Procedimientos Generales para el Análisis de Riesgo.
Con el fin de aplicar las nuevas políticas de seguridad industrial y protección ambiental, PEMEX–Exploración y Producción requiere de una evaluación del riesgo inherente a los sistemas de transporte de hidrocarburos (oleogasoducto), para identificar los posibles eventos de incendio y/o deflagración, característicos de una Evaluación de Consecuencias aplicada para cualquier proyecto de desarrollo industrial.
Para el análisis el análisis de riesgo en el oleogasoducto a construir, fue necesario realizar actividades de campo y fue muy importante realizar principalmente el recorrido del trazo proyectado, de igual forma se consultó toda la información que sustenta el proyecto (bases de diseño, bases de usuario, ingeniería de detalle, planos de trazo y perfil y diagrama de tuberías e instrumentación), siendo en estos donde están descritas las características particulares del transporte y recepción de hidrocarburos.
En base a las actividades anteriores, se identificaron y jerarquerizaron los riesgos probables por la operación del oleogasoducto de 16” Ø cabezal Tajón 101 al cabezal
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“CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” DE DIAMETRO DEL CABEZAL
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Puerto Ceiba, mediante la utilización de una metodología de riesgo que nos proporcionará la información de los posibles riesgos que pudiesen presentarse, así como también establecer recomendaciones e indicar medidas de seguridad para evitar o minimizar los efectos potenciales en caso de un accidente.
La estructura básica usada para conducir el estudio se ilustra gráficamente en la siguiente figura VII-1:
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ACCTTIIVVOO IINNTTEEGGRRAALL BBEELLLLOOTTAA--JJUUJJOO Figura VII.1. Diagrama estructural de la evaluación de riesgo.
Descripción del Sistema de Transporte Enumeración del Escenario Estimaciones Tóxicas Análisis de Riesgo Selección del Escenario Modelo de Dispersión Estimación de Explosivos/Fuegos Análisis de Peligro
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Es importante hacer notar que las metodologías o modelo propuesto para la evaluación de riesgo en el ducto, estarán enfocadas a componentes ambientales y vidas humanas y no a bienes materiales. Es así que mediante el análisis de información del proyecto, de las características fisicoquímicas de la sustancia a transportar, así como de la operación de cada uno de los elementos (tuberías, válvula, bridas, conexiones, empaques y demás componentes), con que contará la tubería bajo análisis, se determinó la selección y aplicación de las metodologías de identificación de riesgo
HazOp (Hazard and Operability) y What If, (¿Qué pasa sí ...?), ya que nos permite
identificar los escenarios de riesgos más probables. Metodología Hazard and Operability (Hazop)
El Hazop es una técnica propuesta por el American Institute of Chemical Engineer (AIChE), Instituto Americano de Ingenieros Químicos; Environmental Protection Agency (EPA), Agencia de Protección Ambiental y Occupational Safety Health Agency (OSHA), Administración de Salud y Seguridad Ocupacional, para desarrollar la evaluación de riesgos en los términos de identificación de riesgos, en esta metodología desarrollada por la Imperial Chemical Industries (ICI), existe una gran cantidad de ideas para identificar los riesgos al ser integrado este análisis por un grupo de especialistas de diferentes áreas de las instalaciones o procesos en estudio.
El análisis Hazop se enfoca en puntos específicos del proceso u operación llamados “nodos de estudio”, secciones del proceso o pasos operativos. Se analiza cada sección o paso con respecto a los peligros o desviaciones del proceso.
Una vez seleccionados los “nodos”, se emplean palabras guías las cuales se combinan con los parámetros seleccionados previamente y de esta manera asegurar que todas las posibles desviaciones de los parámetros de proceso sean evaluados, obteniéndose con esto, la identificación de la posible presencia de riesgos (como fuga, incendio y/o deflagración) que provoquen daños al personal, al ambiente o a las instalaciones.
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En el análisis Hazop para este estudio se consideraron los siguientes nodos para la identificación de riesgos:
Tabla VII.2. Nodos de estudio.
Nodo Descripción
1 Trazo de la tubería desde el punto de origen hasta el punto final 2 Accesorios (válvulas, bridas, empaques y uniones soldadas) 3 Tramos de la tubería en cruzamientos direccionales.
A continuación se mencionan las palabras guías seleccionadas que se relacionan con las actividades que se realizarán y que se utilizarán en el análisis Hazop para los nodos propuestos:
Tabla VII.3. Palabras guía.
Palabra guía Descripción
Más Aumento
Menos Disminución
Sí Existencia
No Ausencia
Los parámetros que se relacionan con el transporte del gas y crudo que transportará el ducto y los cuales fueron seleccionados, son los siguientes:
Tabla VII.4. Parámetros.
Parámetros Presión Corrosión Agentes externos Errores humanos
Cabe mencionar que durante el funcionamiento del oleogasoducto se pueden presentar agentes externos, los cuales son aquellos factores que pueden provocar un accidente durante la operación, en los que es difícil realizar medidas para prevenirlos o evitarlos,
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este concepto engloba a todos los fenómenos naturales y golpes o fracturas que pueden dañar a la infraestructura superficial que forma parte de la línea (la mayor longitud del ducto es subterránea entre 12 y 15 m de profundidad), ocasionados por vandalismo, sabotaje o equipo pesado, entre otros estos se minimizan para este ducto, por que como se sabe en la mayor parte de su longitud esta va alojada entre 12 y 15 m de profundidad.
