Diplomado orientado a mantener la seguridad y confiabilidad de las instalaciones petroleras en base al uso optimizado del presupuesto destinado a mantenimiento; al mismo tiempo de conducir al participante a comprender y aplicar metodologías de éxito que trascienden en rentabilidad para su empresa, aún bajo escenarios macro-económicos como los actuales.
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Un diplomado diseñado para aportar competitividad a profesionales y empresas
ENFOCADO A: Ductos de transporte, Tuberías de proceso, Recipientes a Presión, Tanques de Almacenamiento y a todo el Activo como Empresa confiable y rentable.
La confiabilidad y la rentabilidad de toda empresa petrolera y compañías de servicio que intervienen requiere del esfuerzo de todos. La confiabilidad y la rentabilidad de toda empresa petrolera y compañías de servicio que intervienen requiere del esfuerzo de todos. Los dueños u operadores no podrían asignar suficientes recursos para el mantenimiento de las instalaciones si no existe la rentabilidad
como empresa, pero la rentabilidad por su parte es lograda solo en base a la suma de distintos factores entre los cuales figuran los equipos operando continuamente sin accidentes o paros de planta inesperados, es decir, su confiabilidad, y en ello se requiere la participación de todos.
IP Oil & Gas Solutions haciendo uso de nuestros exitosos cursos ya establecidos –en lo general de 3 días cada uno, y de la importante experiencia de los instructores participantes, ha
diseñado con una magnífica estructura de contenido este importante Diplomado de 80 horas efectivas (10 días).
Este Diplomado está dirigido a todos los interesados en aprender, desarrollar y aplicar estrategias técnicas y administrativas que le permitan adquirir n un alto nivel de competitividad manteniendo y mejorando la confiabilidad con la que operan sus equipos; pero al mismo tiempo para impulsar metodologías de trabajo centradas en un uso más eficiente de recursos con perspectiva de confiabilidad operacional y rentabilidad en todas las áreas de una empresa. • Profesionales en integridad y riesgo de ductos e instalaciones • Responsables ejecutivos y gerenciales relacionados con la seguridad, operación y mantenimiento • Directivos y responsables de las áreas relacionadas con las operaciones, el manejo de recursos humanos, materiales, financieros.
Confiabilidad Mecánica y Operacional en Activos Petroleros
GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CONFIABILIDAD DE DUCTOS DE TRANSPORTE 1.- Introducción 2.- Integridad mecánica de ductos de transporte 2.1.- Conceptualización, aplicabilidad y beneficios 2.2.- Elementos con los que debe cumplir un informe de análisis de integridad mecánica 3.- Fundamentos de diseño de ductos 3.1.- Fundamentos mecánicos y metalúrgicos en el diseño 3.2.- Errores frecuentes de diseño que pueden complicar al plan de integridad futura 4.- Defectología típica y atípica en ductos 4.1.- Pérdida de material, agrietamientos, ampollamientos, laminaciones, abolladura, etc. 5.- Cómo realizar la inspección y evaluación de anomalías 5.1.- Introducción a las técnicas convencionales de inspección. Cuando son aplicables. 5.2.- Cálculo de capacidad segura de operación (MAOP) y vida remanente (TVR) de 5.2.1.- Cálculos para Corrosión simple [ASME B31G, RSTRENG-1 y PCORRC] EJERCICIOS 5.2.2.- Cálculos de Corrosión como defectología compleja [RSTRENG-2 y LPC-2] EJERCICIOS 5.2.3.- Modelos matemáticos para evaluar daños mecánicos. 5.3.- Corridas de inspección mediante equipos instrumentados 5.3.1.- Descripción y selección de la tecnología que más le puede ser conveniente 5.3.2.- Manejo en clase de datos reales de una corrida reciente de inspección. EJERCICIO 6.- Cómo elaborar un programa de reparación de ductos y de acciones de mitigación 6.1.- Metodologías aceptadas de reparación y de mitigación conforme a normatividad 7.- Cómo evaluar la eficiencia de la protección instalada en los ductos. Generalidades 7.1.- Protección catódica, Recubrimientos e Inhibidores. Generalidades. 7.2.- Determinación de plazos de inspección/reparación de recubrimientos. EJERCICIO 8.- Cómo administrar la integridad de un sistema de ductos para alcanzar su confiabilidad 8.1.- Qué son las zonas de alta consecuencia. 8.2.- Identificación de peligros potenciales. EJERCICIOS 8.3.- Qué es probabilidad y consecuencia de falla. Qué es el riesgo. 8.4.- Escenarios de riesgo. Presentación de un caso. EJERCICIOS 8.5.- Programas de administración de integridad de ductos. 8.5.1.- Comparación de alcances de NOM 027, API 1160 y ASME B31.8S 9.- Otros factores relacionados 9.1.- Importancia de la capacitación en el personal 9.2.- Decisiones e inversión oportunas 9.3.- Confiabilidad y Rentabilidad de los activos. Beneficio para todos. Recomendado traer su equipo de cómputo para aprovechar al máximo los ejercicios de este módulo del diplomado
Confiabilidad Mecánica y Operacional en Activos Petroleros
MECANISMOS DE DAÑO EN EQUIPO ESTÁTICO 1. Introducción. 2. Mecanismos de falla metalúrgica y mecánica Fractura dúctil y fractura frágil Fragilización de los materiales Fase sigma de fragilización Envejecimiento del material Termofluencia Fatiga causada por esfuerzos o temperaturas fluctuantes Fatiga inducida por vibración Erosión-Corrosión Cavitación Corrosión a altas temperaturas Corrosión cáustica Corrosión microbiológica Choque térmico Fractura en soldaduras por incompatibilidad de materiales Agrietamiento asistido por el ambiente: Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC), Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos en ambiente sulfuroso (SSCC), Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos en presencia de cloruros (Cl’SCC), Fragilización y agrietamiento causado por producto cáustico (C’E SCC), Fragilización por hidrógeno (HIC), Otros tipos de agrietamiento.
