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MODELO INTEGRAL PARA OPTIMIZAR
LA CONFIABILIDAD EN INSTALACIONES PETROLERAS
C. Parra*
Universidad de Sevilla, Escuela de Ingeniería, Departamento de
Ingeniería Industrial, España
pcarlos@cantv.net
*Autor principal
A. Crespo
Universidad de Sevilla, Escuela de Ingeniería, Departamento de
Ingeniería Industrial, España
adolfo.crespo@esi.us.es
S. Fygueroa
Universidad de los Andes, Postgrado en Ingeniería de Mantenimiento,
Venezuela
figueroa@ula.com
RESUMEN
El siguiente trabajo presenta
el desarrollo de un Modelo Integral de mejoramiento de la Confiabilidad
en instalaciones petroleras de Subsuelo, que involucra la aplicación y
adecuación de varias técnicas de optimización de Confiabilidad,
utilizadas con anterioridad de forma éxitosa en instalaciones petroleras
de Superficie . En
términos generales, el modelo planteado propone integrar una serie de
técnicas modernas de Confiabilidad tales como: análisis de modos y
efectos de falla, análisis causa raíz, modelaje de Confiabilidad,
evaluación costo riesgo beneficio y análisis del costo de ciclo de vida,
las cuales, al ser aplicadas de forma estructurada permitirán: definir
los eventos de fallas, modelar el comportamiento histórico de fallas,
estimar la Confiabilidad y cuantificar los costos totales a lo largo del
ciclo de vida de los sistemas de subsuelo utilizados en el proceso de
extracción de petróleo. En términos generales, el trabajo propuesto,
sirve de guía para orientar a las organizaciones en el proceso de
selección e implantación de las diversas técnicas de optimización de
Confiabilidad, permitiendo finalmente, que se incremente la efectividad
de la Gestión del Mantenimiento y se mejoren los niveles de rentabilidad
del sistema de producción
1. INTRODUCCIÓN
Con la finalidad de mejorar la
rentabilidad de los procesos productivos, las denominadas organizaciones
de categoría Clase Mundial (Mackenzie, 1997), dedican enormes
esfuerzos para visualizar, analizar, implantar y ejecutar estrategias
para la solución de problemas, que involucren decisiones en áreas de
alto impacto: seguridad, ambiente, metas de producción, calidad de
productos, costos de operación y mantenimiento. La mayor parte de estos
esfuerzos, no sólo buscan garantizar la máxima eficiencia en sus
procesos productivos, sino que adicionalmente, buscan satisfacer las
necesidades de sus clientes y del personal que labora en estas
organizaciones (Labib, 1998).
Según Woodhouse (1996), para
poder conseguir lo antes expuesto, las empresas Clase Mundial, deben
focalizar sus esfuerzos en cuatro aspectos básicos:
1. Excelencia en sus procesos
medulares.
2. Máxima disponibilidad,
Producción requerida y Máxima seguridad.
3. Calidad y rentabilidad de
los productos.
4. Motivación y satisfacción
del personal.
Las empresas que han logrado
alcanzar la categoría de Clase Mundial, tienen como factor común la
aplicación de las siguientes prácticas de trabajo (Woodhouse, 2001):
1. Trabajo en equipo
2. Contratistas orientados a la
productividad
3. Integración con proveedores
de materiales y servicios
4. Apoyo y visión de la
gerencia
5. Planificación y programación
proactiva
6. Mejoramiento continúo
7. Gestión disciplinada de
procura de materiales
8. Integración de sistemas
9. Gerencia de paradas de
plantas
10. Producción basada en la
optimización de la Confiabilidad Operacional
Dentro del entorno de la
función mantenimiento, las organizaciones de categoría Clase Mundial (Labib,
1999), proponen mejorar sus procesos a partir de la práctica 10
denominada: Producción basada en la optimización de la Confiabilidad
Operacional. Esta práctica la define Woodhouse (1996) como: “la
capacidad de una instalación o sistema (integrados por procesos,
tecnología y gente), para cumplir su función dentro de sus límites de
diseño y bajo un contexto operacional específico”. Es importante
puntualizar que en un programa de optimización de Confiabilidad
Operacional, es necesario el análisis de cuatro factores habilitadores:
Confiabilidad humana, Confiabilidad de los procesos, mantenibilidad de
los equipos y la Confiabilidad de los equipos. La variación en conjunto
o individual de cualquiera de los cuatro parámetros presentados en la
Figura 1, afectará el comportamiento global de la Confiabilidad
Operacional de un determinado sistema.
