Chapter 5: Using the Pathway:
5.2 Pathway as protocol for practice:
5.2.2 Time factors: cervical dilatation rate:
Los riesgos industriales y particularmente los propios de la industria petrolera son motivo de evaluación de riesgos por la magnitud de las consecuencias que resultan de su manifestación. Por lo que en el presente estudio, se evaluó el riesgo ambiental por la probabilidad de causar alteraciones al hábitat y ecosistemas a partir de hipotéticos eventos de descontrol.
Con fundamento en información proporcionada por la Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental de Pemex Exploración y Producción, Región Sur, se tienen las siguientes estadísticas sobre
accidentes o eventos de riesgos en oleoductos, gasoductos y líneas de descarga. Año Ciudad y/o país Instalación Sustancia
involucrada Evento Causas
Nivel de afectación (componentes ambientales afectados) Acciones realizadas para su atención 2003 Campo Ogarrio Oleoducto 6” Ø colector de Grupo Pozo Ogarrio No. 1247 Km. 1+500
Crudo Fuga Falla de
material Mínimo, suelo
Cambio de conexión 2003 Campo Ogarrio Oleoducto 6” Ø colector de Grupo Pozo Ogarrio No. 1247 Km. 2+600
Crudo Fuga Vandalismo Mínimo, suelo Colocación de grampa
2004 Campo Ogarrio
L.D.D. 2” Ø Pozo
Ogarrio No. 534 Crudo Fuga Erosión Mínimo, suelo
Cambio de tramo 2005 Campo Ogarrio Oleoducto 6” Ø T.D.D Excampamento Ogarrio Km. 1+450
Crudo Fuga Corrosión
exterior Mínimo, suelo
Colocación de grampa 2005 Campo Ogarrio L.D.D. 3” Ø Pozo Ogarrio No. 488- Batería de Separación Ogarrio 5 km 1+1000
Crudo Fuga Falla de
material Mínimo, suelo
Colocación de grampa
Basándose en el comportamiento de oleoductos y gasoductos en Alberta, Canadá de 1983 a 1992, el rango anual de accidentes por falla fluctúa entre 0.6 y 3 por cada 1000 Km/año, con un rango representativo de accidentes del orden de 1 por cada 1000 Km/año (1 x 10-3 por Km/año). Mencionando que los datos estadísticos se estiman para su representatividad por contar con una estructura de 100,000 Km. de gasoductos y 25,000 Km. de oleoductos.
Con una mayor aproximación se indica que el 85% de todas las fallas son fugas y el 15.0% son rupturas; señalando con esto que una fuga es comparable con categoría de fuga pequeña, y la ruptura es comparable con
la categoría de fuga grande o ruptura total. Por lo tanto, la indicación representativa para fallas es la siguiente:
Rango Tipo de falla
8.5 x 10-4 por Km /año Para fugas pequeñas
1.5 x 10-4 por Km /año Para fugas grandes o rupturas
En términos para la dimensión del orificio de acuerdo con datos del Simposium “Control de riesgos en ductos de transmisión de gas” presentado por G.D. Fearnehugh en 1995, es la siguiente:
Dimensión del orificio Distribución relativa
Menor a 20 mm 87 %
De 20 a 80 mm 10 %
Mayor de 80 mm 3 %
Los datos anteriores son similares a los valores presentados en Alberta, Canadá de 1993 a 2002, lo que nos puede hacer presentar los siguientes valores representativos con respecto a fugas para oleoductos y gasoductos:
Modo de falla Frecuencia
Fuga pequeña 8.7 x 10-4
Fuga grande 1.0 x 10-4
Ruptura 0.3 x 10-4
VII.4. Metodologías.
La metodología de identificación de riesgo a emplear es el Hazard and Operability (Hazop), riesgos de operabilidad, la cual 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 seleccionado 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 explosión) que provoquen daños al personal, al ambiente o a las instalaciones.
En el análisis Hazop para este proyecto, se consideraron los siguientes nodos de estudio:
1 Trazo de la línea de descarga desde el punto de inicio hasta el punto final.
2 Accesorios (válvulas, juntas bridadas, empaques y uniones soldadas). 3 Pozo Tiumut-1.
4 Colectora “La Central”.
A continuación, se mencionan las palabras guías seleccionadas y que se relacionan con el transporte del fluido que será transportado a través de la línea de descarga, éstas se utilizarán en el análisis Hazop para el nodo propuesto:
Palabra guía Descripción
Más Aumento
Menos Disminución
Sí Existencia
Los parámetros que se relacionan con el transporte de la sustancia analizada en este proyecto y los cuales fueron seleccionados, son los siguientes: Parámetros Presión Corrosión Agentes externos Errores humanos
Cabe mencionar que durante el funcionamiento de la línea de descarga, se pueden presentar agentes externos, los cuales son aquellos factores que pueden provocar un accidente durante la operación, en los cuales es difícil realizar medidas para prevenirlos o evitarlos, este concepto engloba a todos los fenómenos naturales y golpes o fracturas a la infraestructura de la
obra, ocasionados por vandalismo, sabotaje o maquinaria pesada, entre otros.
Los resultados obtenidos por medio de la metodología Hazop se muestran en el Anexo “H”.
