Manejo de riesgos en los equipos e instalaciones del oleoducto nor-peruano (página 2)

Siendo el Oleoducto una instalación muy importante por
su envergadura, condiciones de operación y riesgos a los
que se encuentra expuesto, requiere de altos costos de
mantenimiento tanto predictivo como preventivo, así como
métodos especiales de trabajo, mano de obra calificada y
aplicación de tecnología de punta.

Es así como Oleoducto cuenta dentro de su planeamiento
estratégico, para mantenerlo dentro de condiciones de
rentabilidad, eficiencia y seguridad, con planes de trabajo que
le permiten el manejo del riesgo y poder conseguir sus metas y
objetivos. Entre los principales tenemos los siguientes:

-          Plan
Maestro de Mantenimiento de Equipos e Instalaciones de Estaciones
de Bombeo (PMM).

-          Plan
de Trabajo de Mantenimiento de la Tubería y el Derecho de
Vía (PTMT).

-          Plan
de Mitigación y Prevención de Daños por
Fenómenos Naturales Previsibles (PMPF).

-         Plan Zonal
de Contingencias (PZC).

II.- PLANES DE TRABAJO

2.1. PLAN MAESTRO DE MANTENIMIENTO (PMM)

En Operaciones Oleoducto el Plan Maestro de Mantenimiento
(PMM), se elabora exclusivamente para ejecutar los trabajos de
mantenimiento preventivo a los Equipos e Instalaciones
Principales de las diferentes estaciones de bombeo, relacionados
directamente con el Proceso Principal de operaciones oleoducto.
El objetivo del PMM es prevenir consecuencias graves sobre la
base de ubicación de fallas incipientes, considerando el
diagnostico de condición conocido como mantenimiento
predictivo. La combinación de estos dos tipos de
mantenimiento nos permite contar con un PMM el cual entre otras
cosas nos lleva a lo siguiente:

– Eliminación de fallas imprevistas

– Aumento eficiente del periodo de revisiones

– Ahorro de mano de obra

– Disminución de las primas de seguro

– Disminución de los tiempos de reparación

– Disminución de los consumos de repuestos

– Disminución de fallas infantiles en los equipos

Los principales equipos e instalaciones considerados dentro
del PMM son:

– Turbobombas

– Motobombas

– Motogeneradores

– Brazos de carga de crudo

– Bombas de refuerzo

– Bombas de inyección

– Mantenimiento de Planta (Sistema Contra Incendio,
Instrumentación, Válvulas, Planta de Tratamiento
Agua Potable, Transformadores, Líneas de alta
tensión, Sistemas de alivio, etc.)

– Sistema de Telecomunicaciones

– Tanques de Almacenamiento de Crudo y Productos

– Tuberías (Reparaciones por Corrosión)

Estos trabajos son efectuados por la función
mantenimiento, mayormente a través de la
Tercerización de las actividades (contrataciones de
terceros) y algunos con personal propio (mantenimiento de
turbinas).

Los costos anuales para cumplir con el PMM ascienden a 3.8
MM$USA donde esta incluido materiales y mano de obra propia y
contratada

2.2 PLAN DE TRABAJO DE MANTENIMIENTO DE TUBERIA
(PTMT)

El medio natural donde esta ubicado el Oleoducto Norperuano es
agresivo y crea una serie de problemas como es la
corrosión externa, efectos geodinámicos e
hidráulicos, la agresividad producida por el agua
contenida en el crudo etc. Para afrontar toda esta
problemática, es necesario contar con una estrategia que
nos permita anticiparnos a una posible rotura, para lo cual
Operaciones Oleoducto realiza una serie de actividades de
Mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo tendientes al
objetivo "Cero Roturas".

En el Mantenimiento de la Tubería y Derecho de
Vía del Oleoducto, en los diferentes tramos, se considera
un Programa de Trabajo de Mantenimiento de Tubería (PTMT)
que normalmente esta relacionado con actividades tales como:

-        Reparación
de puntos críticos con corrosión interna o externa
del Oleoducto.

