARA ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.

CONFORME A NOM 028, SEMARNAT Y COMERI 144, REQUISITOS MÍ MÍNIMOS DE ARP Tecnología del proceso 1. Utilizar información de los procesos actualizada, completa y vigente. Identificación y evaluación del riesgo 2. Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación del Riesgos, con personal con experiencia y capacitado. 3. Utilizar metodologías recomendadas u otras similares aprobadas por la SEMARNT. 4. Utilizar simuladores recomendados o otros similares aprobados por la SEMARNAT, para determinar los radios de afectación. 5. Evaluar el nivel de consecuencias asociado al riesgo, de acuerdo a efectos sobre las personas, el ambiente y el negocio. Administración de los riesgos 6. Jerarquizar los riesgos utilizando la Matriz de Riesgos (Frecuencia x Consecuencia). 7. Eliminar los riesgos o bien, aplicar controles hasta lograr que estos sean tolerables. 8. Mantener actualizado el catálogo de escenarios de riesgo – Plan de Respuesta a Emergencias.

Instalaciones:

Ductos

Instalaciones superficiales

Instalaciones costa afuera

• Las herramientas tecnológicas, deben cumplir con los requisitos fundamentales de ARP.

SECRETARÍA DEL MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES (SEMARNAT): METODOLOGÍAS PARA IDENTIFICAR Y EVALUAR RIESGOS EN LOS PROCESOS Ductos en operación Estudio de Riesgos Nivel 0 Ductos Metodologías

Alguna de las siguientes: ¿Qué pasa si?, Lista de verificación, HAZID, HAZOP, Árbol de Fallas, o similares.

Instalaciones superficiales en Operación Estudios de Riesgos (a) Nivel 1 IPR Alguna de las siguientes: ¿Qué pasa si?, Lista de verificación, Índice Dow, Índice Mond, FMEA, otra similar a las anteriores o combinación de estas.

Nivel 2 AR

Nivel 3 ADR

Alguna de las siguientes: HAZOP, FMEA con Árbol de Eventos, Árbol de Fallas o alguna otra similar o combinación de estas.

Alguna de las siguientes: HAZOP y Árbol de Fallas, FMEA y Árbol de Fallas o alguna otra similar o combinación de estas.

(a): El Nivel de Estudio de Riesgo esta en función del uso de suelo en el sitio, materiales peligrosos en los procesos, riesgo sismológico e hidrometeorológico, dimensión del proyecto (complejos petroquímicos), otros. IPR: Informe Preliminar de Riesgos, AR: Análisis de Riesgos, ADR: Análisis Detallado de Riesgos

Nota: Cualquier metodología que caiga en la categoría de “similar”, debe ser validada ante la SEMARNAT, antes de su aplicación en nuestros estudios.

Matriz de riesgos

ESTABLECIMIENTO DEL NIVEL DE RIESGO COMERI 144 F4

B

B

A

A

F3

C

B

B

A

F2

D

C

B

A

F1

D

D

C

B

C1

C2

C3

NIVEL DE RIESGO

CRITERIOS

A

Riesgo intolerable: El riesgo requiere acción inmediata; el costo no debe ser una limitación y el no hacer nada no es una opción aceptable. Un riesgo Tipo “A” representa una situación de emergencia y deben establecerse Controles Temporales Inmediatos. La mitigación debe hacerse por medio de controles de ingeniería y/o factores humanos hasta reducirlos a Tipo C o de preferencia a Tipo D, en un lapso de tiempo menor a 90 días.

B

C4 C

F:

Frecuencia

C:

Consecuencia

D

Riesgo indeseable: El riesgo debe ser reducido y hay margen para investigar y analizar a más detalle. No obstante, la acción correctiva debe darse en los primeros 90 días. Si la solución se demora más tiempo, deben establecerse Controles Temporales Inmediatos en sitio, para reducir el riesgo.

Riesgo aceptable con controles: El riesgo es significativo, pero se pueden acompasar las acciones correctivas con el paro de instalaciones programado. Para no presionar programas de trabajo y costos. Las medidas de solución para atender los hallazgos deben darse en los próximos 18 meses. La mitigación debe enfocarse en la disciplina operativa y en la confiabilidad de los sistemas de protección.

Riesgo razonablemente aceptable: El riesgo requiere acción, pero es de bajo impacto y puede programarse su atención y reducción conjuntamente con otras mejoras operativas.

Inspección Basada en Riesgo La Inspección Basada en Riesgo RBI es la aplicación de principios de Análisis de Riesgos a fin de desarrollar y administrar programas de inspección para el Equipo Estático de una instalación, en base a la jerarquización del Riesgo. (API 580/581) • El 10% del Equipo Estático, contribuye al 90% del Nivel de Riesgo de una instalación, al identificarlos, su inspección y mantenimiento preventivo contarán con mayor atención, dando como resultado mayor confiabilidad y disponibilidad, disminuyendo el costo total de mantenimiento. Base de Datos de la Instalación

Inspección Basada en Riesgo Proceso de mejoramiento

Jerarquización de los activos Determinación de los Modos de Falla Determinación del Riesgo

Programa de Inspección Típica

R I E S G O

Elaboración de los Planes de Inspección Actualización de la inspección Auditorias

Inspección Basada en Riesgo

Nivel de Inspección

Potencial de disminución

Planes de inspección Tienen la finalidad de garantizar la integridad Mecánica del equipo estático, aplicando Procedimientos, Códigos, Normas, Especificaciones y Técnicas de Ensayos no Destructivos. Plan Tradicional

Con Aplicación del RBI

Inspecciona en Intervalos Fijos.

