Análisis cuantitativo de riesgos estación de producción-Budare 1. Unidad de Explotación de Yacimientos Livianos (página 2)

La Gerencia Distrital de San Tome presenta un organigrama (ver figura N°2), se encuentra estructurada por siete gerencias: cuatro correspondiente a las unidades de Explotación y el resto a Plantas Planificación y a convenios. Las gerencias correspondientes a las unidades de Explotación corresponden a la segregación de los crudos: Liviano, Mediano, Pesado y Extra Pesado. (Ver Figuras N°6 y7)

De están dependen cuatro superintendencias: Desarrollo de Yacimientos, Producción, Infraestructuras y Estudios Integrados de Yacimientos. De la Gerencia de Planta dependen tres superintendencias: Logística Operacional, Mantenimiento Operacional y Recuperación secundaria.

2.9.1 Organigrama de la Organización

La Unidad de explotación de Yacimientos Liviano Distrito San Tomé, cuenta con un Gerente General y tiene a su cargo varios departamentos con sus respectivos Líderes del proceso o Superintendentes los cuales se mencionan a continuación:

1.- Líder de Infraestructura: Tiene como función proponer y evaluar técnica y económicamente proyectos que permitan optimizar el uso de la infraestructura existente y/o proyectos nuevos de alta rentabilidad, además ejecutar programas de eliminación de pasivos ambientales que permitan cumplir con la normativa ambiental.

2.- Superintendente de Desarrollo de Yacimientos: Realiza la ejecución de los planes de desarrollo del Yacimiento, control y monitoreo del mismo, permitiendo analizar el comportamiento futuro de los reservorios, aportando información para la implementación de métodos de recuperación aplicables para mejorar e incrementar los factores de recobro.

3.- Estudios Integrados: Tiene como función llevar a cabo estudios convencionales, hacer simulacros de yacimiento, organizar proyectos para mejorar el recobro adicional del crudo.

4.- Superintendente de Producción: Analiza, evalúa y jerarquiza la información, requerimientos, tramitaciones y eventualidades técnicas o administrativas del proceso de extracción y procesamiento del crudo.

5. Líder de Control y Gestión: Planifica conjuntamente con su personal el control y seguimiento de las inversiones y gastos que realiza la Unidad, y ejecuta planes de desembolso en conjunto con los demás departamentos. En la figura N°2.6 se muestra el Organigrama de la Unidad de Explotación de Yacimientos Liviano.

• Departamento donde se realiza el Trabajo de Grado: Descripción y Funciones

El trabajo presentado fue desarrollado en el Departamento de Operaciones de Extracción y Manejo de Fluidos (OEFM) (Ver figura N°2.8), que junto a los Departamentos de Extracción, Mantenimiento Operacional y Optimización de Producción, forman la Gerencia de la Unidad de Explotación de Yacimientos Livianos (U.E.Y Liviano). (Ver figura N°2.7)

• Funciones del Departamento donde se realiza el Trabajo de Grado:

Extraer y procesar los fluidos que emanan de los yacimientos optimizando la producción de los pozos activos, nuevos a través del uso racional y de la aplicación de nuevas tecnologías, realizando la separación óptima de los fluidos (gas, petróleo, agua) a niveles de estaciones recolectoras, a fin de garantizar el volumen requerido a tiempo y de acuerdo con la calidad exigida por el cliente.

A continuación se muestran los Organigramas de la empresa en estudio:

FIGURA N°2.6: ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL GENERAL DE PDVSA

FIGURA N°2.7: ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL GENERAL DE PRODUCCIÓN ORIENTE-PDVSA

FIGURA N°2.8: ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE LA GERENCIA DE LA UNIDAD DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS LIVIANO (U.E.Y LIVIANO)

CAPÍTULO III

Marco teórico

3.1 REFENCIAS TECNICAS DE NORMATIVAS DE PDVSA
3.1.1 Manual de Ingeniería de Riesgo

• IR-S-00 Definiciones
• IR-S-01 Filosofía de Diseño Seguro
• IR-S-02 Criterios de Análisis Cuantitativo de Riesgo

• Manual de Seguridad Industrial

• SI-S-01 Gerencia de Seguridad de los Procesos (GSP)

3.2 MARCO CONCEPTUAL

3.2.1 Petróleo Crudo–

Una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad calorífica entre 18.300 a 19.500 Btu por libra y una gravedad específica entre 0,78 y 1,00 (correspondiente a 50° API y 10° API respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican:

La clasificación anterior, no incluye gases disuelto, lutitas petrolíferas o "tar" semi-sólidos. [1]

3.2.2 Estación de Producción

El concepto moderno de una Estación de Producción se refiere al conjunto de equipos inter-relacionados para recibir, separar, tratar o deshidratar, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados en sus cercanías. El resto de componentes instalados en estas Estaciones, son considerados sistemas accesorios.

Figura N°3.1: Esquema General de una Estación de Producción

3.2.2.1 Funcionamiento de una Estación de Producción

El líquido (petróleo y agua) y gas asociado, proveniente de los pozos llega a la Estación de Producción de un cabezal (múltiple) o "cañon" de producción general y luego va a los separadores generales donde ocurre la separación gas-líquido. El gas sale por el tope de los separadores generales y va al depurador, donde deja los residuos de crudo que pudieron haber quedado en la separación. El gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las Plantas de Compresión.

El líquido sale de los separadores y va a los tanques de recolección desde donde es succionado y enviado a través del sistema de recolección de crudo (líneas de bombeo) correspondientes.

Los volúmenes de líquido y gas de cada pozo son medidos en un separador (con características e instrumentos especiales) en tanque de medida e instrumentos medidores de flujo.

En las Estaciones de Producción son utilizados puntos de inyección de química deshidratante, cuya función es acelerar el proceso de separación crudo-agua y evitar la formación de emulsiones fuertes. También se utiliza, dependiendo del tipo de crudo, la inyección de química antiespumante (mezcla de Silicone más "gas-oil) en el cabezal de producción o en los separadores, con el propósito de minimizar la formación de espuma, que afecta el proceso de separación crudo-gas y crea problemas de alto nivel en los tanques de recolección e ineficiencia en las bombas de las estaciones. [2]

3.2.3 Sistema de Producción

Una representación esquemática del sistema de producción se representa en la figura N°3.2,que esquematiza claramente las fases de producción que se realizan para la obtención del crudo bajo especificaciónes, ilustrando los equipos (subsistemas) que la componen:

Las Fases se explican a continuación:

3.2.3.1 Fase I: Proceso de Levantamiento de Crudo

Es el recorrido que realiza el petróleo desde el fondo del pozo, pasando por la "Tubería Vertical de Producción" hasta alcanzar a la superficie. A medida que el petróleo asciende a la superficie, bien sea por medios naturales o por métodos de Levantamiento Artificial, la presión disminuye y ocurre la liberación del gas originalmente disuelto en el crudo. [3]

La relación del método de producción depende de la energía que posee el yacimiento (presión) y de las características del crudo(viscosidad, densidad y grado API).

Los métodos de producción de fluidos dentro de la industria petrolera se maneja en dos esquemas: (1) el Flujo Natural y (2) el Levantamiento Artificial.

• 1) Flujo Natural

En el Flujo Natural, la energía del yacimiento es tal, que la presión es suficiente y permite a los fluidos contenidos en él, fluyan hacia el pozo y lleguen a la superficie libremente. Este es el método de producción ideal. El petróleo fluye por medio de la diferencia de presión que existe entre la formación y el espacio dentro del pozo. La energía del yacimiento puede originarse debido a la fuerza expansiva de la capa gasífera, el empuje de un acuífero asociado al yacimiento o a la fuerza de gravitación.

• 2) Flujo Artificial:

Cuando la energía del yacimiento solo es suficiente para que los fluidos lleguen hasta cierto nivel en el pozo, o cuando la energía de este deciente, es necesario la utilización de métodos de Levantamiento Artificial, que proporcionen la energía necesaria para levantar la columna del fluido hasta la superficie.

La selección del método de Levantamiento Artificial se basa en las condiciones existentes del yacimiento o por las facilidades del área. El objetivo principal es emplear un sistema en el cual se produzca el máximo volumen posible con la instalación más económica.