Figura 1. Los cuatro factores
habilitadores de la Confiabilidad Operacional
En función de lo expresado
anteriormente, las compañías líderes del sector petrolero, han promovido
dentro de los procesos de extracción y producción de petróleo, el uso de
las mejores prácticas propuestas por las organizaciones de Categoría
Clase Mundial, haciendo especial énfasis en la Práctica de Producción
basada en la optimización de la Confiabilidad Operacional, la cual, en
años anteriores ha sido utilizada con muy buenos resultados en las
instalaciones de Superficie. Es importante mencionar, que el proceso de
mejoramiento de la Confiabilidad propuesto en el área de Extracción,
debe estar enmarcado dentro de un programa integral de Gerencia de
Activos y su objetivo principal consiste en maximizar la rentabilidad
del negocio petrolero. Con el fin de maximizar dicha rentabilidad, se
desarrollo un Modelo integral de optimización de Confiabilidad, que se
ajuste a las necesidades de las instalaciones petroleras de subsuelo y
que garantice su continuidad operacional. A continuación se presenta el
modelo desarrollado:
Figura 2. Modelo Integral de
Confiabilidad
2. DESARROLLO DEL MODELO
INTEGRAL DE ANÁLISIS DE OPTIMIZACIÓN DE CONFIABILIDAD PARA ACTIVOS
PETROLEROS DE SUBSUELO
El modelo desarrollado (ver
Figura 2)
sirve de guía para orientar a las
organizaciones petroleras, en como aplicar de manera integral diversas
técnicas de optimización de Confiabilidad, y de esta forma: predecir el
comportamiento de los eventos de fallas y determinar cuales son las
estrategias más efectivas para eliminar y/o minimizar el impacto de
estos eventos de fallas dentro del contexto operacional en el cual se
desempeñan los activos de instalaciones petroleras de subsuelo. Las
etapas a seguir que propone el Modelo son:
1. Jerarquización, selección y
definición del contexto operacional de los activos a evaluar.
2. Análisis de Modos y Efectos
de Fallas (AMEF).
3. Jerarquización de los Modos
de Fallas.
4. Modelaje de índices de
Confiabilidad
5. Análisis costo riesgo
beneficio para determinar actividades de mantenimiento e inspección
6. Análisis del Costo de Ciclo
de Vida
Es importante mencionar que
para la ejecución de las distintas etapas propuestas por el Modelo de
Confiabilidad, la organización debe conformar equipos naturales de
trabajo, conformados por personal de las distintas áreas de la
organización (operación, mantenimiento, proceso, seguridad, etc.), con
el fin de garantizar un proceso de análisis integral de la Confiabilidad
en los activos a ser evaluados.
A continuación se explica de
forma simplificada cada una de las etapas más importantes involucradas
en el Modelo Integral de optimización de Confiabilidad propuesto.
2.1. JERARQUIZACIÓN, SELECCIÓN Y DEFINICIÓN DEL
CONTEXTO OPERACIONAL
En esta fase el equipo natural
de trabajo se encarga de seleccionar los activos a ser evaluados en
función del impacto que generan los eventos de fallas sobre las:
operaciones, mantenimiento, producción, ambiente, seguridad, etc.
Existen una serie de características particulares de los activos que
pueden ayudar a definir de forma rápida, cual de ellos genera mayor
impacto dentro del contexto operacional:
·
Sistemas que afectan la producción.
·
Sistemas de alto riesgo con respecto a
aspectos de seguridad y ambiente.