Para poder identificar los riesgos que se pueden originar durante la etapa de operación de la línea, se consideran los siguientes criterios:
Riesgos a propiedades y/o zonas aledañas (por ubicación de la línea y características del gas y crudo que son transportados).
Condiciones de operación con las cuales funcionará la línea (diámetro, presión, temperatura y flujo).
Longitud y vida útil de la tubería.
Los puntos de riesgo son aquellos que en un determinado momento pueden causar daños al personal, al medio ambiente o a la infraestructura de la línea y pueden presentarse de forma aislada o secuencial, dependiendo de la magnitud del riesgo y las condiciones atmosféricas imperantes en el momento de que éste ocurra.
En la infraestructura superficial que forma parte del oleogasoducto, los eventos de riesgo pueden ser provocados por una fuga debido a la disminución del espesor en las paredes de estos; el hidrocarburo fugado puede alcanzar el límite inferior de inflamabilidad, mezclarse con el aire y/o entrar en contacto con una fuente de ignición, formando un evento de incendio o antorcha.
Ahora bien el evento de riesgo que puede dañar a la tubería enterrada direccionalmente y que podría provocar una fuga seria el agente corrosivo.
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Fugas y/o derrames.
Las fugas y/o derrames son los eventos de riesgo que se pueden presentar en este tipo de tubería y las causas que las pueden ocasionar son las siguientes:
1. Corrosión interna o externa en la tubería (pérdida de espesor).
2. Materiales de construcción fuera de norma o fin de vida útil por desgaste del material.
3. Golpes ocasionados por agentes externos (maquinaria pesada o fenómenos meteorológicos); actos de vandalismo a la infraestructura del Cabezal y tubería.
4. Deficiencias en el procedimiento constructivo como soldadura, recubrimiento exterior y pruebas de aceptación (radiográfica e hidrostática), entre otras.
5. Deficiencia en el mantenimiento preventivo o correctivo (válvulas, tubería y otros).
Deflagración (flash fire).
Se presenta cuando existe una fuga y el material inflamable se dispersa, de manera que se incendia a una distancia del punto de la descarga. La nube dispersa produce la deflagración en cualquier momento, siempre y cuando esté por encima de su punto inferior de inflamabilidad y por debajo de su límite superior de inflamabilidad.
Daños a equipos e instalaciones.
Los daños que pueden provocarse debido a los eventos mencionados podrían ser al personal que se encuentre es esos momentos, al medio ambiente o a la infraestructura de la tubería, esto como consecuencia de la radiación térmica en caso de antorcha o sobrepresión.
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Metodología What If, (¿Qué pasa sí...?).
Esta metodología no requiere métodos cuantitativos especiales o una plantación extensiva, la metodología utiliza información específica de un proceso para generar una especie de preguntas de lista de verificación, un equipo especial prepara una lista de preguntas, llamadas ¿Qué Pasa Sí...?, las cuales son entonces contestadas colectivamente por el grupo de trabajo y resumidas en forma tabular.
Esta metodología es ampliamente utilizada durante las etapas de diseño del proceso, así como durante el tiempo de vida o de operación de una instalación, así mismo cuando se introducen cambios al proceso o a los procedimientos de operación.
El análisis "¿Qué Pasa Sí...?", consiste en determinar las consecuencias no deseadas originadas por un evento. La pregunta "¿Que Pasa Sí...?", se divide en varias áreas específicas de investigación (normalmente en función de las consecuencias esperadas): electricidad / instrumentación, incendio, seguridad personal, etc.
En la siguiente tabla, se muestra la descripción de manera general de la metodología de identificación de riesgo What If, (¿Qué pasa sí...?).
Tabla VII.5. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA METODOLOGÍA DE IDENTIFICACIÓN DE RIESGO WHAT IF, (¿QUÉ PASA SÍ...?).
Descripción Definición
Objetivo Identifica posibles accidentes (secuencias) y por tanto identifican riesgos, consecuencias y posibles métodos / formas de minimizarlos.
Cuando
Puede usarse en plantas ya existentes, en el proceso de diseño ó en fase de arranque. Es especialmente útil para supervisar cambios propuestos en una instalación.
Resultados Lista de escenarios de accidentes potenciales y formas de reducir las consecuencias de los mismos. Naturaleza de los
resultados Cualitativa. No existe clasificación cuantitativa entre ellos. Información
necesaria
Documentación detallada de la planta, los procesos, procedimientos de operación y a veces entrevistas con el personal de la planta.
Equipo humano Dos / tres expertos por cada área de investigación
Tiempo / costo
Depende del tamaño de la planta a analizar y el número de áreas de investigación. No es efectivo a nivel costo / tiempo si el personal no tiene el adiestramiento adecuado en la utilización del método.