Además de los factores técnico operacionales se deben tomar en cuenta dos factores económicos para lograr dicho objetivo:

• El costo inicial.

• El costo de operación y mantenimiento del equipo después de su instalación

Actualmente en los pozos inactivos de la U.E.Y Liviano impera el uso de cuatro (4) métodos de levantamiento de producción, como son:

• A. Bombeo Mecánico (BM).

• B. Bombeo Electrosumergible (BES)

• C. Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)

• D. Levantamiento Artificial por Gas Lift (LAG)

Figura N°3.3: Sistema de Levantamiento Artificial

• A. Bombeo Mecánico (BM).

Es el método más antiguo y comúnmente utilizado para el levantamiento de crudos. Consiste en un desplazamiento positivo de fluido desde la bomba reciprocante de desplazamiento positivo en el fondo del pozo para elevar la presión del fluido y enviarlo a la superficie. Los volúmenes de fluido que desplaza la bomba, entran a la tubería de producción, desplazando un volumen igual hacia la línea de flujo y de esta hacia la estación recolectora.

Se trata de un sistema mecánico donde se emplea una bomba reciprocante conectada a la superficie por medio de una sarta de cabillas. (Figura N°3.4). Las cabillas son impulsadas hacia abajo y hacia arriba desde la superficie por un equipo de izamiento mecánico llamado balancín. Las bombas de cabillas trabajan mejor en pozos someros y de poco volumen que contengan muy poco o nada de sólidos o gas. La presencia de arena y sólidos en el fluido bombeado puede ser sumamente dañina para la bomba de subsuelo. [4]

• RANGO DE APLICACION

Caudal: 20 – 4500 Bls

Gravedad: 8.5 – 40.0 °API

Viscosidad: 4.0 – 40.000 cps.

Profundidad: Hasta 11.000 piesTemperatura: Hasta 500 °F

Manejo de Gas: Hasta 70% Gas Libre

(A nivel de Bomba)

Figura N°3.4: Levantamiento por Bombeo Mecánico

• B. Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)

Al igual que el sistema de BM, en este caso existe una bomba de desplazamiento positivo en el fondo del pozo. Sin embargo, en este sistema la bomba se acciona por rotación que consta esencialmente de dos engranajes helicoidales interiores entre el rotor y el estator cuya geometría permite que se constituya una serie de cavidades idénticas separadas entre sí y al girar el rotor (tornillo sin fin de N etapas) dentro del estator, estas cavidades se mueven axialmente de uno al otro extremo del estator creando la acción de bombeo. (Ver Figura N° 3.5).

El sistema de impulsión, ubicado en la superficie, acciona el rotor por medio de una sarta de varillas, la cual constituye la conexión flexible necesaria entre el eje de impulsión y el rotor. En el diseño de la bomba a utilizar la altura de fluidos que se desee levantar es factor primordial, por lo que uno de los datos que se debe tener en consideración es el nivel dinámico de fluido del pozo.[5]

Figura N°3.5: Levantamiento por Bombeo de Cavidad Progresiva

• RANGO DE APLICACION

Caudal: 50 – 3700 Bls a 500 rpm

Gravedad: 8.5 – 30.0 °API

Viscosidad: 5.0 – 48.000 cps.

Profundidad: Hasta 12.000 pies

Temperatura: Hasta 280 °F

Manejo de gas: Hasta 80% gas libre (a nivel de bomba)

• C. Bombeo Electrosumergible (BES)

La bomba electrosumergible es conocida como BES, y consiste en una bomba centrífuga de etapas múltiples, impulsada por un motor eléctrico de subsuelo y conectado a la superficie por medio de un cable eléctrico. Como la bomba y el motor deben correrse en el fondo de la tubería, el servicio y reparación de estas unidades puede ser muy costoso en operaciones costa afuera.

La BES puede levantar grandes volúmenes de fluido de pozos a poca profundidad, y donde el diámetro de la tubería de revestimiento permita el uso de bombas y motores de diámetros grandes. Este método puede estar afectado por la presencia de sólidos y gas en el fluido, por lo que requiere control del equipo y es muy suceptible al gas libre. (Ver Figura N°3.6). [6]

• RANGO DE APLICACION

Caudal: 200 – 25.000 Bls

Gravedad: 8.5 – 40.0 ° API

Viscosidad: < 5.000 cps.

Profundidad: Hasta 12.500 pies

Temperatura: Hasta 350 °F

Manejo de Gas: Hasta 50% Gas Libre (a nivel de bomba)

Figura N°3.6: Levantamiento por Bombeo Electrosumergible

• D. Levantamiento Artificial por Gas lift (LAG)

Es un método muy eficiente y económico, emplea el mecanismo que se utiliza en flujo natural, requiere muy pocos equipos de subsuelo y éstos no son afectados por la arena presente en el fluido del pozo. Este método se realiza mediante la adición de gas en el subsuelo y se realiza de manera continua ó a intervalos. (Ver Figura N°3.7)

Este gas es inyectado a la tubería con el propósito de agilizar la columna de fluido, es decir, suministrar energía utilizando gas a presión para elevar los fluidos desde el pozo hasta la superficie. La principal ventaja de éste método es que no tiene restricción en lo referente a la profundidad, se utiliza para petróleo liviano y mediano y su limitación es que necesita suficiente gas de levantamiento. Puede ser diseñado para un amplio margen de tasas de producción sin necesidad de cambiar el equipo de subsuelo. Suministro de energía al pozo en forma de gas a una determinada presión, para elevar el fluido desde el fondo del pozo, a través de la tubería de producción, hasta la superficie. Este procedimiento se realiza normalmente por medio de la inyección de gas metano de alta presión de manera continua o intermitente, para aliviar el peso de la columna hidrostática del petróleo, por el espacio anular y a grados mayores de 18 grados API. [7]

• RANGO DE APLICACION

Caudal: 20 – 10.000 BLS

Gravedad: 12 – 45.0 °API

Viscosidad: > 5.0 cps

Profundidad: Hasta 18.500 pies

Temperatura: Hasta 280 °F

Manejo de gas: Ilimitado

Figura N°3.7: Levantamiento Artificial

3.2.3.2 Fase II: Proceso de Recolección

Después que el petróleo ha alcanzado la superficie, de cada uno de los pozos del yacimiento de una determinada área, se recolecta mediante un sistema de "Líneas de Flujo" que van desde el cabezal de los pozos hasta los múltiples de petróleo ubicados en cada una de las "Estaciones de Producción".(Ver figura N°3.8). [8]

Figura N°3.8: Múltiple de Producción

3.2.3.3 Fase III: Manejo de Fluidos

Se procesan los fluidos que emanan los yacimientos al extraerse de los pozos (operando y optimizando los pozos activos, nuevos, reactivados, a través del uso racional de recursos), realizando la separación de los fluidos (Gas, Petróleo, Agua), a nivel de las Estaciones de Producción (recolectoras). El gas depurado es enviado a las plantas compresoras y el crudo se estabiliza y deshidrata hasta cumplir con las especificaciones requeridas por el cliente, para su bombeo hasta la estación central (Patio Tanque Oficina), el agua separada es transferida al sistema de aguas efluentes donde es tratada y posteriormente reinyectada para disposición o recuperación secundaria de petróleo. Cumpliendo con las normas de seguridad y en total armonía con el medio ambiente. Este proceso se basa en la separación y deshidratación del crudo.[9]

• A. Proceso de Separación

Es el proceso que sigue petróleo después de la inyección de química. Una vez recolectado, el petróleo se somete a un proceso dentro del separador, en el cual el gas y el liquido (petróleo y agua) se separan a bajas presiones que oscilan en el orden de 80 a 200 libras o dependiendo de las características de los pozos. El gas sale por la parte superior del separador mientras que el líquido va a la parte inferior del mismo. Las presiones correspondientes son mantenidas por los instrumentos de control que posee el separador. El gas, se envía a las Plantas Compresoras y el crudo continua con su proceso de tratamiento (el calentamiento).[10]

• 1. Separador:

Un separador es un recipiente metálico, que en las estaciones recolectoras permiten separar el gas natural asociado que se produce con los hidrocarburos líquidos. El gas natural sale por la parte superior separador, mientras que la fase líquida (petróleo o condensado natural y agua) lo hace por la parte inferior.[11]

Constituye el equipo fundamental en el proceso de separación y puede describirse como un recipiente en forma cilíndrica, colocado en posición horizontal o vertical cuyo propósito es separar el gas de los líquidos que constituyen el crudo que llega al múltiple. Los separadores son diseñados para rangos de presiones de trabajo alta, mediana y baja.