·
Sistemas con un alto contenido de tareas de
Mantenimiento Preventivo (MP) y/o costos.
·
Sistemas con un alto número de acciones de
Mantenimiento Correctivo y altos costos de corrección y
penalización.
·
Equipos genéricos con un alto costo global de
operación y mantenimiento.
·
Sistemas donde no hay confianza en la
operación y el mantenimiento existente.
2.1.1. MATRIZ DE CRITICIDAD
Para jerarquizar los activos de
subsuelo (pozo), se propone utilizar un método de jerarquización basado
en la evaluación cualitativa del Riesgo (Woodhouse, 2001):
Riesgo = Frecuencia de fallas x Consecuencias
(1)
Frecuencia = Número de fallas en un tiempo
determinado (2)
Consecuencia = ((Impacto Operacional x
Flexibilidad) + Costos Mtto. + Impacto SAH)
(3)
El análisis se realiza vía
tormenta de ideas en una reunión de trabajo con un grupo
multidisciplinario entre los que se encuentran la línea de supervisores,
trabajadores de operaciones y mant., ingeniería de procesos o
infraestructura, analistas de mant. (preventivo/predictivo), con la
finalidad de unificar criterios y validar la información.
Áreas de Criticidad (ver Figura 3): Área de
sistemas No Críticos (NC) Área de sistemas de Media Criticidad (MC) Área
de sistemas Críticos (C)
Figura 3. Matriz de Criticidad
2.2. ANÁLISIS DE LOS MODOS Y EFECTOS DE FALLAS
(AMEF)
Una vez jerarquizado y
seleccionado el activo de subsuelo, se procede a realizar la metodología
de AMEF (Parra, 2000). Esta metodología permite identificar los modos y
efectos de fallas de los activos seleccionados. En resumen el AMEF
propone responder las siguientes preguntas:
1. ¿Cuáles son las funciones y
los estándares de ejecución asociados con el activo (equipo a mantener)
en su actual contexto operacional?
2. ¿En que forma se produce la
falla del activo, con respecto a la función que cumple en el contexto
operacional?
3. ¿Qué causa cada falla
funcional?
4. ¿Qué ocurre cuando sucede
una falla?
5. ¿Cómo impacta cada falla?
Figura 4. AMEF
El flujograma de aplicación del
AMEF mostrado en la Figura 4 se explica a continuación:
·
Función: propósito o misión de
un activo en un contexto operacional específico (cada activo puede
tener más de una función en el contexto operacional).
·
Falla funcional: es definido
como una ocurrencia no previsible, trayendo como consecuencia que el
activo no pueda cumplir con su función o la cumpla de forma
ineficiente
·
Modo de falla: es el evento que
provoca la falla funcional.
·
Causas de las fallas: se define
como las causas físicas/operacionales/humanas que originan la
aparición de los modos de fallas.
·
Consecuencias de las fallas:
representan los posibles efectos que generan los modos de fallas
sobre la seguridad, ambiente y operaciones.
La información generada en el
AMEF se registra en un formato modelo, diseñado para activos de
Subsuelo. Este formato se presenta a continuación:
Figura
5. Formato AMEF
El éxito del proceso de
implantación del AMEF, dependerá básicamente del trabajo de un equipo
multidisciplinario (ver Figura 6), el cual se encargará de responder las
cinco preguntas básicas.