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Para identificar y jerarquizar los riesgos ambientales se requirieron realizar las siguientes actividades:
Visitas al sitio de estudio para identificar los posibles puntos de riesgo ambiental.
Datos meteorológicos de la zona donde se ubicará la línea.
Propiedades físicas y químicas del gas y crudo que serán transportados a través de la línea.
Condiciones de operación (presión, temperatura y flujo).
Información actualizada referente a las bases de diseño y estadísticas de accidentes ocurridos en actividades similares.
Metodología de jerarquización de riesgos.
Cabe hacer mención que al realizar la identificación de riesgos con la metodología Hazop, a la vez se realizó la jerarquización de los eventos de riesgos en relación a sus consecuencias. Para realizar la jerarquización se utilizó una técnica de matriz de frecuencia contra consecuencia para poder jerarquizar y obtener los índices de los riesgos a los que se encuentra expuesta la línea en estudio.
La técnica utiliza índices de frecuencia o probabilidad contra índices de consecuencia o gravedad, los cuales generan un índice de riesgo.
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GEERREENNCCIIAA DDEE SSEEGGUURRIIDDAADD IINNDDUUSSTTRRIIAALL,, PPRROOTTEECCCCIIÓÓNN AAMMBBIIEENNTTAALL YY CCAALLIIDDAADD Índice de consecuencia o gravedad
Tabla VII.6. ÍNDICES DE CONSECUENCIA.
Rango Consecuencia o
gravedad Descripción
1 Ninguno (N) Sin impacto. Este evento no alcanza áreas externas a los terrenos cercanos a la tubería
2 Reparable (R)
Este evento puede afectar áreas externas a los terrenos cercanos a la tubería con suficiente nivel de peligro para causar efectos ecológicos adversos reversibles
3 Significativo (S)
Lesión. Este evento puede afectar áreas externas a los terrenos cercanos a la tubería con suficiente nivel de peligro para causar efectos ecológicos adversos recuperables
4 Grave (G)
Este evento puede afectar áreas externas a los terrenos cercanos a la tubería con suficiente nivel de peligro para causar efectos ecológicos adversos temporales
5 Catastrófico (C)
Este evento puede afectar áreas externas a los terrenos cercanos a la tubería con un nivel de peligro (por ejemplo, gases inflamables, radiación térmica o deflagración causada por sobrepresión) que puede causar efectos ecológicos adversos irreversibles o grave desequilibrio al ecosistema
Índice de frecuencia o probabilidad
Tabla VII.7. Índices de frecuencia.
Rango Frecuencia o
probabilidad Descripción
1 Improbable
Ocurre menos de una vez cada cincuenta (50) años. No se espera la ocurrencia de este evento en ninguna industria durante la vida operativa de la tubería
2 Extremadamente rara
Ocurre una vez cada diez años (10) o una vez cada veinte (20) años. No se espera la ocurrencia de este evento en instalaciones similares durante la vida operativa de la tubería
3 Rara
Ocurre una vez cada cinco (5) años o una vez cada diez (10) años. Podría esperarse la ocurrencia de este evento en alguna instalación similar de algún sitio del mundo durante la vida operativa de la tubería 4 Posible Ocurre una vez al año o una vez cada cinco (5) años. Podría esperarse
la ocurrencia de este evento durante la vida operativa de la tubería 5 Frecuente Ocurre más de una vez por año. Se trata de un evento cuya ocurrencia
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La jerarquización del riesgo se realizó mediante la combinación de las dos tablas mostradas anteriormente, observándose que a mayor calificación, mayor riesgo y viceversa, determinándose lo anterior de acuerdo a las siguientes tablas:
Matriz de jerarquización de riesgos
Tabla VII.8. Matriz de jerarquización de riesgos.
Índice de riesgo
Consecuencia
Ninguno Reparable Significativo Grave Catastrófico
1 2 3 4 5 F re c u e n c ia Improbable 1 1 2 3 4 5 Extremadamente rara 2 2 4 6 8 10 Rara 3 3 6 9 12 15 Posible 4 4 8 12 16 20 Frecuente 5 5 10 15 20 25 Nivel de riesgo Tabla VII.9. Nivel de riesgo.
Rango Riesgo Descripción
1, 2, 3, 4, 5 y 6 Normal
Este riesgo se encuentra entre los parámetros aceptables y es consistente con el riesgo aceptable en otras tuberías a nivel nacional o mundial
8, 9, 10 y 12 Se debe mejorar Este riesgo se debe reducir o mitigar para que la tubería sea aceptable en el sitio actual
15, 16, 20 y 25 No aceptable Riesgo no tolerable
Tabla VII.10. Escenarios identificados y clasificados por orden de peligro potencial. DUCTOS
Nodo Evento Consecuencia Frecuencia Indice de riesgo Nivel de riesgo 1 Fuga de gas por orificio,
originado por corrosión interna.
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La magnitud el riesgo se determinó, dando los siguientes resultados.
Tabla VII.11. Resultados de matriz de riesgo. No. DE
EVENTO
CLASIFICACION RIESGO DESCRIPCION
1 4 Normal
Este riesgo se encuentra entre los parámetros aceptables y es consistente con el riesgo aceptable en