Intervalos basados en la Probabilidad y en la Consecuencia de la falla.

Los recursos de inspección se orientan de manera genérica a todos los circuitos.

Establece el nivel de riesgo, los jerarquiza y reorienta los recursos de inspección de equipos de bajo riesgo hacia los de alto riesgo.

Desconocimiento de la Intensidad de la Inspección. Se dejan de efectuar actividades necesarias o se efectúan actividades que no se requieren.

El Nivel o intensidad de la inspección está en función del mecanismo de daño identificado de acuerdo al servicio y determinado por el código.

Esta enfocado a identificar el mecanismo de adelgazamiento (corrosión o erosión).

Mide la reducción del riesgo como resultado de las prácticas de inspección, Mejora en el costobeneficio de los recursos de inspección y mantenimiento.

Beneficios de la aplicación de RBI • Incremento en la Disponibilidad Mecánica • Reducción del IPNP • Reducción de incidentes

• Reducción del Riesgo Financiero • Eliminación de fugas y derrames • Garantizar la Integridad mecánica

Agrupación de equipos Plan tradicional.

Con RBI

Unidades de Control : Evalúa solo el mecanismo de deterioro “adelgazamiento por corrosión” para lo cual se agrupan los equipos bajo los siguientes criterios: • Mismas condiciones de operación. • Misma corriente de proceso (Cualitativo).

Nodos : Evalúa 48 mecanismos de deterioro por lo que para la agrupación de equipos se adicionan los siguientes criterios: •Composición química del fluido (Cuantitativo). •Ciclos térmicos de Presión y Temperatura. •Bajas temperaturas. •Altas Temperaturas. •Exposición al fuego directo. •Materiales de construcción. •Presencia de aislamiento térmico (-20 a 120°C). •Sistemas de aislamiento ( válvulas de bloqueo).

Análisis de Riesgo Semi Cuantitativo Proceso de Sistematización (División de la instalación en Nodos)

Jerarquización

Opcional

Análisis de Riesgo Cualitativo

Desarrollo Desarrollode dePlan Plan Desarrollo de Inspecci ó n de Inspección deBasado Plan de en Basado en Inspección Riesgo Riesgo Basado en (Guía de (Guía deusuario usuario Riesgo operaci operacióónn general ®®)) generalHARMI HARMI

Matriz de Riesgo

Módulo Sistematización

Módulo Análisis de Riesgo

Módulo del Plan de Inspección

Administración de Plan de Inspección Basado en Riesgo

Módulo de Administración del Plan de Inspección

V. Integridad de Ductos en PEMEX

“Riesgo” en Pemex y en Protección Civil Pemex(1) El riesgo de falla es el resultado del producto de la consecuencia de una falla por la probabilidad de que ésta ocurra. ROF = COF X LOF

Protección Civil(2) El riesgo es la posiblidad de ocurrencia de daños o efectos indeseables sobre sistemas constituidos por personas, comunidades o sus bienes.

El riesgo de ocurrencia de un desastre El riesgo de falla en una instalación depende depende por lo general de dos factores: de dos elementos: 1. El riesgo físico del lugar, que refleja la 1. Probabilidad de falla estadística con base probabilidad estadística de que se diferentes factores de riesgo, tales como: produzcan en él, hechos específicos de corrosión interior y exterior, movimiento carácter natural o tecnológico. del suelo, operación del sistema, diseño y construcción, etc. 2. Consecuencia de falla, obtenida a partir 2. Vulnerabilidad de las personas o grupos de la cuantificación del impacto en la sociales y la infraestructura. población, medio ambiente y negocio. El entorno se integra a este modelo como un factor de riesgo para las instalaciones de Pemex.

Las instalaciones de Pemex representan una riesgo como un hecho específico tecnológico.

(1) De acuerdo a metodología aplicada en la Administración de Integridad, basada en ASME y API. (2) Guía Metodológica para la Elaboración de Atlas de Peligros Naturales a Nivel de Ciudad

Antecedentes •A nivel internacional, empresas similares a las áreas de transporte de Petróleos Mexicanos, tienden a agrupar todas las actividades relacionadas con la integridad, operación y seguridad en un solo proceso.

•Con este esquema se garantiza que el proceso de “Administración de Integridad y Confiabilidad en Instalaciones Superficiales”, permita correlacionar todos los elementos vinculados a los ductos e instalaciones, partiendo de una exhaustiva recopilación de documentación para después identificar los puntos críticos en el proceso de logística, transporte y distribución de hidrocarburos.