-        Distensionamiento
de tubería

-        Mantenimiento del
Sistema de Protección Catódica

-        Trabajos de
Protección del Derecho de Vía

-        Mantenimiento de
Válvulas

Todos estos trabajos son el resultado de las inspecciones
internas y externas efectuadas periódicamente en la
tubería del oleoducto. Las inspecciones internas son
realizadas por sofisticados equipos (Chanchos Inteligentes) que
detectan la ubicación de las averías que pueda
presentar la Tubería, tales como: disminución en el
espesor, abolladuras, etc. Con estas inspecciones se obtiene
información del estado real de la tubería con lo
cual se puede programar el mantenimiento preventivo para
incrementar la vida útil del Oleoducto y mejorar
así la confiabilidad del sistema de transporte y brindar
un servicio sin interrupciones a nuestros clientes. Así
mismo se minimiza el riesgo por rotura del Oleoducto, derrames y
contaminación de áreas, reduciendo el impacto
ambiental.

Para poder detectar y monitorear todos estos fenómenos
hay una serie de tecnologías o metodologías, que
estamos utilizando y que las describiremos a
continuación:

EN TUBERÍAS

El oleoducto en mas de 580 Km está enterrado y
sumergido en agua casi 270 Km, por ende es muy difícil
encontrar los puntos o zonas donde el tubo ha sufrido
daños físicos por efectos externos. En nuestro caso
se ha detectado la presencia de cientos de abolladuras, de las
cuales muchas sobrepasaban el 15 % del diámetro interno.
Estas abolladuras obviamente creaban problemas con el
desplazamiento de los "chanchos" limpiadores. Al destapar la
tubería se encontró algunas abolladuras con fisuras
en la tubería por efecto de la presión puntual de
rocas agudas.

Una alternativa utilizada, cuando se requiere confirmar a bajo
costo la presencia de abolladuras a lo largo de un tramo, es el
uso de "Chancho con platos calibradores" que nos dan
información de la magnitud de abolladuras sin determinar
la progresiva. Esta consta de un chancho de copas en el cual se
instala una placa de aluminio de menor diámetro que la
tubería, la placa sufre dobladuras si en su recorrido
choca con una abolladura o una zona ovalada donde el área
libre es menor al diámetro del plato. Esta
metodología la utilizamos cuando por razones no
determinadas, las copas de los chanchos de limpieza salen
dañados o se demoran mas de lo previsto.

La única forma de poder detectar la presencia de las
abolladuras y obalidades de la tubería en forma precisa es
realizando el paso de "chanchos inspectores" que pueden registrar
la magnitud y ubicación de los defectos en tres
dimensiones. Así mismo facilita conocer las coordenadas de
la abolladura. Este sistema nos ha dado buenos resultados. El uso
de este tipo de chanchos requiere de un gasto inicial alto, pero
por los resultados obtenidos nos han dado un costo/beneficio
satisfactorio.

En vista de las dificultades para detectar desplazamientos y
esfuerzos de la tubería se decidió utilizar los
"Chanchos Inerciales" cuyos resultados nos han dado
información muy útil ya que nos ha permitido
"dibujar" las coordenadas de la tubería a lo largo de todo
su recorrido.

Si el "chancho inercial" se pasa en dos oportunidades
diferentes, podemos identificar con mucha exactitud los cambios
de posición que sufre la tubería, inclusive
identificar la posición de cada uno de los tubos, de tal
manera que por la forma del tubo, se puede calcular los esfuerzos
a los que es sometida la tubería.

Con esta herramienta es posible determinar aquellos puntos o
zonas donde la tubería está siendo afectada por
fuerzas externas y por ende saber si estamos frente a un
deslizamiento; quizás en algunos casos sea el único
método para encontrar zonas inestables donde el
deslizamiento es muy pequeño. Obviamente el siguiente paso
después de detectar zonas inestables es monitorear las
condiciones de la tubería utilizando otros métodos,
como por ejemplo el uso de extensiometría

EN EL DERECHO DE VÍA

Las verificaciones externas son a través de
inspecciones (patrullajes) terrestres y aéreas sobre el
Derecho de vía, que permiten identificar visualmente zonas
o puntos del derecho de vía donde se están
presentando cambios que podrían comprometer la integridad
de la tubería, dándonos la información
necesaria para prevenir o corregir posibles deslizamientos de
terreno con las consecuencias que puedan traer. Para esto se
cuenta con personal especialista en técnicas de
inspección, y conocedor del derecho de vía, con el
objeto de poder distinguir si los fenómenos son o no
recientes.