Figura 6 Equipo
MCC
2.3. PROCESO DE JERARQUIZACIÓN DE LOS MODOS DE FALLAS
Una vez definidos los eventos
de fallas se procede a jerarquizar de forma cualitativa el Riesgo de
cada uno de los modos de fallas en función del impacto que generan los
mismos dentro del contexto operacional. El método propuesto esta basado
en la evaluación cualitativa del riesgo (Woodhouse, 2001):
Evaluación cualitativa del
riesgo (Frecuencia de fallas x Consecuencias):
·
Factor de frecuencia de
fallas / Escala 1-5
1: Sumamente improbable: menos
de 1 evento en 5 años
2: Improbable: 1 evento en 5
años
3: Posible: 1 evento en 3 años
4: Probable: entre 1 y 3
eventos al año
5: Frecuente: más de 3 eventos
por año
·
Factor de Consecuencias
/Escala 1-5
- Impacto en SHA
5. Explosión / Muerte
4. Incendio / Lesión incapacitante/ área
sensible al ambiente
3. Incendio localizado
2. Accidente ambiental reportable /Lesión menor
1. Incidente
- Impacto en el negocio
5. Daños irreversibles al sistema
4. Pérdida de Producción 75%
3. Pérdida de producción 50%
2. Pérdida de producción 25%
1. Pérdida menor de
productividad
Se selecciona el valor más alto
de: SHA/Negocio, como determinante de la consecuencia.
Los resultados del análisis se
presentan en una matriz de criticidad 5 x 5 como la que se muestra en la
Figura 7. El eje vertical expresa cinco categorías de consecuencia de
los fallas, mientras que el eje horizontal indica cinco categorías de
frecuencia de las fallas. La matriz está dividida en cuatro zonas para
indicar la criticidad de los modos de fallas:
B = Baja Criticidad
M = Media Criticidad
A = Alta Criticidad
MA = Muy alta Criticidad
Figura 7. Matriz de Criticidad
de Modos de fallas
2.4. ÍNDICES DE CONFIABILIDAD, DISPONIBILIDAD Y MANTENIBILIDAD
El cálculo e interpretación de
los índices básicos de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad
permite visualizar el comportamiento de un activo, considerando los
siguientes aspectos: frecuencia de fallas, tiempo de reparación y tiempo
de operación.
A continuación se presenta una
descripción general de los índices a ser evaluados:
- Tiempo Operativo (TO):
indica el tiempo en el cual el activo operó, Figura 8.
- Tiempo Fuera de
Servicio(TFS): indica el
tiempo en el cual el activo se encuentra indisponible. Este índice esta
formado por el tiempo para reparar (TPR) y el tiempo fuera de control (TFC),
Figura 8.
- Tiempo Entre Fallas (TEF):
indica el tiempo en el cual se presentan dos fallas consecutivas sobre
el activo, Figura 8.
Figura 8. Historial de fallas
- Confiabilidad R(t):
se define como la probabilidad de que un equipo cumpla una misión
específica (no falle) bajo condiciones de operación determinadas en un
período determinado”. La Confiabilidad se relaciona básicamente con la
tasa de fallas (cantidad de fallas) y con el tiempo medio operativo (TPO
-tiempo promedio operativo). Mientras el número de fallas de un
determinado equipo vaya en aumento o mientras el TPO de un equipo
disminuya, la Confiabilidad del mismo será menor.
(4)
R(t) = Probabilidad de que el
sistema no falle en un intervalo de tiempo.
ƒ(t) = función de densidad,
representa la variación de la probabilidad de fallas por unidad de
tiempo, esta función de densidad variará según las distribuciones de
probabilidad (Weibull, Log normal, Exponencial, Gamma, etc.). El cálculo
de este parámetro dependerá de los tiempos operativos.
t = es el intervalo de tiempo
en el cual se desea conocer la Confiabilidad del equipo, partiendo de un
período de tiempo = 0
- Disponibilidad (A):
es una característica que resume cuantitativamente el perfil de
operabilidad de un elemento. Representa el porcentaje del tiempo
disponible (de uso) del activo en un período determinado). Es una medida
importante para estimar el factor de utilización de un activo. La
disponibilidad relaciona básicamente los tiempos promedios fuera de
servicio (TPFS) y los tiempos promedios operativos (TPO).
A = TPO / (TPO + TPFS)
(5)
- Mantenibilidad M(t):
es la característica inherente de un activo, asociada a su capacidad de
ser recuperado para el servicio (programada/ no programada) a partir de
la ejecución de tareas de mantenimiento. En la práctica, se puede
expresar en términos de factores de: frecuencia de mantenimiento, tiempo
empleado en mantenimiento y costos de mantenimiento. El parámetro
fundamental para calcular la mantenibilidad lo constituye el tiempo
promedio de reparación (TPPR) de las fallas.