Figura N°3.9: Separadores verticales

El gas sale por el tope del separador y va hacia el depurador, el cual retiene las ultimas partículas líquidas de gas, antes de ser enviado a las unidades de compresión. También es función de este recipiente, recoger el líquido proveniente de cualquier mal funcionamiento de los separadores.

• B. Proceso de Calentamiento de Crudo

El objetivo del calentamiento del petróleo a través de un Calentador u Horno, es de disminuir su viscosidad y facilitar así su manipulación, evitando presiones excesivas en las líneas de bombas.

El proceso de calentamiento disminuye la viscosidad de las fases para promover la coalescencia de las gotas de agua entrampadas en el crudo para así favorecer la deshidratación del mismo.

La Estación de Producción Budare 1 cuenta con un tren de calentamiento conformado por cuatro calentadores dos (2) tipo vertical y dos (2) tipo horizontal, a fuego directo cuya capacidad unitaria, térmica y volumétrica, es de 3 y 5 MMBtu/hr y 50 y 60 barriles, respectivamente; la figura N°3.11. Para efecto de estudio se describe el equipo presente en la Estación de Producción Budare 1.

• 1. Calentador:

Equipo principal existente en las Estaciones, que genera energía calorífica (BTU) para calentar las tuberías o serpentines por donde fluye petróleo, para elevar y/o mantener la temperatura deseada del mismo.[12]

El proceso de calentamiento se efectúa en equipos de transferencia de calor denominados calentadores de crudo a fuego directo, que poseen en su interior estructuras tubulares en forma de U denominadas cajas de fuego, dentro de las cuales se produce la combustión del gas natural para la generación del calor.

• Clasificación de los Equipos de Transferencia de Calor utilizados en una Estación de Producción

En la industria petrolera se emplean sistemas de calentamiento, clasificados de acuerdo a la forma de generación de calor en: directo e indirecto.[13]

• Calentamiento directo: en este proceso, la emulsión es calentada por un equipo de intercambio que favorece la transferencia de calor mediante mecanismos combinados de conducción y convección que se dan por contacto directo entre el fluido a calentar y superficies internas del equipo. Los más utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego. Sin embargo, su uso está limitado por las condiciones de seguridad, tipo de crudo y la presión de operación.

• Calentamiento indirecto: en este tipo de calentamiento, el proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en la cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Estos son menos peligrosos de operar ya que el fuego no actúa directamente sobre los tubos, de modo que la temperatura de los mismos no será mayor que la del agua que lo rodea y en caso de que fallen o se fracturen, no quedan en contacto directo con la llama.

Los más utilizados son los de fuego directo en el que la mezcla crudo-agua entra en contacto con los tubos que conforman las cajas de fuego, estos se clasifican en:

• Calentador vertical de flujo ascendente: estos equipos reciben el crudo por la parte inferior el cual asciende o desciende al mismo tiempo que recibe calor mediante mecanismos combinados de conducción y convección, para posteriormente salir por el tope del equipo. La limitación de su uso es la dificultad de remoción de gases en solución desprendidos durante el proceso de adición de calor.

• Calentador horizontal: en estos equipos el equipo entra por un extremo superior, recibe calor y circula favorecido por la acción del gas disuelto que se desprende durante el proceso de calentamiento, son utilizados en crudos de cualquier gravedad API.

Es importante destacar que los sistemas de transferencia de calor de la Estación Budare 1 están constituidos por calentadores de tipo fuego directo, verticales y horizontales, y se tomó para el estudio el calentador tipo horizontal. En el Capitulo IV, se muestran el equipo de transferencia de calor de este tipo.

Componentes Básicos de un Calentador de Crudo a Fuego Directo

Los calentadores de crudo de tipo fuego directo están conformados por una serie de elementos, cada uno de los cuales posee una determinada función. En la figura N°3.10 se señalan dichos componentes. (14(

1.- Cuerpo del calentador: está constituido por una estructura metálica cuyas dimensiones dependen del diseño realizado por las empresas fabricantes, pueden ser horizontales y verticales. Cabe destacar que los equipos de transferencia de calor instalados en la estación Budare 1son de cuerpo vertical y horizontal.

2.- Caja de fuego: es un tubo en forma de "U" donde se produce la combustión del gas natural que genera el calor para incrementar la temperatura del crudo.

3.- Válvula de venteo de gas: permite controlar el venteo del gas contenido en la parte interna superior del cuerpo del calentador, con lo cual se logra mantener el nivel de líquido de crudo sometido a tratamiento.

4.- Termoválvula: es el equipo regulador del paso de gas combustible en función de la temperatura alcanzada por el crudo dentro del cuerpo del calentador.

5.- Elemento sensor de temperatura: se encarga de transmitirle a la termoválvula la temperatura real del crudo durante el proceso de calentamiento.

6.- Piloto: salida mínima del gas utilizada durante la etapa de encendido del quemador principal. Permanece encendido ya que posee suministro independiente de gas, esto es con el fin que al apagarse el termostato se reinicie el servicio con total normalidad.

7.- Quemador: equipo de salida del gas que se mezcla con el aire y produce la llama principal en el interior de la caja de fuego.

8.- Válvula de seguridad: elemento primario encargado de liberar sobrepresiones que puedan generarse dentro del cuerpo del calentador, tiene el punto de ajuste en 40 psi.

9.- Disco de ruptura o resistencia: elemento de respaldo en caso de falla de la válvula de seguridad y se produzca sobrepresión dentro del equipo, su punto de ruptura está en 60 psi.

10.- Depurador de gas: recipiente cilíndrico cuya función es eliminar los líquidos, residuos e impurezas contenidas en el gas que será utilizado como combustible de los pilotos y quemadores. Está dotado de un mecanismo de cierre automático de salida de gas, para que en caso de que el nivel de líquido dentro del mismo sea alto se interrumpa el suministro al quemador.

11.- Chimenea: está situada en la parte mas alta del calentador y su función es canalizar los productos de la combustión.

Figura N°3.10: Componentes básicos de un calentador de crudo a fuego directo tipo vertical.

Además de los componentes antes señalados, existen otros de singular importancia, entre los que se pueden destacar:

• Bocas de visita: Poseen forma circular, están colocadas en la parte lateral y frontal el calentador, y su tamaño es tal que permite la entrada de personas para efectuar trabajos en el interior del equipo.

• Cristal o visor: Están ubicados en la parte superior externa del calentador, a través de él puede observarse el nivel de líquido dentro del equipo y los movimientos de carga y descarga que se producen en el mismo.

• Esparcidor o turbuladores: Son aletas encargadas de distribuir uniformemente el calor generado por los gases de combustión en el interior de las cajas de fuego. Se ubican en la sección contraria a donde se genera la llama.

• Arrestadores de fuego: Accesorio instalado en la parte externa de la caja de fuego que permite la entrada de aire pero no su salida, por lo que es de importancia en la seguridad de los operarios.

• C. Proceso de Deshidratación de Crudo

Las operaciones de deshidratación deben llevarse a cabo lo antes posible, por que más vieja la emulsión, más difícil es romperla. Se inyecta el agente demulsificante (la química) lo antes posible y se deja separar la emulsión por gravedad. A menudo, es necesario calentar, para aumentar la velocidad de sedimentación por reducción de la viscosidad del aceite y por aumento de la diferencia de densidad.[15]

Todos los procesos de deshidratación en el campo, están basados en el principio de gravedad diferencial (diferencia de peso entre el agua y el crudo). Debido a que el agua tiene mayor gravedad específica que el petróleo, esta precipitará al fondo de un tanque que contenga agua – petróleo crudo.