1160

B31.8S

PROY-NOM-XX-SENER

Evaluación de Riesgo, Un Elemento de la Administración de Integridad Identificación de HCA’s

Adquisición de datos e integración Identificación de impacto potencial

Adquisición e integración

Evaluación inicial de riesgo Evaluación de riesgo Desarrollo de programa inicial

no Inspección y/o mitigación

¿Se evaluaron todos los tipos de falla?

si Revisión de programa de inspección/mitigación

Evaluación del programa

Actualización, integración y evaluación de datos

Reparación y mitigación

Reevaluación de riesgo

API1160

Evaluación de integridad

Administración de cambios en el programa

ASME B31.8S

Evaluación de Riesgo, Un Elemento de la Administración de Integridad Identificación de HCA’s

Adquisición de datos e integración Identificación de impacto potencial Evaluación inicial de riesgo

Desarrollo de programa inicial

Inspección y/o mitigación

Revisión de programa de inspección/mitigación

Evaluación del programa

Actualización, integración y evaluación de datos

Re - evaluación de riesgo

API1160

API1160 ASME B31.8S

Administración de cambios en el programa

Adquisición e integración

En México, en conjunto Evaluación de con la Secretaría deriesgo Energía se promovió la creación de una Norma Oficial Mexicana para ¿Sela evaluaron no “Administración detodos los tipos de Integridad en Ductos de falla? Recolección y Transporte”, si misma que estará en consulta pública para su Evaluación de integridad posterior entrada en vigor y que integra estos estándares en un solo Reparación y documento normativo. mitigación ASME B31.8S

Alineación de Procesos de Pemex 20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses

NOM

PAID

5. Identificación de Peligrosos Potenciales

6. Recopilación, Revisión e Integración de Datos

2.3. Acopio e Integración de Datos

2.1 Segmentación

B31.8S y API 1160

i. Acopio e Integració Integración de Datos

LOF

COF

8. Evaluación de Integridad

9. Repuesta a la Evaluación de la Integridad

ROF

2.2. Zonas de Altas Consecuencias

2.5. Plan de Evaluación Inicial y Métodos de Evaluación de Integridad

ii. ii. Evaluació Evaluación de Riesgo

iv. iv. Plan de Evaluació Evaluación Inicial

2.4. Evaluación de Riesgos

2.6. Acciones Preventivas, Correctivas y de Mitigación 2.7. Evaluación continua e Intervalos Posteriores

v. Repuesta a la Evaluació Evaluación de la Integridad

C. Administración de Riesgo

B. Evaluación de Riesgo

vii. vii. Evaluació Evaluación del Ejercicio

vi. Programas y Acciones de Mitigació Mitigación

iii. iii. Validació Validación de Integridad

A. Actualización de Datos

SASP

7. Evaluación de Riesgo

D. Evaluación de Integridad

F. Reparación Rehabilitación

E. Evaluación de Referencia

H. Evaluación del Programa

G. Programas y Acciones de Mitigación

I. Programación De Re-evaluación

Alineación de Procesos de Pemex 20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses

ROF

• Actualización de 2.5. Plan de Evaluación Inicial y Métodos de Evaluación 3.30 4.00 4.00 (NRF-030) de Integridad

2.4. Evaluación de Riesgos

ii. ii. Evaluació Evaluación de Riesgo 2.07

i. Acopio e Integració Integración de Datos

16.30

13.97

COMERCIO MAMPOSTERÍA KM 1+644

iv. iv. Plan de Evaluació Evaluación Inicial

GAS NATURAL 10" PEP

C. Administración de Riesgo

B. Evaluación de Riesgo

2.6. Acciones Preventivas, trazos y Correctivas y de Mitigación

caracterización de derechos de vía. 2.7. Evaluación continua e Intervalos Posteriores

12.69

GAS NATURAL

iii. iii. Validació Validación16" PGPB de Integridad

A. Actualización de Datos

SASP

COF

2.2. Zonas de Altas 9.00 9.00 (NRF-030) Consecuencias 2.33

2.1 Segmentación

B31.8S y API 1160

LOF

9. Repuesta a la Evaluación de la Integridad

8. Evaluación de Integridad

FDS NRF-030

2.3. Acopio e Integración de Datos

7. Evaluación de Riesgo

• Identificación de invasiones a v. Repuesta a la vii. Evaluació vii.de Evaluaci derechos vía.ón Evaluació n de Evaluació del Ejercicio

la Integridad

• Actualización vi. Programas y de Acciones clases dede Mitigació Mitigación localización.

1.30

PAID

6. Recopilación, Revisión e Integración de Datos

FDS NRF-030

NOM

5. Identificación de Peligrosos Potenciales

D. Evaluación de Integridad

• …

F. Reparación Rehabilitación

E. Evaluación de Referencia

H. Evaluación del Programa

G. Programas y Acciones de Mitigación

I. Programación De Re-evaluación

Alineación de Procesos de Pemex 20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses

6. Recopilación, • Planes de respuesta a emergencias. 5. Identificación Revisión e

NOM

de Peligrosos Potenciales

Integración de Datos

7. Evaluación de Riesgo

LOF COF • Estudios para ubicación de equipos y materiales críticos. 2.3. Acopio e • Programas de celajes de línea.