(6)
M(t) = Probabilidad de que el
sistema sea recuperado de forma éxitosa en un intervalo de tiempo
ƒ(t) = función de densidad,
representa la variación de la probabilidad de reparaciones por unidad de
tiempo, esta función de densidad variará según las distribuciones de
probabilidad (Weibull, Log normal, Exponencial, Gamma, etc.). El cálculo
de este parámetro dependerá de los tiempos de reparación.
t = es el intervalo de tiempo
en el cual se desea conocer la mantenibilidad del equipo, partiendo de
un período de tiempo = 0
En el caso particular del
modelaje de los índices de Confiabilidad, disponibilidad y
mantenibilidad de los activos de subsuelo, se propone seguir los pasos
citados a continuación (Álvarez y Parra, 2001):
·
Recopilación y validación de
los datos (modos de fallas, tiempos operativos y tiempos fuera de
servicio).
·
Análisis de la tendencia de los
datos a través del test de Laplace (tendencia creciente,
decreciente, constante).
·
Ajuste estadístico:
a. Método de Poisson: Proceso Homogéneo,
Proceso No Homogéneo.
b. Pruebas de ajuste (Best Fit): Distribuciones
de Weibull, Exponencial, Log normal, Normal y Gamma.
2.5. ANÁLISIS COSTO RIESGO BENEFICIO DE
ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN
En esta fase, se toman los
resultados del AMEF y el modelaje de Confiabilidad y se optimizan las
distintas las frecuencias de ejecución de las actividades de
mantenimiento e inspección relacionadas con el activo de subsuelo.
Tradicionalmente, el criterio que se ha utilizado para seleccionar la
frecuencia de aplicación de las distintas actividades de mantenimiento
ha sido básicamente la data histórica de fallas: tiempo promedio hasta
la falla (TPF) -ver Figura 9.
Figura 9.
Decisiones de Mantenimiento
Según Woodhouse (2001), en el
contexto actual, el rol del mantenimiento se puede describir de la
siguiente forma: “Preservar la función de los equipos aplicando
estrategias efectivas de mantenimiento “costo/riesgo/beneficio”, que
ayuden a minimizar los riesgos asociados a las consecuencias que generan
los distintos modos de fallas dentro del contexto operacional”.
- Relación Costo-Riesgo.
El mayor problema consiste en
relacionar CUANTO se obtiene de lo que se gasta en un departamento y los
beneficios que se reflejan en otro sector. Esto significa que debemos,
CUANTIFICAR las variables involucradas y ser capaces de RELACIONAR
cuanto se logra con un gasto adicional o reducido. De hecho, es
difícil definir el objetivo
básico de esa “compensación”; nadie esta profesionalmente preparado para
expresar juicios en nombre de todos los sectores a la vez.
- Impacto total.
Una vez evaluados el potencial impacto
de los modos de fallas sobre el contexto operacional, deben definirse:
cuales son las estrategias más efectivas para minimizar el riesgo y cual
es el momento óptimo de aplicación de estas actividades. Esta frecuencia
óptima, debe generar el impacto total más bajo de los costos asociados a
las tareas de mantenimiento propuestas y a las potenciales
penalizaciones de los modos de fallas (ver Figura 10).
Figura 10. Costo Riesgo
Beneficio
2.6. ANÁLISIS DEL COSTO DEL
CICLO DE VIDA
En la última etapa del modelo
de optimización de Confiabilidad de los activos de Subsuelo, se
contempla el proceso de evaluación del Costo del Ciclo de Vida. En este
proceso, es esencial que se evalúen de forma simultánea los factores
operativos y de Confiabilidad que afectan el desempeño de los activos y
que se asuman las responsabilidades del impacto que traen consigo estos
aspectos sobre el costo total de vida. Este análisis implica un método
secuencial que permite evaluar de forma integral aspectos económicos y
de Confiabilidad con el fin de alcanzar un diseño adecuado desde el
punto de vista de costo-efectividad (Riddell y Jennings, 2001). Las
categorías principales de costos son:
1. Costo de investigación y
desarrollo.