Para poder identificar las zonas inestables, en adición
a las detectadas en los patrullajes del derecho de vía, se
realizan estudios geológicos a lo largo de todo el
Oleoducto, especialmente en la zona entre la Estación No 5
y Bayóvar, estos basados en información de
aerofotografías e inspecciones visuales de dichas zonas
nos permiten preparar planos donde se detallan, a lo largo de
toda la longitud de la tubería, condiciones
geológicas, uso que se le da a dichos sectores, etc.
así como recomendaciones de frecuencia de patrullajes y
acciones de mantenimiento predictivo y preventivo.

Cuando se tiene ubicado puntos o zonas que muestran
probabilidades de deslizamientos se realizan monitoreos
topográficos utilizando la técnica de
microtriangulación tomando como referencia puntos fijos.
Esta actividad también comprende el control de
erosión de las riveras de los ríos utilizando el
método de poligonales abiertas.

EN LOS CRUCES DE RÍOS

Otro aspecto importante en el Oleoducto son los problemas
generados por la erosión de los ríos, con
Cías especializadas se define la condición de la
tubería en dichas zonas especialmente en los cruces
subacuáticos, para conocer la cobertura que tiene en
dichas zonas la tubería, en vista de que los ríos
de la selva y de la sierra modifican con mucha frecuencia su
curso, lecho y cause. Uno de los inconvenientes que se tiene en
los cruces subacuáticos de los ríos de la selva, es
la incertidumbre para conocer la ubicación exacta del tubo
bajo el lecho de los ríos.

MAPAS DE SENSIBILIDAD

Debido a que el oleoducto atraviesa una amplia
extensión de terreno con diferentes características
(selva, sierra y desierto) en la cual existe abundante flora y
fauna, así como agrupaciones étnicas que deben ser
protegidas, y considerando que los recursos económicos
financieros son limitados, se tienen Mapas de Sensibilidad que
son estudios realizados en las zonas con mayor riesgo de rotura,
con el objetivo de tener un inventario de los recursos que pueden
ser afectados por un derrame y evaluar el grado de sensibilidad
de los mismos. Esto con la finalidad de priorizar los trabajos de
prevención en las zonas más sensibles.

Los Mapas de Sensibilidad (MS) ubican en forma clara y precisa
los recursos sensibles o vulnerables que puedan ser afectados por
el derrame de petróleo crudo, tales como:

– Recursos físicos, que comprende la
Geomorfología del terreno en la cual se debe mencionar el
tiempo de exposición de la mancha, tipo de substratos,
permeabilidad del terreno, movilidad de sedimentos, etc.

– Recursos biológicos, es decir la flora y fauna que
puede ser afectada por el derrame en forma directa
(sofocación, exposición tóxica) o
indirectamente (perdida del hábitat o fuentes
alimentarias).

– Recursos de uso por el hombre, comprenden los recursos que
el hombre requiere para: Su desarrollo (zonas pobladas,
vías de comunicación, tomas de agua, etc.),
recreación (lugares de acampar, pesca deportiva, buceo,
etc.), extracción de recursos (campos de cultivo, pesca
comercial, caza, otros) zona de ordenación (limites
geográficos, parques nacionales, zonas protegidas, refugio
para fauna y flora) zonas culturales (restos
arqueológicos, lugares históricos)

La mayor parte del PTMT es ejecutado por medio de la
tercerización, quedando bajo responsabilidad de
Operaciones Oleoducto la inspección y supervisión
de los trabajos contratados.

Como se puede apreciar, estos trabajos de mantenimiento no se
pueden programar con la antelación que necesita un Plan
Maestro, como se hace con Equipos e Instalaciones, debido a que
ellos dependen de diversas circunstancias relacionadas con la
naturaleza, que muchas veces no pueden ser previsibles. Luego de
las inspecciones los trabajos son programados según su
prioridad.

2.3 PLAN DE MITIGACIÓN DE DAÑOS
POR EL FENÓMENO "EL NIÑO"

El fenómeno "El Niño" ( tiene este nombre debido
a que ocurre generalmente en o cerca de la Navidad) esta asociado
a cambios en las corrientes del océano pacifico en el
área ecuatorial. Esto produce mayor evaporación de
las aguas del mar y el clima de la zona de la costa americana, al
lado oeste de la cordillera de los andes, cambia produciendo
fuertes lluvias, en lo que normalmente es un desierto
árido en el caso del Perú. Los efectos no tienen la
misma influencia, sin dejar de hacerlo, en el lado este de los
andes.