PAID

Integración de Datos

• …

2.1 Segmentación

B31.8S y API 1160

i. Acopio e Integració Integración de Datos

9. Repuesta a la Evaluación de la Integridad

ROF

2.2. Zonas de Altas Consecuencias

2.5. Plan de Evaluación Inicial y Métodos de Evaluación de Integridad

ii. ii. Evaluació Evaluación de Riesgo

iv. iv. Plan de Evaluació Evaluación Inicial

2.4. Evaluación de Riesgos

2.6. Acciones Preventivas, Correctivas y de Mitigación 2.7. Evaluación continua e Intervalos Posteriores

v. Repuesta a la Evaluació Evaluación de la Integridad

C. Administración de Riesgo

B. Evaluación de Riesgo

vii. vii. Evaluació Evaluación del Ejercicio

vi. Programas y Acciones de Mitigació Mitigación

iii. iii. Validació Validación de Integridad

A. Actualización de Datos

SASP

8. Evaluación de Integridad

D. Evaluación de Integridad

F. Reparación Rehabilitación

E. Evaluación de Referencia

H. Evaluación del Programa

G. Programas y Acciones de Mitigación

I. Programación De Re-evaluación

Alineación de Procesos de Pemex 20% en 4 años, 60% 8 años, 100% 12 años

20% en 6 meses, 60% en 15 meses, 100% en 24 meses

NOM

PAID

5. Identificación de Peligrosos Potenciales

6. Recopilación, Revisión e Integración de Datos

2.3. Acopio e Integración de Datos

COF

8. Evaluación de Integridad

9. Repuesta a la Evaluación de la Integridad

ROF

2.4. Evaluación de Riesgos

2.5. Plan de 2.6. Acciones Preventivas, Evaluación Correctivas y de Mitigación Inicial y Métodos de 2.7. Evaluación continua Evaluación Intervalos Posteriores de Integridad Determinación dee segmentos de ductos

en

Zonas de Altas Consecuencias. i. Acopio e Integració Integración de Datos

ii. ii. Evaluació Evaluación de Riesgo

iv. iv. Plan de Evaluació Evaluación Inicial

v. Repuesta a la Evaluació Evaluación de la Integridad

C. Administración de Riesgo

B. Evaluación de Riesgo

vii. vii. Evaluació Evaluación del Ejercicio

vi. Programas y Acciones de Mitigació Mitigación

iii. iii. Validació Validación de Integridad

A. Actualización de Datos

SASP

LOF

2.2. Zonas de Altas Consecuencias•

2.1 Segmentación

B31.8S y API 1160

7. Evaluación de Riesgo

D. Evaluación de Integridad

F. Reparación Rehabilitación

E. Evaluación de Referencia

H. Evaluación del Programa

G. Programas y Acciones de Mitigación

I. Programación De Re-evaluación

Zonas de Alta Consecuencia Las Zonas de Alta Consecuencia son áreas pobladas o ecológicamente sensibles que en caso de una fuga pueden ser afectadas con un nivel más alto de consecuencias. Por lo que es imprescindible su localización y consideración durante todo el proceso.

• Áreas Pobladas • Cuerpos de Agua • Ríos • Zonas Ecológicas • Zonas de alta concentración de personas • Escuelas • Campos deportivos • Iglesias • Hospitales • Prisiones

Administración de Integridad en Pemex Establecer procedimientos homologados en mantenimiento y operación.

Objetivo: Asegurar mediante la interacción de las mejores prácticas de ingeniería, operación y mantenimiento la integridad de los sistemas de transporte por ducto, incrementando la confiabilidad de sus instalaciones.

Integrar sistemas y fuentes de información en plataformas estándares.

Establecer lineamientos para evaluar y administrar el riesgo y la integridad.

Adoptar e implementar las mejores prácticas de seguridad, salud y protección ambiental. Evaluar las condiciones de riesgo y confiabilidad en instalaciones superficiales.

Herramientas Utilizadas Pemex cuenta con herramientas de apoyo para la integración y análisis de datos y que le permiten sustentar la Administración de Integridad y Confiabilidad en los sistemas de ductos e instalaciones superficiales.