2. Costo de producción y
construcción.
3. Costo de operación y apoyo.
4. Costo de retirada y
eliminación.
Desde el punto de vista
financiero, los costos generados a lo largo del ciclo de vida del activo
son clasificados en dos tipos (ver Figura 11):
CAPEX:
Costos de capital (diseño, desarrollo, adquisición, instalación,
entrenamiento staff, manuales, documentación, herramientas y facilidades
para mantenimiento, repuestos de aseguramiento, desincorporación).
OPEX:
Costos operacionales: (labor, operaciones,
mantenimiento, almacenamiento, contrataciones, penalizaciones).
Figura 11. Impacto de los Costos
en el Ciclo de Vida
2.6.1. MÉTODO DE ANÁLISIS DE
COSTO DEL CICLO DE VIDA
Para la evaluación de los
costos de ciclo de vida de los activos de subsuelo, se propone el método
del de Análisis de Costo de Ciclo de Vida – Valor Presente (ACCV(P)), el
cual representa una forma matemática de relacionar las acciones de
diseño con los resultados operativos. Esta metodología permite calcular
los costos totales esperados a lo largo del Ciclo de Vida Útil de un
activo y viene expresada por:
ACCV(P) =
S
Costos en valor presente (P) – Valor de Reposición en valor presente (P)
Para el período de vida útil en años (n) y una
tasa de descuento (i)
ACCV(P) =
S
CI + CO + CMP + CTPF
+ CMM + CD - VR
(7)
Dónde:
CI = Costo inicial de adquisición e
instalación, normalmente dado en valor Presente.
CO = Costos operacionales, normalmente dado
como valor Anualizado**.
CMP = Costos de Mantenimiento Preventivo,
normalmente dado como valor Anualizado**.
CTPF = Costos Totales por Confiabilidad,
normalmente dado como valor Anualizado. En este caso se asume tasa de
fallas constante, por lo cual el impacto en costos es igual en todos los
años **.
CMM = Costos de Mantenimiento Mayor
–Especiales, normalmente dado como valor Futuro**.
CD = Costos de Desmantelamiento, normalmente
dado como valor Futuro**.
VR = Valor de reposición, normalmente dado como
valor Futuro**.
** Todas las categorías de
costos se convertirán a valor presente (P).
En resumen, es importante
definir el impacto de las decisiones relacionadas con el proceso de
mejoramiento de la Confiabilidad (calidad del diseño, operaciones,
tecnología, complejidad técnica, frecuencia de fallas, costos de
mantenimiento preventivo/ correctivo, niveles de mantenibilidad y
accesibilidad), ya que estas decisiones, tienen una gran influencia
sobre el desempeño de los activos a lo largo del ciclo de vida.
3. RECOMENDACIONES
A continuación se presentan
algunos puntos de interés que deben ser tomados en cuenta por las
organizaciones petroleras, a la hora de implantar el Modelo de
Confiabilidad propuesto:
·
Promover el uso de las
diferentes metodologías de optimización dentro de un proceso global
de mejora de la Confiabilidad Operacional de toda la organización, y
no como una iniciativa aislada del área de mantenimiento. No se debe
limitar o disminuir el campo de acción, de las técnicas de
optimización de Confiabilidad, a herramientas únicas asociadas en
muchas oportunidades a simples moda.
·
El éxito de la implantación de
las metodologías de optimización de la Confiabilidad, dependerá
fundamental-mente del recurso humano involucrado, motivo por el
cual, hay que tener un especial cuidado en el proceso de inducción y
en la formación del personal que participará en este proceso. El
proceso de inducción y formación, deberá ser capaz de motivar al
personal y de generar en este, el compromiso necesario, para
implantar las metodologías de Confiabilidad de forma eficiente.