Figura N°3.11: Representación esquemática de una estación común para deshidratar el crudo

Un proceso de deshidratación de crudo nunca será eficiente si no cumple con los requerimientos esenciales siguientes:

• 1. Destruir o neutralizar la acción del agente emulsionante (romper la emulsión).

• 2. Promover la coalescencia de pequeñas gotas de agua o crudo y formar gotas más grandes por agitación mecánica o movimientos gravitacionales.

• 3. Acelerar el proceso de separación del crudo y el agua por reducción de la viscosidad de la fase continua (suministro de calor).

• 4. Conceder suficiente tiempo para separar el agua del crudo (asentamiento).

• 5. Remover el agua del equipo en el cual es completado el proceso de deshidratación (manejo de aguas efluentes).

• 1. Tanque de Lavado

Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de 6.7MBls y 20MBls en las instalaciones que conforma la U.E.Y Liviano, en estos equipos, la emulsión agua-petróleo es separada mecánicamente al ser tratada. El proceso consiste en el asentamiento de los componentes por gravedad (proceso de decantación), en virtud de sus diferentes densidades el agua por ser más pesada que el petróleo, se asienta en el fondo del tanque.

Figura N°3.12: Tanque de Lavado

• Funcionamiento

El crudo emulsionado proveniente de los calentadores, entra al desgasificador donde se produce una cierta liberación de gas el cual pasa al venteo. La parte líquida al liberar el gas, desciende por el tubo desgasificador y a través del distribuidor entra en la zona de agua de lavado. El distribuidor hace que la emulsión se divida lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, y de esta manera permitir la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua de lavado siguiendo una trayectoria inclinada, ascendente y en zig zag provocada por el arreglo de bafles o desviadores; los cuales permiten incrementar el tiempo de residencia de la emulsión donde el agua libre remanente se asienta. El petróleo por ser más liviano que la emulsión pasa a la zona superior donde se encuentra el petróleo deshidratado. Finalmente el petróleo limpio entra al envase recolector, y de allí pasa a la línea de descarga que va a los tanques de almacenamiento (por efecto de la gravedad).[16]

• D. Proceso de Recolección en Tanques

Diariamente en las Estaciones es recibido el crudo producido por los pozos asociados a estas Estaciones, este crudo es recolectado en Tanques después de haber sido tratado y luego, es transferido a Patio de Tanque (P.T.O).

• 1. Tanques de Almacenamiento

Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado por vaso comunicante o rebose y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanque Oficina (P.T.O.), cumpliendo con las especificaciones de calidad (°API,% AyS), de no cumplirse con los requerimientos, se devuelve a el proceso de calentamiento. Y, al igual que los tanques de lavado se presentan de manera soldados y apernados (en su mayoría). En las estaciones se presentan tanques soldados y apernados, que están en proceso de cambio.[17]

Los tanques pueden clasificarse según su función en:

• Tanques para almacenar crudo sucio o limpio.

• Tanques para probar pozos.

Figura N°3.13: Tanque de Almacenamiento

En la Estación Budare 1 en el Patio de Tanques existen tres (3)Tanques de almacenamiento apernados, dos (2) de ellos de 10MBls y otro de prueba de 1500Bls, mientras que hay dos (2) que son soldados de 10MBls, todos de techo cónico. Estos tienen instalados válvulas de venteo o de seguridad de vacío, con líneas de venteo intercomunicadas.

3.2.4 Peligro

Es la condición química o física de un sistema, planta o proceso que tiene el potencial para causar daño a las personas, la propiedad y/o el ambiente. Se debe entender como la combinación de una substancia peligrosa y un ambiente operacional, tal que la ocurrencia de ciertos eventos no deseados, pueden resultar en un accidente. [18]

3.2.5 Riesgo

Se define como la medida de pérdidas económicas, daño ambiental o lesiones humanas, en términos de la probabilidad de ocurrencia de un accidente (frecuencia) y magnitud de las pérdidas, daño al ambiente o de las lesiones (consecuencias). También como la probabilidad que suceda una contingencia y magnitud de los daños que ella ocasiona. [19]

3.2.6 Evento Catastrófico

Evento cuya ocurrencia genera consecuencias de gran magnitud en términos de daños humanos, ambientales y/o materiales, dentro y fuera de los límites de propiedad de una instalación industrial determinada. [20]

3.2.7 Equipo Critico

Por equipo crítico se entiende cualquier recipiente, máquina, conexión, componente de tubería, sistema de alarma, sistema de prevención y protección contra incendio, sistema de venteo y alivio, sistema de monitoreo y control y cualquier otro equipo, componente o sistema identificados como vitales o esenciales para prevenir una fuga o mitigar sus consecuencias, cuya falla pudiera derivar en un accidente catastrófico o contribuir a incrementar el riesgo de la instalación. [21]

3.2.8 GERENCIA DE LA SEGURIDAD DE LOS PROCESOS (GSP)

La Gerencia de la Seguridad de los Procesos (GSP) puede definirse como: el estándar de gestión que permite prevenir la ocurrencia y/o reducir las consecuencias de los escapes de sustancias tóxicas, reactivas inflamables y/o explosivas que puedan causar accidentes catastróficos. El cumplimiento de este estándar ayudará a la organización a: identificar, evaluar y controlar los riesgos catastróficos asociados a sus procesos, procedimientos, equipos e instalaciones. La implantación del sistema de Gerencia de la Seguridad de los Procesos dentro de la Industrial Petrolera Nacional requiere del cumplimiento de los siguientes doce elementos: (Figura Nº3.14).[22]

A continuación se presentan los principales elementos que conforman el programa de GSP:

• Información de la seguridad de los procesos.
• Análisis de los Peligros de los Procesos.
• Manejo del cambio.
• Procedimientos operativos.
• Permisos de trabajo seguro.
• Adiestramiento.
• Integridad mecánica.
• Auditorías Pre-arranque.
• Control y respuesta a emergencias.
• Investigación de accidentes e incidentes.
• Auditorías de cumplimiento.
• Procedimientos para la documentación.

Un enfoque dirigido hacia la Gerencia de la Seguridad de los Procesos (GSP), es la mejor manera en que la industria puede protegerse contra los eventos peligrosos que pueden ocurrir en los procesos industriales. El GSP no solamente asiste a la industria en la prevención de eventos catastróficos, sino que también puede: mejorar el conocimiento del personal operativo, mejorar los procedimientos técnicos, mantener información de la seguridad de los procesos precisa, e incrementar la productividad de la instalación.[23]

3.2.9 Plan de Respuestas y Control de Emergencias (RCE)

El plan de Respuesta y Control de Emergencias requiere como mínimo la implantación de los siguientes aspectos:

• Definición de la organización para el control de la emergencia con sus correspondientes niveles de autoridad.

• Responsabilidades del equipo de control de la emergencia, incluyendo ubicación, teléfonos e instructivos detallados de las acciones que debe tomar cada miembro de dicho equipo.

• Sistemas de alarma diferenciados para alertar a los trabajadores en caso de una emergencia.

• Procedimientos para el desalojo de la instalación incluyendo la señalización de las rutas de escape de emergencia.

• Procedimientos a ser seguidos por los empleados que deban permanecer en la instalación para realizar las operaciones críticas de la misma, antes de proceder a desalojarla.

• Procedimiento para el conteo del personal propio, contratado y visitantes, después de completada la evacuación de emergencia.

• Nombres de las personas, posiciones u organizaciones que pueden ser consultadas para obtener mayor información, apoyo o explicación de las tareas descritas en los Planes de Respuesta y Control de Emergencias.

• Procedimiento para el manejo de accidentes mayores que requieran el apoyo de otras organizaciones o terceros.

Los planes efectivos de respuesta a emergencias deben hace particular énfasis en tres temas:

• Saber como la comunidad puede ser afectada por accidentes, antes que estos sucedan.
• Simplificar la comunicación con las brigadas de emergencia locales y con el publico.
• Utilizar simulacros para entrenar el personal encargado de la respuesta y para determinar si el plan es adecuado. [24]

3.3 BASES TEORICAS:

3.3.1 Análisis de Riesgos (ADR)

El Análisis de Riesgos (ADR) es una disciplina relativamente nueva con raíces antiguas. Como campo del conocimiento se organizó en las últimas tres décadas y su auge se debe a que varios países han aprobado leyes para proteger de los peligros que puede acarrear la exposición a eventos peligrosos presentes en el medio ambiente en base a la prevención y reducción de riesgos. [25]

Para tratar de minimizar los efectos de un problema de seguridad se realiza lo que se denomina un Análisis de Riesgos (ADR), término que hace referencia al proceso necesario para responder a tres interrogantes básicas sobre la seguridad:

• Qué se quiere proteger?