EVALUACIÓN DE LA APTITUD PARA EL SERVICIO DE EQUIPOS DE PROCESO 1. Introducción. 2. Procedimiento general de evaluación de tuberías de proceso, recipientes a presión y tanques de almacenamiento, conforme a API 579. 3. Evaluación de Pérdida de Metal Generalizada, Pérdida de Metal Localizada, Abolladuras y Laminaciones 3.1 Aplicabilidad y Limitaciones del procedimiento. 3.2 Requerimiento de información. 3.2.1 Datos de Diseño del Equipo.
Confiabilidad Mecánica y Operacional en Activos Petroleros
3.2.2 Historia de Operación y Mantenimiento. 3.2.3 Mediciones/Datos Requeridos para una Evaluación FFS. 3.2.4 Recomendaciones para la técnica de inspección y los requisitos de dimensionamiento. 3.3 Técnicas de Evaluación y Criterios de Aceptación en Niveles I y II. 3.3.1 Evaluación Nivel I. 3.3.2 Evaluación Nivel II. 3.4 Evaluación de Vida Remanente. 3.4.1 Enfoque del Espesor. 3.4.2 Enfoque del MAWP. 3.5 Remediación. 3.6 Monitoreo en Servicio. 3.7 Documentación 4. Evaluación de Desalineamiento de Soldaduras y Distorsión de Corazas 4.1 Aplicabilidad y Limitaciones del procedimiento. 4.2 Requerimiento de información. 4.2.1 Datos de Diseño del Equipo. 4.2.2 Historia de Operación y Mantenimiento. 4.2.3 Mediciones/Datos Requeridos para una Evaluación FFS. 4.2.4 Recomendaciones para la técnica de inspección y los requisitos de dimensionamiento. 4.3 Técnicas de Evaluación y Criterios de Aceptación en Niveles I y II. 4.3.1 Evaluación Nivel I. 4.3.2 Evaluación Nivel II. 4.4 Evaluación de Vida Remanente. 4.4.1 Enfoque del Espesor. 4.4.2 Enfoque del MAWP. 4.5 Remediación. 4.6 Monitoreo en Servicio. 4.7 Documentación 5. Evaluación de Defectos tipo grietas. 5.1 Aplicabilidad y Limitaciones del procedimiento. 5.2 Requerimiento de información. 5.2.1 Datos de Diseño del Equipo. 5.2.2 Historia de Operación y Mantenimiento. 5.2.3 Mediciones/Datos Requeridos para una Evaluación FFS. 5.2.4 Recomendaciones para la técnica de inspección y los requisitos de dimensionamiento. 5.3 Técnicas de Evaluación y Criterios de Aceptación. 5.3.1 Crecimiento de la Grieta sub-critico 5.3.2 Análisis antes de la fuga por ruptura. 5.5 Remediación. 5.6 Monitoreo en Servicio. 5.7 Documentación
Confiabilidad Mecánica y Operacional en Activos Petroleros
INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO 1. Introducción a la inspección basada en riesgo (RBI) • RBI Porqué es necesario un análisis RBI • Beneficios y limitaciones • Comprensión del RBI desde la perspectiva de la evaluación de integridad mecánica • Riesgo relativo contra riesgo absoluto • Administración del riesgo mediante en base a API 580. Elementos clave a considerar. • Interrelación API 580 con otros documentos API Roles y responsabilidades. Capacitación 2. Metodología de inspección basada en riesgo • Alcances y aplicabilidad del RBI • Definición de criterios para sistematizar. Riesgos que deben ser evaluados • Documentación RBI. Información requerida para el análisis • Estimación de la probabilidad de falla • Estimación de las consecuencias de falla • Determinación del riesgo. Análisis cualitativo y análisis semi-cuantitativo. • Identificación de oportunidades de administración del riesgo en base a la metodología RBI • Establecimiento de estrategia de inspección. Técnicas y tecnologías de inspección disponibles. • Por qué la inspección y evaluación modifica la probabilidad de falla • Actividades de mitigación Reevaluación R-RBI.