·
Evitar al principio de un
proceso de optimización, el sobrecargarse y aplicar muchas
iniciativas de forma simultánea - para esto es necesario conocer el
objetivo de cada metodología y justificar su aplicación. La falta de
conocimiento de las técnicas de Confiabilidad puede llevar a la
organización a abstenerse de aprovechar herramientas útiles y a
generar expectativas poco fundadas. Tanto la abstención como las
expectativas poco fundadas terminan lesionando el liderazgo
gerencial.
Finalmente, el Modelo
propuesto, propone un esquema lógico y flexible, que permite el uso
combinado de diferentes metodologías, con el fin de mejorar los niveles
de Confiabilidad de los sistemas de subsuelo, y de esta forma, poder
maximizar la rentabilidad del negocio petrolero.
4. REFERENCIAS
-
Álvarez, A., Parra, C. 2002. “Métodos
Estadísticos de estimación de la Confiabilidad y la Mantenibilidad”,
Curso de Postgrado Universidad Simón Bolívar, Venezuela, p. 16-23.
- Jones, R. 1996.
“Risk-Based Management: A Reliability-Centered Approach”, Gulf
Publishing Company, First Edition, Houston, Texas.
- Labib, A.W. 1998. "World-class
maintenance using a computerised maintenance management system",
Journal of Quality in Maintenance, London, Vol. 4, Iss. 1, p. 66-69.
- Labib, A.W. 1999. "A
framework for benchmarking appropriate productive maintenance",
Management Decision Journal, London, Vol. 37, Iss. 10, p. 792-794.
- Mackenzie, J.1997. "Turn
your company's strategy into reality", Manufacturing Management
Journal, January, p. 6-8.
- Moubray, J. 1994. “RCM II:
Reliability Centered Maintenance”, Industrial Press Inc., New York,
USA.
- Parra, C. 1996. “Modelo de
Aplicación del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad en el Centro
Refinador Paraguaná”, Tesis de Maestría, PDVSA - Universidad
de los Andes, Mérida, Venezuela.
- Parra, C. 2000.
“Mantenimiento Centrado en Confiabilidad”, Manual de adiestramiento,
PDVSA - CIED, Venezuela.
- Riddell, H. & Jennings, A.
2001. “Asset Investment & Life Cycle Costing”, Curso de
Adiestramiento CIED - PDVSA, Venezuela.
- Robin, M., Raymond M., y
Michale, B. 1996.“ The Basics of FMEA”, Quality Resources,
New York.
- Smith, A. 1992. “Reliability
Centered Maintenance”, McGraw Hill Inc., New York.
- Woodhouse, J. 2001. “Introduction
to the Operational Reliability”. Manual de Adiestramiento, PDVSA –
CIED, Venezuela.
- Woodhouse, J. 1996. “
Managing Industrial Risk”, Chapman Hill Inc, London.
Resumen curricular autor:
Carlos Alberto Parra Márquez
Gerente IngeCon (Asesoría Integral en Ingeniería de Confiabilidad),
www.confiabilidadoperacional.com
Estudios:
- Ingeniero Naval, Instituto Universitario
Politécnico de las Fuerzas Armadas Nacionales, 1986-1991, Caracas,
Venezuela.
- Magíster en Ingeniería de Mantenimiento,
Universidad de los Andes, Escuela de Ingeniería, Programa de Maestría en
Ingeniería de Mantenimiento, 1994-1996, Mérida, Venezuela.
- Especialista en Reliability Engineering,
Convenio ASME y Tennesse University, 2001-2002, Estados Unidos.
- Optando por el título de Doctorado en
Ingeniería Industrial, Universidad de Sevilla, Departamento de
Ingeniería de Organización Industrial, 2004 - 2008, Sevilla, España.
Actividades laborales en las áreas de
Ingeniería de Confiabilidad y Mantenimiento:
- Coordinador del proyecto de desarrollo de la
Metodología de Análisis de Ciclo de Vida para los activos de la
industria petrolera Venezolana.