• Contra quién o qué se quiere proteger?

• Cómo se quiere proteger?

En la práctica existen dos aproximaciones para responder a estas interrogantes, una cuantitativa y otra cualitativa.

3.3.2 Análisis Cuantitativo de Riesgos (ACR)
El Análisis Cuantitativo de Riesgos (ACR) consiste en la evaluación sistemática de una instalación industrial propuesta o existente, con el fin de identificar todo evento potencialmente peligroso y estimar los daños al personal, instalaciones, terceros y el ambiente, como consecuencias de fugas de sustancias tóxicas e inflamables, y así poder cuantificar el nivel de riesgo implícito mediante la estimación de la frecuencia de ocurrencia y de la magnitud de sus consecuencias.

Método de ingeniería y formulaciones matemáticas, combinadas con información estadística de fallas, para producir resultados numéricos de consecuencias de accidentes y sus frecuencias o probabilidades de ocurrencia, usados para estimar riesgos.

El propósito principal del ACR es jerarquizar los eventos no deseados y por ende, derivar criterios de juicio que permitan tomar decisiones Gerenciales que conlleven al incremento de los niveles de seguridad de la instalación. [26]

Figura N°3.15: Esquema de un Análisis Cuantitativo de Riesgos

• Criterios para el Análisis Cuantitativo de Riesgos

Los Criterios para la realización del estudio se tomaron de la Norma Técnica PDVSA IR-S-02 "Análisis Cuantitativo de Riesgos" del Manual de Ingeniería de Riesgos, a continuación se explican los aspectos referidos a la aplicación del capitulo VI (para mayor información referirse a las normas citadas en el punto 3.1).

3.3.3 Identificación de Peligros

La identificación de los peligros inherentes al proceso o instalación, constituye el primer paso para el análisis de riesgos. En esta etapa se evalúan entre otros las condiciones operacionales del proceso que pudiese ocasionar eventos indeseables. [27]

En esta fase la pregunta que se trata de contestar: ¿Existe el peligro?

Los métodos existentes para la identificación de riesgos, básicamente pueden considerarse tres tipos de métodos que se describen en los siguientes apartados.[28]

a) Métodos cualitativos

Estos métodos se caracterizan esencialmente por no recurrir a cálculos numéricos.

Suelen estar basados en técnicas de análisis crítico en las que intervienen distintos expertos de la planta. Depende su eficacia de la calidad de la información disponible, su exhaustividad.

Destacan los siguientes:

• Análisis histórico. Consiste en un estudio lo más amplio posible sobre accidentes ocurridos en el pasado en instalaciones y/o con productos similares a los estudiados.

• Estudios de Peligros y Operabilidad (HAZOP) (o AFO, Análisis Funcional de Operabilidad). Análisis de operabilidad. Técnica inductiva de análisis crítica realizada por un equipo pluridisciplinario para identificar desviaciones de proceso que pueden conducir a accidentes.

• Análisis del modo, efecto y criticidad de los fallos (FMEAC). Método inductivo de reflexión sobre las causas/consecuencias de fallos de componentes en un sistema.

• Análisis Preliminar de Riesgos (APP). Método inductivo en el que se analiza de forma sistemática las causas, efectos principales y medidas preventivas/correctivas asociadas.

• Check list. Constituyen listas exhaustivas de posibles iniciadores/accidentes a contemplar en la identificación de riesgos.

• Análisis ¿Qué pasaría si? (What if…?). Método inductivo en el cual se analiza sistemáticamente las consecuencias de determinados sucesos.

Pueden considerarse también en su raíz, como métodos cualitativos, los métodos de Arboles de Fallos y Arboles de Sucesos, siempre que no se les aplique el Cálculo de Frecuencias.

b) Métodos semicualitativos

Estos métodos se caracterizan por recurrir a una clasificación de las áreas de una instalación en base a una serie de índices que miden su potencial para ocasionar daño en función de una serie de magnitudes y criterios (cantidad de producto, características de peligrosidad etc.).

Entre estos destacan:

• Clasificación mediante índice de Mond de fuego, explosión y toxicidad.

• Clasificación mediante el índice de Dow de fuego, explosión y toxicidad.

c) Otros métodos de apoyo

Básicamente se incluyen aquí las auditorías de seguridad que suelen responder a otros objetivos (relativas a la organización de seguridad, el cumplimiento de una legislación, etc.), pero que pueden constituir una base para la identificación de riesgos

La identificación de peligros pretende encontrar las condiciones de daño potencial presentes en las instalaciones. Esta es el paso critico en ADR"s, por cuanto un peligro omitido es un peligro no analizado. El método que aplica la Gerencia de U.E.Y Liviano del Distrito San Tome, en la identificación de peligros es el estudio de Peligros y Operabilidad HAZOP, para aplicar de manera efectiva la jerarquización de los riesgos arrojados de las recomendaciones que se generen.

• Estudio de Peligros y Operabilidad (HAZOP)

Método para identificar peligros de un proceso y problemas de operabilidad, usando palabras guías para detectar desviaciones de la intención de diseño, con efectos no deseados para la operación. [29]

• Que significa HAZOP?

Esto significa Hazard and Operability Study (Estudio de Operabilidad y Riesgo ó Análisis de Riesgo y Operabilidad ).

• Qué es (HAZOP)?

Es un método para la revisión y estudios de los análisis de riesgos, utilizado en el diseños de los equipos de los procesos de operaciones o unidades de procesamiento, tales como: refinerías, plantas químicas y otras instalaciones que manejan hidrocarburos. Este difiere en diferentes maneas de las revisiones más tradicionales, tales como las de los P&ID y de las revisiones especializadas o de diseño.

También podemos decir que el (HAZOP):

• Es sistemático

• Es completo

• Identifica problemas de operabilidad.

• Evalúa procedimientos operacionales claves, relacionados a la seguridad, y donde no existan, identifica requerimientos cruciales para la operación.

• Y se documenta.

• Objetivos:

• 1. Detectar riesgos, sus orígenes, consecuencias y sus recomendaciones posibles en todos y cada uno de los elementos de los sub-sistemas en estudio.

• 2. Facilitar el discernimiento relativo a causas/desviaciones/efectos de las consecuencias establecidas para detectar aquellas que puedan ser origen de accidentes / incidentes.

• 3. Someter a consideración de los elementos de equipo integrados en conjunto, y las condiciones de operación plausibles.

• Procedimiento

Figura N°3.16: Metodología de HAZOP

La figura N°3.16, muestra la metodología para la realización del HAZOP. El método HAZOP considero en forma sistemática todos los equipos, procedimientos y los eventos generados por desviaciones a la intención del diseño.(ver tabla N°6.x,en capitulo VI). A efectos de la aplicación del método, una línea de proceso es un tramo de tubería que enlaza dos equipos principales de la planta.

• 1. Se seleccionan las secciones o nodos de estudio, con los Planos de Tubería e Instrumentación (P&DI).

• 2. Se realiza el análisis de las desviaciones del proceso y sus posibles causas dentro de los nodos en estudio, aplicándose las palabras claves.(Ver figura N°3.17)

Figura N°3.17: Formato de Análisis Cualitativo de Riesgo HAZOP

• 3. Se determina para cada causa posible, la secuencia de eventos que dan como resultado una consecuencia final con elevado potencial de perdida.

• 4. Se enumera cada desviación estudiada.

• 5. Se evalúa en una escala de 1 a 5 la severidad (S) y probabilidad de ocurrencia (L), según la matriz de riesgos; en base a lo anterior se jerarquiza el riesgo (R).

El análisis considera la disponibilidad de las protecciones existentes para fijar la probabilidad de ocurrencia.(Ver figura N°3.18)

Figura N°3.18: Matriz de Jerarquización de Riesgo:

• 6. Se identifica el impacto de la secuencia de la secuencia de eventos con incidencia en la Seguridad (S), Operabilidad (O) y Ambiente (E) dentro de la instalación y/o entorno.