Confiabilidad en Instalaciones

Integridad en Ductos IAP - DI

@ditpemex

IAP – DI (Ductos)

Especificaciones del Ducto (@DitPEMEX)

Aplicaciones del Programa IAP-DI

Registros ILI (Excel / Otras)

Monitoreo de Corrosión (Excel / Otras)

Características de Importación de Datos

Información Geotécnica (SQL, GIS, Planos)

Inspecciones del Ducto (Reportes y Access)

Condiciones Operativas (SCADA)

Entrada de Datos de Interfases del Usuario

Característica z Segdin z Transformada z Series z Auditoria z Exportados z Meta datos z Cálculos z Reglas z Tablas/hojas z Estados z Agregación z Herramientas de análisis

Configuraciones y Aplicaciones del IAP-DI

Gráficos

Km de Ubicación (Ductos) Evaluación de Riesgo – L1 Inspección de Amenazas z Evaluación de Riesgo – L2 Indices (IAP) z Evaluación de Riesgo – L3 Nueva Generación z Administrador de Anomalías – Gas, Líquidos z EFRD z Presión, Análisis de Pérdida de Volumen z ECDA, SCCDA, ICDA (En proceso)

GIS PDM

z

Análisis

Tablas Dinámicas

Datos de Ubicación (Estaciones) Evaluación de Riesgo de Instalaciones (AST’s, Bombas, Compresores, M/R)

MS Visio

z

Class Location - Design Class Class Location - Class

Class 2

Class 3

Class 1

Class Location

Class 2

Class 3

Class 1

ROW - Vandalism Potential ROW - ROW Condition ROW - Line Marking ROW - Public Education RightROW of Way- Patrol Frequency

ROW - One Call ROW - Farm Activity ROW - Construction Activity

Datos de Protección Catódica (Reportes, Excel, Access, Doc)

Coal Tar Enamel (hot Asphalt) 1/1/1964

External Coating

Excel

Bases de Datos Cliente – Servidor MS SQL

Pipe Design

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld 70 1/1/1964

Coal Tar Enamel (hot Asphalt) 1/1/1964

TGF 1/1/1964

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld 70 1/1/1964

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld 70 1/1/1964

Coal Tar Enamel (hot Asphalt) 1/1/1964

Coal Tar Enamel (hot Asphalt) 1/1/1964

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld 70 1/1/1964

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld 70 1/1/1964

Coal Tar Enamel (hot Asphalt) 1/1/1964

30.000 0.375 52,000 ERW Low Freq. Weld 70 1/1/1964

Soil Type

Soil Profile - Soil Type

Loam

Rock

Sand

Sandy Loam

Clay

Gravel

Crossings & Valves

xx

x

x

x xx x

x

x

x

x

x x

x

xx

x

x

xx

x

x

x

x

xx

x

None 14 10 7 ILI - Anomaly Orientation 3 0 1.16 0.87 0.58 ILI - Anomaly Wall Loss 0.29 0.00 9.7 7.0

De Terceros (Reportes, Excel, etc.)

4.3

EC Index

Arquitectura Típica del IAP-DI

1.7 -1.0

Relative Stationing

Matriz

IAP-DI Servidor

Bass-Trigon Software PIPELINE INTEGRITY ASSESSMENT PROFILE 8101 South Shaffer Parkway, Suite 201 Transmission A

Littleton, Colorado 80127

Database Name: Drawing Name: Drawing2 Date: 12/02/03

12%

Antigüedad Distribución

10%

8%

6%

4%

Fuentes de Datos del Usuario

2%

0% 1901

IAP-DI Cliente

IAP-DI Cliente IAP-DI Cliente

IAP-DI Cliente

IAP-DI Cliente

1930

1942

1948

1953

1961

1966

1971

1976

1982

1989

1994

1999

2004

Station Start: Station End: Operator:

x

x

x

IAP – DI (Instalaciones)

BOMBEO: Nuevo Teapa PREF

Definición de Estación Prototipo

• Recopilación y Análisis de Información Disponible de la Estación Nuevo Teapa (HAZOP y Diagnóstico) Definición del Sistema

Definición de Áreas a Evaluar

Definición de Elementos por Área Información de tipos de Fallas (HAZOP, Oreda, FMEA´s, Manuales, Bitácoras, etc.)

Modos de Falla de los Elementos

Identificación de Variables y Atributos

Puntajes de Contribución de Atributos y Variables

Principales Características de IAP - DI

• Administra la información de instalaciones, tales como sistemas de ductos, tanques, estaciones de compresión, bombeo y regulación / medición. • Permite crear un plan base de evaluación de integridad y confiabilidad para ductos e instalaciones. • Integra, evalúa y prioriza defectos identificados por equipos instrumentados, pruebas hidrostáticas o evaluación directa (EC, IC, SCC). • Analiza el costo/beneficio de la implementación de proyectos. • Proporciona soporte a la programación de reparaciones y acciones de mitigación del riesgo. • Facilitando el análisis y manejo de datos relevantes de cualquier escenario específico. • Soporta la programación de diferentes metodologías de análisis (índices de riesgo, escenarios, árbol de falla, HAZOP, FMEA y probabilísticos) • Capacidad para generar reportes y gráficos 3D.