Si bien es cierto que las predicciones meteorológicas
son inexactas y aunque los efectos pueden ser predecibles para
una región, estos tienden a depender de la naturaleza. Con
los pronósticos oportunos realizados por expertos
nacionales del SENAMHI (servicio nacional de meteorología
e hidrología), e internacionales de la NOA, considerando
medidas de diagnostico tales como el comportamiento de las
corrientes marinas y la temperatura del océano pacifico,
la presencia del fenómeno "El Niño", el cual
traería como consecuencias fuertes precipitaciones
pluviales entre los meses de Nov. 97/Abr. 98, era eminente. Por
esto era prioritario tomar las precauciones necesarias para
evitar y/o mitigar los daños en las estaciones más
vulnerables del oleoducto ubicadas en las zonas este y oeste de
los andes norperuanos, como son las Estaciones de Bombeo Nº
8, 9 y el terminal costero de Bayóvar.

Estos trabajos bajo el título de PLAN DE EMERGENCIA
PARA LA PROTECCÓN DE EQUIPOS E INSTALACIONES DE
OPERACIONES OLEODUCTO CONTRA POSIBLES DAÑOS QUE SE PUEDAN
ORIGINAR A CONSECUENCIA DEL FENOMENO "EL NIÑO", se
iniciaron con anticipación en el mes de octubre 97,
concluyéndose en diciembre del mismo año.

2.3.1 PROTECCIÓN A LAS INSTALACIONES
RIESGOSAS

La protección a las instalaciones se dio para asegurar
que los sistemas existentes de desagüe operasen en completo
orden. Para esto se utilizó la experiencia ganada durante
el fenómeno "El Niño" 1982/1983 para diseñar
las adiciones o perfeccionamientos considerados necesarios. La
mayoría de los trabajos realizados en las estaciones de
bombeo y el terminal costero de Bayóvar han sido trabajos
de reparación de sistemas de desagües,
alcantarillado, carreteras y algunos movimientos de tierras para
desviaciones de las crecientes de agua en las quebradas que
normalmente se encuentran secas, como es el caso del terminal
costero de Bayóvar. Al inicio de la temporada de las
lluvias más fuertes, se realizaron ajustes menores en los
trabajos y además existieron inspecciones programadas
así como un plan de mantenimiento de cangrejeras y
alcantarillas. El requerimiento en las estaciones 8 y 9 se da mas
en prevenir acumulaciones de agua que viene de afuera, ya que
ésta puede inundar la zona de la estación.

En las dos estaciones mencionadas y en el Terminal
Marítimo de Bayóvar se detectaron puntos que
podían ser vulnerables y originar problemas a las
instalaciones en caso de fuertes precipitaciones pluviales; con
la finalidad de eliminar su vulnerabilidad, se ejecutaron
principalmente los siguientes trabajos:

– Limpieza y/o reconstrucción de las canaletas,
alcantarillas y drenes de los sistemas de evacuación de
aguas pluviales.

– Construcción de muros de tierra para desviar el flujo
del agua pluvial.

– Construcción de nuevos sistemas de drenes para la
evacuación de las aguas

– Relleno de zonas bajas

– Protección de cables eléctricos expuestos

– Canalización de quebradas

– Relleno de zonas erosionadas (cangregeras)

2.3.2 RECOMENDACIONES GENERALES

– Incrementar en las estaciones de occidente y en el terminal
Bayóvar los inventarios de combustibles para la
operación de bombeo y unidades móviles, por un
periodo de dos meses, teniendo en cuenta que los accesos por
tierra pueden quedar inutilizados como consecuencia de las
lluvias.

– Almacenar agua en el terminal de Bayóvar para la
operación (medidores), consumo humano y servicio
doméstico, precaviendo que la tubería que abastece
de agua pueda sufrir algún percance y su reparación
no sea de inmediato.

– Chequear la operatividad de las válvulas de drenaje
de las posas de contención de todos los tanques de
almacenamiento de petróleo crudo o productos de las
estaciones 8,9 y el Terminal de Bayóvar.

– Realizar el mantenimiento de los sistemas de pararrayos
existentes.

– Contar con un tractor (D7 ó D5, de preferencia este
último), cautivo en estación 8, 9 y el terminal
Bayóvar desde el mes de Setiembre hasta que pase el
periodo de lluvias, para realizar obras de drenajes que se
requieran, así como de auxilio durante la época
lluviosa.

2.4 PLAN ZONAL DE CONTINGENCIAS (PZC)

Dentro de la misión de Operaciones Oleoducto esta
establecido entre otros planteamientos la preservación del
medio ambiente y los recursos naturales, para lo cual se ha
definido una Política Ambiental y programas que
contribuyen a que se realicen las actividades con el menor
impacto negativo sobre la ecología.