• 7. Se listan las recomendaciones para prevenir las causas, según el nivel de riesgos.

• 8. Se repite para cada nodo.

• Desviación.

• Causa

• Consecuencias.

• Protecciones.

• Jerarquización.

• Recomendaciones

• Reporte o Resumen HAZOP

Este tiene como propósito documentar los riesgos identificados en el análisis, sin considerar la aceptación o rechazo de las recomendaciones generadas, el custodio de instalación lo mantendrá en archivo durante la vida del proceso y contendrá al menos la siguiente información:

• Identificación del estudio.

• Resumen del alcance y de la metodología empleada en el análisis.

• Lista de la documentación considerada.

• Registro de la aplicación de la metodología, incluyendo los riesgos que fueron identificados, sus causas, y los controles para prevenir su ocurrencia.

• Listas de las consecuencias de los riesgos.

• Listas de las recomendaciones del equipo de revisión

La metodología para la realización del HAZOP. A efectos de la aplicación del método, una línea de proceso es un tramo de tubería que enlaza dos equipos principales de la planta. El método HAZOP considero en forma sistemática todos los equipos, procedimientos y los eventos generados por desviaciones a la intención del diseño.

Se debe disponer del siguiente material:

• A) Criterios de diseño y filosofía de operación de la Estación de Producción.

• B) Planos de ubicación de equipos

• C) Especificaciones técnicas de equipos y de construcción.

• D) Diagramas de Tuberías e Instrumentación (PI&D`s)

• Quienes integran el equipo revisión?

A.- Un supervisor de operaciones y/o un operador con

experiencia.

B.- Un ingeniero de mantenimiento relacionado con el

Proceso

C.- Un ingeniero de proceso relacionado con el

Proceso.

• Por quienes deben ser asesores ?

A.- Ingeniero Eléctrico.

B.- Ingeniero instrumentista.

C.- Personal de mantenimiento.

D.- personal de seguridad.

E.- personal de proyecto.

F.- cualquiera otro especialista cuyo conocimiento sea requerido por

el desarrollo o alcance del estudio.

3.3.5 Estimación de Frecuencias de Eventos Peligrosos

La frecuencia de falla puede ser sintetizada por un Análisis de Arbol de Fallas o de Arbol de Eventos. En el primer caso se supone que un evento tope relativamente raro, surge de la coincidencia de las fallas mas posibles y que hay suficiente información sobre la probabilidad de cada una de ellas. El análisis muestra como van presentándose las coincidencias y así permite ir estimando las frecuencias de las mismas (Cualquiera sea el enfoque usado), fue necesario aplicar un buen juicio de ingeniería para determinar cual información es la mas relevante para la instalación en cuestión. Generalmente se usa información genérica de fallas obtenidas de varias fuentes, y suponiendo que una planta es operada de acuerdo a estándares razonables, la misma no tendría porque fallar con mayor o menor frecuencia que aquellas en donde se originó la información de fallas. [30]

• Métodos Cuantitativos para Análisis de Riegos

El método cuantitativo se puede aplicar cuando los modelos son sencillos y se conocen bien los valores de los parámetros de insumo. En este caso, el primer paso será la caracterización de las distribuciones de probabilidades de los valores de las variables y, el segundo será el estudio de la propagación de las incertidumbres de los valores de las variables, a través del proceso de cálculo, usando métodos analíticos o por métodos numéricos.

3.3.5.1 Análisis de Arbol de Demandas o Causas:

La técnica consiste en colocar el escenario peligroso en la parte superior del árbol y que a la vez se descompone en las causas secundarias que lleven a la ocurrencia del mismo. Esas causas secundarias pueden a su vez descomponerse en otras causas que originan el escenario final.

La construcción del "Árbol de Demanda", se basa en definir con precisión el estado no deseado del sistema o evento superior, escrito en forma de bloques, tratando de minimizar la posibilidad de omitir las causas potenciales del evento superior, se debe resaltar lo eventos comunes capaces de afectar a más de un sistema, antes continuar con la elaboración y desglosar en la medida de lo posible las causas primarias del evento superior, así como lo muestra la figura N°3.19:

Figura N°3.19: Ejemplo de un Árbol de Demanda

La construcción de árbol puede continuarse hasta que se considere que ya no existen más causas que considerar. En este caso analizaremos las causas que pueden llevar a la falla de las tuberías, accesorios, conexiones (Bridas), soldaduras, válvulas y equipos mayores, asociados a nuestro sistemas que componen la instalación Budare-1 y que se consideraron de alto nivel de riesgo para el ACR. [31]

3.3.5.2 Análisis de Arbol de Fallas (FTA)

Es un método para identificar combinaciones lógicas de fallas de equipos y errores humanos, que pueden resultar en un accidente, siendo por tanto una técnica deductiva que a partir de un evento tope provee la metodología para determinar sus causas.[32]

El Arbol de Fallas en sí, facilita una visión gráfica de las diferentes combinaciones de fallas de equipos y errores humanos que pueden conducir a un accidente, mediante una representación gráfica de las relaciones lógicas entre las causas que originan un accidente de un sistema en particular u otro escenario indeseado.[32]

La construcción del árbol de falla esta basado en el árbol de demanda y el mismo permite cuantificar la frecuencia de ocurrencia del evento indeseado a través del uso de compuertas lógicas "O" "Y" y utilizando tasas de fallas tomadas de estadísticas de la instalación o de fuentes de otras instalaciones similares.

• Entradas "O"(or)

Suministran el enlace de los valores numéricos de la entrada, y por lo tanto, las unidades de la información de entrada deben se consistentes, es decir, todas frecuencias o todas probabilidades, como lo muestra la figura N°3.20. [33]

Figura N°3.20: Esquema de las Entradas "O" del Arbol de Fallas

• Entradas "Y"(and)

Esta entrada se multiplica los valores numéricos de las informaciones sometidas ("input") a la entrada, y por lo tanto, las unidades de éstas deben ser compatibles para asegurar que las informaciones ilógicas no sean representadas, es decir, una entrada "Y" simple, debe tener, no más de una frecuencia. La siguiente figura N°3.21,ilustra gráficamente, lo expresado en el texto.[34]

Figura N°3.21: Esquema de las Entradas "Y" del Arbol de Fallas

Se realiza un Árbol de falla por cada Árbol de Demanda que se tenga, con la integración de las entradas "O" "Y", mostrándose una sola vez el sistema de protección, los errores humanos acompañado de los resultados delas frecuencias o/y probabilidades. Los resultados son cualitativos, pero un árbol de fallas puede ser usado para obtener resultados cuantitativos siempre y cuando se disponga de información estadística adecuada.(Ver figura N°3.22).[35]

Figura N°3.22: Árbol de Fallas simplificado

Para el caso en estudio se utilizó la data estadística de la base datos de fallas de equipos del documento de Criterios para el Análisis Cuantitativo de Riesgo de PDVSA, de Análisis de Riesgo similares y otras fuentes tales como DUPONT y API.

3.3.5.3 Análisis de Arbol de Eventos (ETA)

Una vez determinada la frecuencia de ocurrencia de los eventos iniciadores, el siguiente paso es construir el árbol de eventos. El método de Análisis de Riesgo Arbol de Eventos podrá ser en la fase de operación de una instalación para evaluar la compatibilidad de los sistemas de seguridad existentes, ó para examinar las consecuencias potenciales fallas de equipos. Los resultados obtenidos pueden ser cualitativos ó cuantitativos siempre y cuando se cuente con una base de datos adecuada.[36]

El Árbol de evento proporciona cobertura sistemática de la secuencia de tiempo de propagación del evento, bien a través de una serie de acciones de sistemas de protección, funciones normales de la planta e intervenciones del operador o donde la pérdida del contenido ha ocurrido a través del rango de consecuencias posibles.

Los árboles de eventos van desde las causas iniciales hasta sus posibles consecuencias, la cual permite cubrir una secuencia lógica de acontecimientos. Pueden usarse para tratar situaciones independientes y coincidentes, pero son particularmente útiles para representar secuencias de eventos.