- Coordinador del proyecto de mejoramiento de
optimización de la Confiabilidad Operacional en las áreas de Refinación
y Compresión de Gas de Petróleos de Venezuela.
- Asesor del proceso de implantación de las
técnicas modernas de mantenimiento: Reliability Centered Maintenance (RCM),
Total Productive Maintenance, Risk Based Inspection (RBI) y Total
Quality Management, en las áreas de gas, petroquímica, refinación y
producción de Petróleos de Venezuela.
- Evaluador y diseñador de herramientas de
análisis Costo/Riesgo/Beneficio, que ayuden a optimar la Confiabilidad
Operacional en los proyectos de ingeniería de Petróleos de Venezuela.
- Coordinador del proyecto de implantación de
la técnica de “Asset Managment” en las áreas de Gas, Petroquímica,
Refinación y Producción de Petróleos de Venezuela.
Publicaciones:
- Primer Congreso Mundial de Ingeniería de
Mantenimiento, Bahía/Brasil, Septiembre 2002. Ponencia/Publicación:
“Optimización del proceso de Gestión del Mantenimiento en la Industria
Petrolera Venezolana a partir de la Metodología del Mantenimiento
Centrado en Confiabilidad”.
- Cuarta Jornada de Ingeniería de
Mantenimiento, Universidad de Sevilla, España, Enero 2004.
Ponencia/Publicación: “Modelo integral para optimizar la Confiabilidad
en instalaciones petroleras”.
- Sexto Congreso Panamericano de Ingeniería de
Mantenimiento, Distrito Federal, México, Septiembre 2004.
Ponencia/Publicación: “Modelo integral para optimizar la Confiabilidad
en instalaciones petroleras”.
- Segundo Congreso Mundial de Ingeniería de
Mantenimiento, Curitiba, Brasil, Septiembre 2004. Ponencia/Publicación:
“Modelo integral para optimizar la Confiabilidad en instalaciones
petroleras”.
- ESREL 06 (European Safety and Reliability
Congress), Estoril, Portugal, Septiembre 2006. Ponencia/Publicación: 'On
the consideration of reliability in the Life Cycle Cost Analysis (LCCA).
A review of basic models'.
Experiencia Universitaria (docente):
Estudiantes de Postgrado:
- Universidad de los Andes, Postgrado en
Ingeniería de Mantenimiento, Mérida, Venezuela, área: Nuevas tendencias
en Mantenimiento, Análisis Probabilístico de Fallas.
- Universidad Simón Bolívar, Postgrado en
Ingeniería de Confiabilidad, Caracas, Venezuela, áreas: Introducción a
la Ingeniería de Confiabilidad, Análisis estadístico de la Confiabilidad
y la Mantenibilidad, Análisis Costo Riesgo Beneficio en Mantenimiento,
Evaluación de Costo de Ciclo de Vida de Activos Industriales.
- Instituto Universitario Tecnológico de la
Victoria, Postgrado en Gerencia de Mantenimiento, La Victoria,
Venezuela, cursos: Tendencias modernas de Gestión del Mantenimiento y
Análisis Probabilístico de fallas.
- Universidad Industrial de Santander,
Postgrado en Gerencia de Mantenimiento, Bucaramanga, Colombia, área:
Nuevas Tendencias del Mantenimiento.
- Universidad del Norte, Postgrado en
Ingeniería Industrial, Barranquilla, Colombia, área: Modelos avanazados
de simulación en el área de Ingeniería de Confiabilidad.
- Tecnológico de Costa Rica, Especialización en
Ingeniería de Mantenimiento, San José de Costa Rica, área: Mantenimiento
Centrado en Confiabilidad.
- Universidad de Sevilla, Postgrado en
Ingeniería de Mantenimiento, Sevilla, España, área: Tendencias modernas
de Gestión del Mantenimiento y Análisis Probabilístico de fallas.
Correo electrónico:
pcarlos@cantv.net
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