Administración de Integridad Identificación de ZAC • • • • • • •

Evaluación de segmentos localizados en ZAC Caracterización de Zonas de Altas Consecuencias Polígonos de Afectación (Buffer) Análisis de transporte en tierra Trayectoria en 3D Análisis de derrame de líquidos Análisis de fuga de LMV(1) Análisis de sitios identificados

Proceso de Análisis

Identificación de ZAC

Integración de Base de Datos

Análisis Detallado de Riesgo • • • • •

Corrosión Exterior Corrosión Interior Terceras Partes Fuerzas Externas Defectos de Fabricación de Equipos • Agrietamiento Asistido por Corrosión (SCC) • Operación Incorrecta • Consecuencias

Evaluación de Riesgo

Plan de Evaluación de Referencia

Evaluación de Integridad

Reparación & Mitigación

Evaluación de Integridad con Base a Hojas de Alineación

Integración de Datos de la Empresa, Ductos e Instalaciones Integración de datos de las diferentes fuentes y diversos sistemas de referencia en la aplicación de evaluación de riesgo(2)

Inspeccíon Interrior Administración de cualquier tipo de amenaza para sistemas de ductos de gas o líquidos o instalaciones

Prueba Hidrostática Evaluación Directa

(1) (2)

Programas IAP / IMP / PIRAMID Líquidos Muy Volátiles

Conclusiones

• En Pemex, la evaluación de riesgo es un componente de la Administración de Integridad de Ductos y Confiabilidad de Instalaciones Superificiales.

• La Administración de Integridad de Ductos y Confiabilidad de Instalaciones Superificiales, permite a las áreas de Petróleos Mexicanos involucradas con el proceso de Logística, Transporte y Distribución, contar con información actualizada y vigente.

• Conforme la población crece, se desarrolla y se moviliza, así debe comportarse la industria petrolera nacional, satisfaciendo a través de procesos cada vez más seguros la demanda de hidrocarburos, por lo que una visión común de la Administración de Riesgo entre Protección Civil y Petróleos Mexicanos, les permitirá transmitir a la sociedad en general que el respeto a las áreas en donde se encuentran instalaciones petroleras, asegurará una mejor convivencia entre todos, especialmente en aquellas zonas especialmente sensibles.

VI. Estrategias para la atención de emergencias

Respuesta a emergencias

Todas las actividades relacionadas con el manejo de hidrocarburos en sus diferentes modalidades, representan riesgos inherentes a su naturaleza. En ese sentido, en PEMEX se han establecido múltiples acciones para reducir, controlar, administrar y, en su caso, eliminar estos riesgos. Sin embargo, la probabilidad de ocurrencia, aunque baja, siempre está latente, por lo que es esencial estar preparados para responder eficaz y oportunamente para reducir daños y sus efectos.

Estrategia Corporativa (Organización y gestión) Comisión Asesora Interorganismos de Emergencias y Protección Civil (CAIEPC) Vocales:

• Pemex Exploración y Producción • Pemex Refinación • Pemex Gas y PQ Básica • Pemex Petroquímica

Presidente

• DCIDP.

_____________

• PMI Comercio Internacional.

DCO / SDOSSPA Gerencia de Atención a Contingencias

Secretario Técnico

• DCA (Servicios Médicos, Seguridad Física, Admón. Patrimonial, Comunicación Social y Gerencia de Desarrollo Social, Recursos humanos) • DCF (Gerencia de riesgos y seguros)

______________ GAC Asesores: • Órgano Interno de Control • Abogado General de PEMEX

Sesiona mensualmente

Objetivos de la CAIEPC 2.1 Acordar de manera colegiada las acciones institucionales para la atención de Emergencias y Protección Civil, incluyendo la propuesta de normatividad en la materia. 2.2 Coordinar el diseño e implantación del proceso de Administración de Respuesta a Emergencias y proponer su inclusión en el Sistema PEMEX SSPA. 2.3 Asegurar la existencia de PREs, PPA’s, PI de PC basados en Análisis de Riesgo, así como asegurar el cumplimiento de las medidas correctivas y preventivas incluidas en estos estudios. 2.4 Promover la creación y asegurar el funcionamiento de los Grupos Regionales para la Atención y Manejo de Emergencias (GRAME’s) y los Centros Regionales de Atención a Emergencias (CRAE’s). 2.5 Promover la creación de la red de expertos en respuesta a emergencias. 2.6 Diseñar e implantar el Sistema de Manejo de Crisis.

Normatividad interna

Lineamientos para el análisis y evaluación de riesgos en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (COMERI-144). En este documento se describen las directrices para realizar en cada centro de trabajo los estudios de riesgo a fin de identificar los escenarios de riesgo y la evaluación de sus consecuencias.

Lineamientos para la formulación de los Planes de Respuesta a Emergencias (COMERI-145). En este documento se establece que en cada centro de trabajo se debe contar con un PRE, con una Unidad de Respuesta a Emergencias (URE) y su Centro de Operación de Emergencias (COE), a fin de responder a aquellas emergencias que se presenten en el interior (PLANEI) y exterior (PLANEX) del centro de trabajo indicado.

Normatividad interna

Lineamientos para la programación, planeación, ejecución, evaluación y control de los ejercicios y/o simulacros de los planes de respuesta a emergencias (COMERI-146). En cumplimiento a este documento normativo, en todos los centros de trabajo de PEMEX se programan y realizan simulacros de emergencias a fin de probar la efectividad de los procedimientos, capacidad de respuesta de las brigadas de emergencias y asegurar que los recursos disponibles son suficientes y los requeridos. NRF-018-PEMEX-2007.- Estudios de Riesgos. Se utiliza cuando se contratan los servicios de especialistas para realizar dichos estudios, la cual entra en vigencia el 5 de enero del 2008 y está disponible en la página de Internet de PEMEX: www.pemex.com en el apartado de Productos y servicios.