Considerando que pueden ocurrir accidentes tecnológicos
pese a las medidas de prevención establecidas, Oleoducto
cuenta con un PZC necesario para minimizar cualquier daño
accidental al medio ambiente. éste PZC forma parte del
Plan Corporativo de Contingencias de PETROPERÚ S.A. el
mismo que se encuadra en los lineamientos de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos del Perú.

Operaciones Oleoducto en caso de derrames considera como
primera prioridad la seguridad de sus trabajadores y del publico
en general y la mitigación del daño al medio
ambiente.

El Plan Zonal de Contingencias tiene como objetivos los
siguientes:

– Implementar una organización responsable de controlar
cualquier derrame de hidrocarburos y ejecutar las operaciones de
limpieza y rehabilitación de la zona afectada.

– Optimar el uso de los recursos humanos y materiales en el
desarrollo de las operaciones de respuesta.

– El PZC para controlar derrames de hidrocarburos en
Operaciones Oleoducto, considera lo siguiente

– Un mecanismo para la detección temprana de la
emergencia, basada en el monitoreo constante de las condiciones
de operación y en la información que puede ser
obtenida de los moradores cercanos al derecho de vía del
oleoducto, con quienes se tienen programas integrales de
proyección a la comunidad.

– Una comunicación fluida y efectiva entre los
responsables de la aplicación del PZC

– Una organización (brigada) contraderrames encargada
de las operaciones in situ.

– Personal entrenado y equipado para combatir el derrame en
forma efectiva y segura.

– Personal entrenado y equipado para mitigar los efectos del
derrame y restaurar el área afectada.

III.- ESTIMADO DE COSTO DE LOS PLANES
(MM$USA POR AÑO)

PMM

Mano de obra
Contratada                                                             
0.917

Materiales                                                                                   
2.899

Total                                                                                                       
3.816

PTML

Inspecciones
internas                                                                              
0.600

Inspecciones
externas                                                                             
0.250

Reparaciones de la
tubería                                                           
0.500

Distencionamientos de la
tubería                                                   
0.300

Total                                                                                                       
1.650

PMPF

Trabajos en estación
N°9                                                              
0.015

Trabajos en Estación
N°8                                                             
0.004

Total                                                                                                       
0.019

Gran
Total                                                                                   
5.485

IV.-CONCLUSIONES

– El Plan Maestro de Mantenimiento (PMM) nos ha permitido
disminuir el riesgo de que se produzcan fallas graves en los
equipos de las estaciones que puedan truncar la continuidad de
las operaciones del Oleoducto Norperuano.

– El cumplir con el Plan de Trabajo de Mantenimiento de
Tubería y Derecho de Vía (mantenimiento preventivo)
sobre la base del mantenimiento predictivo ejecutado con las
inspecciones internas y externas, nos permite mitigar los riesgos
de roturas de tubería por corrosión interna o
externa, deslizamientos superficiales y/o reptantes,
fenómenos naturales como "El Niño", movimientos
sísmicos etc. en forma satisfactoria disminuyendo el
riesgo de paralización de las operaciones del Oleoducto
Norperuano y la contaminación del medio ambiente.

– El mantenimiento predictivo, análisis, seguido del
mantenimiento preventivo, la acción, es un buen sistema
para mitigar riesgos de fallas con consecuencias graves en
equipos, instalaciones, tubería y derecho de
vía.

– Las condiciones del clima, relieve y geología de la
zona que recorre el oleoducto Norperuano favorecen la ocurrencia
de deslizamientos, sin embargo es posible mitigar los riesgos
manteniendo un programa de inspecciones tanto internas como
externas de la tubería y del derecho de vía
respectivamente, que nos permitan realizar los trabajos
preventivos necesarios para dicha mitigación.

– Los deslizamientos e inundaciones son fenómenos
naturales frecuentes en las cuencas hidrográficas que
recorre el Oleoducto Norperuano.

– Con los trabajos realizados, a muy bajo costo, para
contrarrestar las consecuencias del fenómeno "El
Niño", se lograron mitigar los riesgos de acuerdo a lo
esperado.

Autor:

Jaime Eyzaguirre Seminario

PETRÓLEOS DEL PERÚ-PETROPERÚ S.A.

OPERACIONES OLEODUCTO

PIURA – PERÚ

Agosto de 1998