Como es difícil representar interacciones entre estados de situaciones, se requerirá diagramar un árbol separado para cada evento inicial, tras lo cual debe considerarse cuidadosamente las relaciones entre los distintos árboles desarrollados. Se debe tener en cuenta que los resultados de los procesos se relacionan con las causas no representaciones en el árbol. En la figura N°3.23 se ilustra el ejemplo de un árbol de eventos: [36]

Figura N°3.23: Esquema de un Árbol de Eventos (ETA)

Para efectos del estudio se realizaron los Arboles de Eventos, tomando en cuenta la proporción 80-20 y en algunos casos la de 50-50, basada en la experiencia del personal con estudios similares.

3.3.6 Estimación de Consecuencias

La estimación de consecuencias es el término aplicado al uso de una serie de modelos matemáticos para estimar el área afectada (consecuencias) por los peligros originados en diferentes escenarios de accidentes. Típicamente los escenarios incluidos en un análisis de consecuencias de una instalación que procese hidrocarburos son:

• Fugas de fluidos tóxicos y/o inflamables de equipos de proceso, tuberías y tanques de almacenamiento.

• Incendios que envuelven fugas de productos inflamables.

• Explosiones de nubes de vapor (V.C.E)

• Ocurrencia de bola de fuego (BLEVE) en recipientes de proceso presurizados conteniendo gases licuados inflamables.

Las consecuencias originadas por los peligros de los escenarios de accidentes anteriormente listados, incluyen:

• Exposición de personas a vapores tóxicos

• Exposición de personas, equipos y propiedades a radiación térmica.

• Exposición de personas, equipos y propiedades a ondas de sobrepresión o proyección de fragmentos de material producto de la rotura de recipientes.[37]

Por cuanto la ejecución de un ACR implica la realización de gran cantidad de operaciones matemáticas para la estimación de consecuencias, fue recomendable el uso de paquetes computarizados que contuvieran modelos validados para este fin, como lo es e software de análisis de consecuencias CANARY versión 4.0.

3.3.6.1 CANARY versión 4.0 (Programa de Simulación de Consecuencias)

Este se utiliza para predecir la dimensión y severidad de las consecuencias peligrosas que pueden resultar cuando el líquido inflamable o tóxico es liberado en la atmósfera.

Los peligros que puede modelar este software:

• Nubes inflamables de vapor creadas por la liberación de gas o de líquido inflamable.

• Nubes tóxicas del vapor creadas por la liberación de gas tóxico o liquido inflamable.

• Radiación emitida por piscina de fuego (pool fire), antorchas (torch fire), flamas (flares), y las bolas de fuego de BLEVE (bleve fireballs).

• Ondas de sobre creadas por la explosión de nubes de vapor o no confinadas.

La mayoría de los modelos de consecuencias requieren una cantidad considerable de información de entrada para decidir exactamente las consecuencias de la liberación de fluidos peligrosos, pero el CANARY esta diseñado para realizar los cálculos necesarios con una entrada mínima de la información del usuario.[38]

• Aplicaciones

El CANARY permite que el usuario defina el escenario de liberación, seleccione el tipo de riesgo, y especifique los puntos finales del peligro que los modelos utilizarán para definir los límites externos de las zonas del peligro. Esté programa entonces predice las formas y las dimensiones de una variable de las zonas del peligro de interés para el usuario.

Como permite especificar el riesgo en los puntos finales, el CANARY puede ser usado para predecir la extensión a la que se presenta un riesgo potencial para las personas, equipos o estructuras. Por ejemplo, él puede predecir la distancia máxima de sotavento en la que el vapor tóxico sería capaz de causar fatalidades a las personas quienes no pueden escaparse de la nube (un riesgo potencial fatal)

Esta flexibilidad hace del CANARY una herramienta muy útil para cualquier proyecto que requiera predicciones de la zona del peligro. Algunos ejemplos de tales proyectos se enumeran abajo.

• Planificación para casos de urgencia que podrían requerir la notificación pública o la evacuación.

• Establecimiento de la seguridad relativa de una sala de control de plan, conforme a API RP- 752.

• Localización de respiraderos.

• Preparación localizando estudios de seguridad.

• Preparación de casos de seguridad.

• Ejecución del análisis cuantitativo del riesgo.

• Funciones del CANARY

Project: Permite al usuario dirigir los resultados a un directorio específico.

Input: Comienza el programa de entrada de información para describir un caso nuevo.

Run: Después de que se introducen los parámetros del caso, el usuario puede seleccionar unos o más casos para ejecutarse.

Output: Luego de ejecutados los casos, los resultados pueden ser visualizados o impresos.

Edit: Permite que el usuario corrija un caso previamente introducido.

Delete: Da al usuario la opción de suprimir todos los ficheros asociados a cualquier caso individual.

• Descripción del Programa

1. Title Screen

Project Directory: Donde estarán localizados todos los ficheros de salida.

Case Title: Descripción del caso de 80 caracteres o menos en longitud.

Case Name [File Name]: Nombre descriptivo hasta ocho (8) caracteres en longitud.

User ID: Identifica a usuario en salida del texto.

Project Number: Identifica el número de proyecto en salida del texto.

Units: Unidades de medida a utilizar.

Case Type: Tipo de caso que se ejecutará.

Figura N° 3.25 Descripción de inicio CANARY

2. Material Selection

Component Name: acepta hasta 10 componentes individuales para describir el material liberado. Cada componente se selecciona de una base de datos incorporada de 250 componentes y se adiciona su respectiva fracción molar. Adicionalmente, el CANARY calcula el estado y el punto de condensación de un solo componente o mezcla a la temperatura y la presión proporcionadas por el usuario. La temperatura y la presión se pueden ajustar para obtener el estado inicial del material.

3. Enviromental Conditions

El CANARY permite que el usuario introduzca las condiciones ambientales que afectan el caso. Estos son, temperatura del aire, velocidad del viento, humedad relativa, entre otros.

Figura N°3.27 Condiciones Ambientales para cada caso- CANARY

4. Fire Radation

Pool Fire Type: Permite la selección del tipo de piscina de fuego que se va a modelar, bien sea rectangular o circular.

Pool Fire Input Parameters: El usuario debe introducir los datos correspondientes a dicha piscina de fuego, como es la elevación de la base de la llama, elevación del objetivo que (personas, edificios o equipos) que serán afectados por la radiación y dimensiones de la piscina.

Radiation Endpoints: Permite que el usuario seleccione los puntos finales deseados de la radiación a vigilar.

Figura N°3.28: Datos de Radiación para cada caso- CANARY

Visualizar aplicación general del programa de simulación CANARY versión 4.0, en el Apéndice G, de este documento.

3.3.7 Cuantificación del Riesgo

Las medidas más comunes de cuantificación del riesgo son las llamadas riesgo individual y riesgo social, que combinan la información de posibilidad y magnitud de las perdidas o lesiones provenientes de un peligro. La medida del riesgo individual considera el riesgo de un ser humano que pueda estar en cualquier punto de la zona de efectos del accidente y la medida del riesgo social considera el riesgo a las poblaciones que están en tales zonas de efectos.

Determinar bien sea mediante modelos de simulación u otras técnicas la distancia a la cual se alcanza el umbral de letalidad.

Comparar los límites de la Instalación. Si se sobrepasan estos límites existe la posibilidad de que se produzcan víctimas letales en el exterior de la misma.[39]

3.3.8 Criterios de Tolerancia

Los criterios de tolerancia de riesgos definidos en este estudio, reflejan el nivel de riesgo tácitamente permisible el cual viene dado por un balance entre la buena práctica de diseño, operación y mantenimiento y los recursos disponibles para reducir riesgos.

Estos criterios fijan el límite hasta donde se podrá disminuir un riesgo a través de medidas de ingeniería para reducir su frecuencia de ocurrencia y sus consecuencias, el cual lógicamente coincidirá con el límite a partir del cual se deberá invertir en la elaboración de planes de contingencia tendentes a reducir las consecuencias de tales riesgos.[40]

Reconociendo las dificultades implícitas en juzgar la tolerabilidad de riesgos, se decidió adoptar un enfoque de región de riesgo antes que valores limite estrictos, para ello, se decidió fijar tres áreas bien demarcadas como son:

a. Una superior en la cual el nivel de riesgos es intolerable y por lo tanto debe ser reducido.

b. Una inferior, en la cual el nivel de riesgo es mínimo o tolerable y por tanto no preocupante.

c. Un área intermedia entre las dos anteriores, donde es deseable una reducción del nivel de riesgo, pero sujeta a un análisis costo–beneficio.