Plan de Respuesta Interno (PLANEI) Objetivo: Responder de manera oportuna y efectiva a emergencias internas. • Acciones Inmediatas • Activar el plan de respuesta a emergencias de la instalación. • Realizar las acciones operacionales para controlar el evento. • Aviso oportuno a Protección Civil local para poner a resguardo a la población cercana y restringir el paso en las áreas de amortiguamiento.

Estructura Manejo de Crisis Centros de trabajo PRE’s Manejo local de la emergencia Nivel I, II y III

Nivel 1 Puede requerir apoyo regional

GRAME’s-CAM Manejo Regional de emergencia Nivel IV y V

Nivel 2

Puede cubrir uno o más estados

Puede requerir apoyo corporativo

Re l pú acio bl ne ic as s

CCAE

Nivel 3 Seg

urid

ad F

ísic a

A DC RL y H R-

OAG

Asesoría externa

SSPA

CENTRO CORPORATIVO DE MANEJO DE CRISIS

DCF

id a d ativ m r No DC

A

IT G

S ,S P /A

DCO

O Su rga bs nis id mo ia rio s s

DCIDP

Estrategia regional (GRUPOS REGIONALES DE ATENCIÓN Y MANEJO DE EMERGENCIAS (GRAME’s)

Existen en PEMEX diferentes organizaciones regionales para atender las emergencias mayores, cuando la emergencia rebase la capacidad de respuesta del Centro de trabajo afectado.

GRAME SUR PGPB

Subdirección de Producción CPG Ciudad Pemex CPG Nuevo Pemex CPG Cactus Subdirección de GLPB TDGL Cactus Subdirección de Ductos de PGPB Sector de Ductos Cárdenas Sector de Ductos Nuevo Pemex

PREF

Subdirección de Pemex Refinación TAD Campo Carrizo

PEP

Región Sur Activo Integral Macuspana Activo Integral 5 Presidentes Activo Integral Muspac Activo Integral Samaria Luna Activo integral Bellota Jujo Región Marina SO Terminal Marítima Dos Bocas Región Marina NE Areas de Perforación en Tabasco y Norte de Campeche Subdirección de perforación Instalaciones de perforación en Tabasco y Norte de campeche

GRAME-Veracruz Sur PGPB Subdirección de Producción •CPG Coatzacoalcos •TR Pajaritos •CPG La Venta •Texistepec

Subdirección de GLPB •TDGL Pajaritos

Subdirección de Ductos de PGPB •Sector de Ductos Minatitlán y Nvo. Pemex •TDGL Pajaritos

PEP Región Sur •Activo Integral 5 Presidentes •CA Tuzandepetl •Palomas

PREF Subdirección de Producción •Refinería Gral. Lázaro Cárdenas del Río

Subdirección de Almacenamiento y Reparto •TAR Pajaritos •TAR Minatitlán

Subdirección de Distribución •Sector de ductos Minatitlán •TM Pajaritos

PPQ

PEMEX Corporativo

•C.P. Cangrejera •C.P. Morelos •C.P. Pajaritos •C.P. Cosoleacaque •Corporativo PPQ

Servicio Médico Telecom Relaciones Públicas Desarrollo Social

Centros de acopio y apoyo a emergencias

Estrategia de comunicación

MATRÍZ DE RESPONSABILIDADES EN EL MANEJO DE CRISIS

VII. Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE)

Objetivos del CCAE • Recibir información de los Centros de Trabajo y de la ciudadanía en general sobre incidentes, accidentes y/o emergencias. • Confirmar y consolidar dicha información para su transmisión inmediata a: – Alta Dirección – Comunicación Social – Otras Entidades Gubernamentales. • Brindar apoyo a todo PEMEX y, cuando sea posible, a otras Entidades y a la Comunidad. • Tener una visión global e independiente de los eventos para apoyar y optimizar la toma de decisiones. • Facilitar las acciones que disminuyan el tiempo de respuesta durante una emergencia y contribuir al mejoramiento de la imagen de Petróleos Mexicanos.

VIII.

Protección Civil en PEMEX

Protección Civil

Los reclamos de la población hacia las instalaciones petroleras, exigen la participación decidida de la alta Dirección de PEMEX para poner en marcha acciones contundentes que contribuyan a fortalecer la imagen institucional, como una empresa preocupada por proteger la vida de sus trabajadores y de la comunidad en general, y garantizar la seguridad en sus instalaciones y la protección del medio ambiente con visión de sustentabilidad y responsabilidad social.