• Jerarquización de riesgo.
Cabe mencionar que al realizar la identificación de riesgos con la metodología Hazop, a la vez se realizó la jerarquización de los eventos de riesgo 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 tubería.
La técnica utiliza índices de frecuencia o probabilidad contra índices de consecuencia o gravedad, los cuales generan un índice de riesgo. A continuación, se muestran los índices de frecuencia y consecuencia:
Índice de frecuencia o probabilidad
Rango Frecuencia o
probabilidad Descripción
1 Extremadamente raro Es probable que ocurra una vez en más de 10 años o durante la vida útil de la línea de descarga
2 Raro Es probable que ocurra una vez en más de 5 años y
menos de 10 años
3 Poco frecuente Es probable que ocurra una vez entre 1 y 5 años 4 Frecuente Es probable que ocurra una vez al año o menos
Índice de consecuencia o gravedad
Rango Consecuencia
o gravedad
Descripción
1 Ligera
No hay heridas / daños mínimos a propiedades y pérdidas de infraestructura y/o producción menores al 25% del valor del proyecto
2 Moderada
Heridas ligeras/ daños menores a propiedades y pérdidas de infraestructura y/o poducción entre el 25% y 50% del valor del proyecto
3 Severa
Heridas múltiples / daños mayores a propiedades y pérdidas de infraestructura y/o producción entre el 50% y 100% del valor del proyecto
4 Catastrófica Fatalidad / daños irreversibles y pérdidas de infraestructura y producción mayores al 100% del valor del proyecto
La jerarquización del riesgo surge de la combinación de las dos tablas citadas anteriormente y se refleja en una matriz de jerarquización de riesgos, la cual se presenta a continuación:
Matriz de jerarquización de riesgos
Consecuencia
Ligera Moderada Severa Catastrófica
Índice de riesgo 1 2 3 4 Extremadamente raro 1 1 2 3 4 Raro 2 2 4 6 8 Poco frecuente 3 3 6 9 12 Frecuencia Frecuente 4 4 8 12 16
La intersección de los rangos de frecuencia y de consecuencia tienen como resultado un índice de riesgo, los cuales se indican en la siguiente tabla:
Índice de riesgo
Rango Riesgo Descripción
1, 2 y 3 Aceptable Riesgo generalmente aceptable con controles
4 y 6 Indeseable
Revisar que los controles de proceso o procedimientos de ingeniería, administrativos, de mantenimiento y operativos de emergencia se estén llevando a cabo en forma correcta
8 y 9 Altamente indeseable
Revisar los controles de proceso o procedimientos de ingeniería, administrativos, de mantenimiento y operativos de emergencia y en su caso modificarlos en un período de 3 a 12 meses
12 y 16 Inaceptable
Revisar los controles de proceso o procedimientos de ingeniería, administrativos, de mantenimiento y operativos de emergencia y en su caso modificarlos en un período de 3 a 6 meses
Para poder identificar los riesgos en la línea de descarga, se consideran los siguientes criterios:
- Riesgos a propiedades y/o zonas aledañas (por ubicación del ducto y características de la sustancia que será transportada).
- Condiciones de operación con las cuales funcionará la tubería (diámetro, presión, temperatura y flujo).
- Longitud y vida útil de la tubería.
Los puntos de riesgo del proyecto son aquellos que en un determinado momento pueden causar daños al personal, al medio ambiente o a las instalaciones 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.
Para el caso de la línea en estudio, los eventos de riesgo pueden ser provocados por una fuga debido a la disminución del espesor en las paredes de éste; 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. A continuación, se describen cada uno de los eventos en orden de ocurrencia:
1. Fugas.
Las fugas son los eventos de riesgo que se pueden presentar en este tipo de tuberías y las causas que los pueden ocasionar son las siguientes:
• Corrosión interna o externa en la tubería (pérdida de espesor).
• Materiales de construcción fuera de norma o fin de vida útil.
• Golpe ocasionado por agentes externos (maquinaria pesada o fenómenos meteorológicos).
• Deficiencias en el procedimiento constructivo como soldadura, recubrimiento exterior y pruebas de aceptación (radiográfica e hidrostática), entre otras.
• Deficiencia en el mantenimiento preventivo o correctivo (válvulas, tuberías y otros).
2. Flamazo o antorcha.
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 antorcha en cualquier momento, siempre y cuando esté por encima de su punto de inflamabilidad y por debajo de su límite de inflamabilidad.
3. Explosión o nube de vapor no confinada.
La explosión de nube de vapor se presenta cuando la sustancia ha sido dispersada y se incendia a una distancia del lugar de descarga, la flama se propaga rápidamente hasta provocar una detonación. La magnitud de la explosión depende del tamaño de la nube y de las propiedades químicas de la sustancia. Se pueden originar ondas de sobrepresión las cuales ocasionan daños más allá de los límites de la nube. Generalmente destruye todo lo que esté dentro de los límites de la nube, ocasionando daños y pérdidas de vidas por sobrepresión encima de 1.0 lb/pulg2.
4. 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 línea de descarga, esto como consecuencia de la radiación térmica en caso de antorcha o sobrepresión en caso de presentarse una explosión.
VIII. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS DE PROTECCIÓN EN TORNO A LAS