En consideración a lo antes expuesto, los criterios de tolerancia de riesgo individual fijados por la Industria Petrolera y Petroquímica nacional son:

Tabla N°3.1: Criterios PDVSA para Tolerancia de Riesgo Individual

Fuente: PDVSA Norma IR-S-02: Análisis cuantitativo de Riesgos (Manual de Ingeniería de Riesgos)1995

3.3.8.1 Aplicación de los Criterios de Tolerancia

En base a este análisis se ha establecido la curva de tolerancia del riesgo social mostrada en la Figura N°3.24, la cual define los rangos de accidentes en diferentes categorías que pueden considerarse como INTOLERABLES, MINIMOS (TOLERABLES) Y LA ZONA INTERMEDIA EN LA CUAL LA REDUCCION DEL RIESGO ES DESEABLE.

Figura N°3.29: Criterios PDVSA de Tolerancia de Riesgo Social

Fuente: PDVSA Norma IR-S-02: Análisis cuantitativo de Riesgos (Manual de Ingeniería de Riesgos)

La comparación de un riesgo con los criterios antes definidos, puede ubicar el nivel de riesgo analizado en cualquiera de los siguientes casos:

1. Riesgo Intolerable: En este caso, la condición existente es inaceptable y resulta obligatorio la adopción de medidas que reduzcan la probabilidad de ocurrencia y la severidad de los potenciales accidentes, para una situación de Riesgo Intolerable es imperativo agotar en primera instancia todas las medidas de ingeniería conducentes a reducir la frecuencia de ocurrencia del accidente, siendo inaceptable pretender únicamente la adopción de medidas dirigidas a la reducción de consecuencias.

2. Riesgo Reducible: Cuando el nivel de riesgo analizado, se ubica en esta región, no puede objetarse el sostenimiento de la condición operacional en tales circunstancias, pero es aconsejable visualizar todas las opciones posibles de reducción del riesgo, a través de la combinación de medidas de ingeniería y/o administrativas, que permiten la reducción de la probabilidad de ocurrencia y/o minimización de consecuencias de los posibles accidentes. En este caso resulta aconsejable valorarse las medidas individuales o combinaciones de ellas, mediante la aplicación de un análisis costo–beneficio, que soporte la justificación económica de las propuestas a efectos de facilitar la toma de decisiones.

3.Riesgo Mínimo: En este caso el riesgo es tolerable y no es imperativo aplicar medidas de reducción del riesgo. No obstante, si se visualizan medidas obvias que contribuyan a reducir aun mas el riesgo y la aplicación del análisis costo–beneficio favorece la implantación de tales medidas, las mismas deberían ser adoptadas. [41]

3.3.9 Medidas para Reducción del Riesgo

Dado que el riesgo es determinado por una combinación de la probabilidad y la severidad de accidentes, obviamente cualquier cambio destinado a reducir la probabilidad de ocurrencia o la severidad de las consecuencias de los accidentes conducirá a la reducción del riesgo.[42]

• Reducción de Probabilidades de Accidentes

La probabilidad de ocurrencia de un accidente puede estar relacionada con la falla de un componente, la falla de un sistema, error humano o una combinación de las anteriores. En consecuencia, la reducción de frecuencia de accidentes puede alcanzarse mediante la reducción de fallas por algunos de los métodos siguientes:

• Fallas de Componentes Simples

• Fallas de Sistemas

• Error Humano

• Reducción de la Severidad

La gravedad de un accidente es influenciada básicamente por las características de los materiales peligrosos en consideración o por las acciones que se tomen una vez que se produzca la liberación de tales materiales. Las acciones de reducción de la severidad pueden agruparse como se indica:

• Tasas o Cantidad de Descarga

• Dimensión de Zonas de Peligro

3.3.10 Análisis Costo–Beneficio

El objetivo último de un Análisis Cuantitativo de Riesgos es alcanzar un nivel Tolerable de Riesgo a un costo razonable. Así el propósito de la ingeniería de control de riesgos es determinar e implantar los cambios necesarios para lograr este objetivo.[43]

Al comparar el nivel de riesgo con los criterios de tolerancia establecidos y aceptados por la industria se deben incluir los criterios del Análisis Costo–Beneficio aplicados a las medidas de control, especialmente para los casos en que el nivel de riesgo determinado cae en el área denominada Riesgo Reducible.

El Análisis Costo–Beneficio toma en cuenta la posibilidad de ocurrencia de daños materiales, tanto a la instalación como a propiedades de terceros, así como la pérdida de producción durante los períodos de parada para reparación de los daños. Lógicamente, si este valor es mayor que el costo de las medidas propuestas para reducir el riesgo, estas últimas son económicamente justificables. En estos casos, el costo de las medidas de control deberá ser comparado además contra las reducciones del riesgo social, de manera de proveer una jerarquización de las diferentes opciones en términos de sus respectivas inversiones para prevenir fatalidades.

¿Qué es Análisis Costo-Beneficio?

El Análisis Costo-Beneficio es el proceso de colocar cifras en dólares en los diferentes costos y beneficios de una actividad. Al utilizarlo, podemos estimar el impacto financiero acumulado de lo que se quiere lograr.

¿Cuándo se utilizar el Análisis Costo-Beneficio?

Se debe utilizar el Análisis Costo-Beneficio al comparar los costos y beneficios de las diferentes decisiones. Un Análisis de Costo-Beneficio por si solo puede no ser una guía clara para tomar una buena decisión. Existen otros puntos que deben ser tomados en cuenta, ejemplo: la seguridad, las obligaciones legales y la satisfacción del cliente.

¿Cómo se utiliza el Análisis Costo-Beneficio?

El Análisis involucra los siguientes pasos:

• 1. Llevar a cabo una lluvia de ideas o reunir datos provenientes de factores importante relacionados con una de sus decisiones.

• 2. Determinar los costos relacionados con cada factor. Algunos costos, como la mano de obra. Serán exactos mientras que otros deberán ser estimados.

• 3. Sumar los costos totales para cada decisión.

• 4. Determinar los beneficios en dólares para cada propuesta.

• 5. Poner las cifras de los costos y beneficios totales en la forma de una relación donde los beneficios son el numerador y los costos son el denominador.(beneficios/costos)

• 6. Comparar las relaciones Beneficios a Costos para las diferentes decisiones propuestas. La mejor solución, en términos financieros es aquella con la relación más alta beneficios a costos.

• Metodología PDVSA para los Análisis Costo-Beneficio en Proyectos Dirigidos a Disminuir Riesgos de Eventos Accidentales

De acuerdo a los procedimientos establecidos por PDVSA, el procedimiento a seguir para establecer si los Análisis Costo-Beneficio son procedentes, es el siguiente:

• 1. Estimación cuantitativa de la frecuencia anual esperada de los eventos no deseados, previamente identificados a través del uso de métodos de Identificación de Peligros, tales como el HAZOP. Para ellos se utilizan métodos como Árbol de Fallas (FTA) y Árbol de Eventos (ETA).

• 2. Estimación cuantitativa de las Consecuencias potenciales de dichos accidentes. En este caso, es conveniente utilizar modelos matemáticos de simulación (CANARY versión 4.0), los cuales permiten estimar las consecuencias en términos de pérdidas humanas, daños materiales y daños al medio ambiente.

• 3. Estimación del Nivel de Riesgo, dado por la combinación de la frecuencia y de las consecuencias de los posibles accidentes.

• 4. Comparación del Nivel de Riesgo con los Criterios de Tolerancia establecidos y aceptados por la industria. (Ver figura N°3.28)

• 5. En el caso de el Nivel de Riesgo Determinado, caiga en el área comprendida entre las curvas de intolerante y mínimo, proceder a generar opciones para reducir el riesgo.

Partes: 1, 2, 3, 4