Relación de PEMEX con Protección Civil

Antes (Prevención)

Durante (Auxilio)

Después (Recuperación)

PLANES DE RESPUESTA A EMERGENCIAS (PRE’s)

La relación con Protección civil se da en los tres niveles de Gobierno. Se participa en los Consejos Municipales y Estatales de PC y se refuerza con la realización de Simulacros de emergencias donde se hace participar, entre otras instancias, a las comunidades vecinas. Además, se ha iniciado una nueva relación con la Comisión de Protección Civil de la CONAGO, acordando, entre otros, tener reuniones mensuales para atender problemáticas comunes en la materia.

Relación de PEMEX con Protección Civil En el presente 2008, la Coordinación General de Protección Civil de la Secretaría de Gobernación, en colaboración con los Directores de Protección Civil de los Estados, organizó por segundo año consecutivo las Jornadas Regionales de Protección Civil. PEMEX participa, difundiendo los PRE’s, (GRAME’s) y el Plan Familiar de Protección Civil, con el mensaje de ser una empresa socialmente responsable.

Sedes: CENTRO (Pendiente). NOROESTE (La Paz, Baja California.) NORESTE ( Monterrey , N. L.) CENTRO OCCIDENTE (Guadalajara, Jal.) SURESTE (Veracruz, Ver.) PENÍNSULAR (Mérida, Yuc.)

SEGOB

Programa de difusión a la comunidad para atención de emergencias Campaña de difusión a vecinos

Tríptico SSPA

Tríptico orientación a vecinos en caso de fuga de producto

Zonas de Amortiguamiento • De acuerdo a la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección Ambiental (LGEEPA, Art. 2° Sección IV), se establece como utilidad pública la determinación de las zonas intermedias de salvaguarda, con motivo de la presencia de actividades consideradas riesgosas (como es el caso de PEMEX). • Tradicionalmente las instalaciones petroleras, la mayoría construidas previo a la LGEEPA y alejadas de núcleos urbanos, se han visto afectadas por la creciente y descontrolada presencia de actividades incompatibles (vivienda, comercio, servicios urbanos, etc.). Esta situación, provoca que se incremente el riesgo, en virtud de que se entorpece la dinámica operacional de las instalaciones. • PEMEX, está poniendo su máximo esfuerzo para garantizar la seguridad de sus operaciones, sin embargo no tiene injerencia en la regulación al exterior. Se requiere la colaboración de las autoridades estatales y municipales para diseñar los mecanismos legales que impidan la presencia de actividades incompatibles, mediante la regulación del uso de suelo, entre otras medidas, lo que permitirá contar con las zonas de amortiguamiento en beneficio de todos.

Plan de Respuesta Externo (PLANEX)

Participantes Externos z z z z z z z z z z

Seguridad Publica Municipal Seguridad Publica Estatal SEDENA Cruz Roja Puebla Protección Civil Municipal Protección Civil Estatal Escuelas Primarias Medios de comunicación. ONG’s. Industria de la I.P.

Considera las emergencias en el exterior de la instalación y que pudieran afectar a la comunidad vecina.

IX. Conclusiones

93

Conclusiones • PEMEX está consciente de su responsabilidad social al establecer y operar el Sistema PEMEX SSPA, el cual privilegia la función preventiva, a fin de reducir, controlar y eliminar los riesgos, lograr niveles de excelencia en la salud de sus trabajadores y el respeto al medio ambiente. • Con los Planes de Repuesta a Emergencias (PRE’s) se busca reducir los impactos de las emergencias internas y externas. • El análisis de riesgo es la base para la elaboración de los (PRE’s), ya que nos permite identificar los escenarios de riesgo, evaluar su impacto y tomar las medidas correctivas y preventivas correspondientes. • Con los GRAME’s se dispondrán de los apoyos y recursos humanos y materiales, requeridos para responder oportunamente a las emergencias mayores, en coordinación con las autoridades de Protección Civil.

Conclusiones • PEMEX solicita a las autoridades de Protección Civil su apoyo para desalentar la invasión a los derechos de vía, conservar las zonas de amortiguamiento y coadyuvar a enfrentar el mercado ilícito de combustibles. • Es necesario realizar un diagnóstico conjunto de aquellos casos donde la invasión a los derechos de vía y zonas de amortiguamiento es una realidad, para plantear las vías de solución. • La comunidad, ya puede reportar al teléfono 066 los eventos no deseados relacionados con la industria petrolera. Los reportes serán recibidos en el Centro de Control y Apoyo a Emergencias (CCAE), para optimizar la respuesta a las emergencias. • Dada la vulnerabilidad de nuestras instalaciones, ante los hechos recientes, es imperioso que se incluyan las instalaciones petroleras en los planes de seguridad estatales a fin de combatir el Mercado Ilícito de Combustibles. • Lo anterior, traerá beneficios mutuos y dará mayor confianza a inversionistas para el desarrollo de corredores industriales; así como el fortalecimiento de las empresas ya establecidas.

Ing. Guillermo Camacho Uriarte Subdirector de Disciplina Operativa, Seguridad, Salud y Protección Ambiental Dirección Corporativa de Operaciones Marina Nacional No. 329 Torre Ejecutiva Piso 35 Col. Huasteca México D.F. C.P. 11311 Tel. (55) 1944 9761