Confiabilidad Mecánica y Operacional en Activos Petroleros
CONFIABILIDAD OPERACIONAL PARA LA GESTIÓN DE ACTIVOS 1. Introducción. 1.1. Antecedentes, principios y definiciones. 1.2. Evolución del Mantenimiento industrial. 1.3. Concepto de Confiabilidad Operacional. 1.4. Confiabilidad en la industria petrolera de México. 1.5. Indicadores de desempeño. 1.6. Gestión del Mantenimiento. 1.7. Confiabilidad y Negocios. 2. Los 4 pilares de la Confiabilidad. 2.1. Confiabilidad de procesos productivos. 2.2. Confiablidad integral de equipos. 2.3. Confiabilidad humana. 2.4. Confiablidad de diseño. 2.5. Enfoque integrado. 3. Herramientas de Ingeniería de Confiabilidad y Mantenimiento. 3.1. Introducción a la Ingeniería de confiabilidad. 3.2. Análisis de Criticidad (CA). 3.3. Mantenimiento Centrado en Confiablidad (RCM). 3.4. Inspección Basada en Riesgo (RBI). 3.5. Análisis Causa Raíz (RCA). 3.6. Análisis de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad (RAM). 3.7. Otras técnicas y herramientas. 4. Introducción a la Gestión de Activos. 4.1. Introducción a la Gestión de Activos. 4.2. Relación entre Gestión de Activos, Gestión del Mantenimiento y Confiabilidad. 4.3. Gestión de Activos Físicos (PASS 55 - ISO 55000). 4.4. Motivación y liderazgo. 4.5. Cómo implementar un sistema de gestión de activos 4.6. Cómo medir y controlar el sistema 4.7. Desarrollo práctico de un caso de negocio.
Instalaciones
HOTEL FIESTA INN | CIUDAD DEL CARMEN
Entregables y facilidades
Memorias impresas del diplomado, encuadernado Constancia de participación en el diplomado, firmada por todos los instructores Acceso a información adicional sin costo que sea facilitada por los instructores Diploma a las empresas contratantes por incentivar la capacitación de sus profesionales Coffee Break continuo Alimentos tipo buffet al mediodía Internet inalámbrico libre Algunos souvenirs
Instructores a cargo Ingeniero Electromecánico, con entrenamiento y certificaciones en EEUU. Es Inspector Certificado API 510, API 570, API 653, API 580, NACE Cathodic Protection Tester y NACE Corrosion Technician. Es inspector ASNT Nivel II en Líquidos Penetrantes y en Partículas Magnéticas, Nivel I en Ultrasonido. Cuenta con entrenamiento certificado API RP 580/581 Risk Based Inspection Training – API University – St. Louis MO EEUU, entrenamiento certificado API 579-1/ASME FFS-1 Fitness For Training – API University – Walnut Creek CA EEUU. Experiencia de 19 años en confiabilidad, integridad mecánica y mantenimiento de equipo estático, brindando soporte técnico en México y EEUU; siendo auditor de integridad mecánica en programas de seguridad de procesos en plantas químicas y petroquímicas, habiendo impartido a la fecha numerosos cursos API dentro y fuera de México. Trayectoria profesional de 19 años colaborando coordinando o dirigiendo estudios de integridad mecánica de tuberías de la industria petrolera principalmente, incluyendo el soporte a la administración de su integridad en distintos casos -a través de empresas nacionales y extranjeras. Su expertise incluye la administración de contratos de obra de inspección evaluación rehabilitación y certificación de tuberías, así como códigos y normatividad relacionada. El instructor es Ingeniero Industrial Mecánico, con Maestría en Ciencias en Ingeniería Mecánica, es miembro fundador del Professional Institute of Pipeline Engineers, miembro del American Society for Mechanical Engineers. Tutor del ASME Mentorship Program e Instructor acreditado por la STPS. Ha impartido capacitación para empresas como BPZ ENERGY, DIAVAZ, TECHCORR, TECHNICAL TOOLBOXES, GERMANISHER LLOYDS, NDT GLOBAL, PERENCO, IGASAMEX, PEMEX, IMP, etc. Ingeniero Químico Petrolero con importante experiencia participando en numerosos proyectos de ingeniería de confiabilidad, gestión de mantenimiento y gestión de activos en instalaciones petroleras, incluyendo la implantación del Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO) y Pemex-Confiabilidad (PCO) en Petróleos Mexicanos. El instructor cuenta con Certificación en Mantenimiento y Confiabilidad (CMRP) por la Society for Maintenance & Reliability Professionals (SMRP) de Estados Unidos, y acreditación STPS como Capacitador Externo.
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