trabajo previo a la obtenciÓn del tÍtulo de petrÓleos...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL OLEODUCTO EPF PALO AZUL B - EL ENO
PERTENECIENTE A PETROAMAZONAS EP, BLOQUE 18 - AMAZONÍA ECUATORIANA”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNOLÓGO DE PETRÓLEOS
FREDDY RUBÉN SORIA VIZUETE
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE
Quito, abril 2015
i
DERECHOS DE AUTOR
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015
Reservados todos los derechos de reproducción
ii
DECLARACIÓN
Yo FREDDY RUBÉN SORIA VIZUETE, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las
referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_____________________________
FREDDY RUBÉN SORIA VIZUETE
C.I. 170949475-9
iii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE LA
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL OLEODUCTO EPF PALO AZUL
B - EL ENO PERTENECIENTE A PETROAMAZONAS EP, BLOQUE 18 -
AMAZONÍA ECUATORIANA”, que, para aspirar al título de Tecnólogo en
Petróleos fue desarrollado por FREDDY SORIA, bajo mi dirección y
supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 18 y 25.
____________________________
ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 170513410-2
iv
DEDICATORIA
Este trabajo de titulación quiero dedicar a mis preciosos hijos y bella
esposa, Jhosua Alexander, Freddy Isaac y Ángela respectivamente,
quienes han sido, son y serán mi fuente de inspiración para llegar a
culminar con éxito mi carrera profesional, ya que nunca dejaron de creer
en mí, por lo que me fortalecieron para seguir adelante en todas las metas
que he conseguido.
v
AGRADECIMIENTO
Primeramente quiero dar gracias al todo poderoso, Dios, por haberme
dado la sabiduría necesaria para la realización y culminación de este
trabajo, que significa una prueba de conocimiento y evaluación de mis
esfuerzos durante mi carrera universitaria.
A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y
aunque es una forma mínima de agradecer por todo su esfuerzo y
dedicación, yo solo quiero que sepan que todos mis logros son sus logros.
Gracias a mis padres: César Y Lucrecia, a mi esposa Ángela y a mi
hermana Yolanda, por el apoyo que me brindaron durante todos mis
años de estudios ya que en los momentos difíciles ellos supieron cómo
motivarme para seguir adelante.
A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo,
gracias a todos mis familiares.
Recalcando mi agradecimiento a una persona que es muy especial para
mí, pues ella me aconsejó, también me escucho y me apoyo siempre
incondicionalmente. La confianza y perseverancia que ella me ha
trasmitido me ayudó muchísimo, para culminar con éxito este trabajo de
titulación. Gracias mi esposa Angelita.
A mis profesores a quienes les debo gran parte de mis conocimientos y
final mente un eterno agradecimiento a la prestigiosa Universidad
Tecnológica Equinoccial por la oportunidad de darme para poder estudiar
la carrera de Tecnología de Petróleos.
vi
ÍNIDICE DE CONTENIDOS
DERECHOS DE AUTOR ............................................................................ i
DECLARACIÓN .......................................................................................... ii
CERTIFICACIÓN ....................................................................................... iii
DEDICATORIA .......................................................................................... iv
AGRADECIMIENTO .................................................................................. v
ÍNIDICE DE CONTENIDOS ....................................................................... vi
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................. x
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................ xi
RESUMEN ................................................................................................ xii
ABSTRACT .............................................................................................. xiii
CAPITULO I ............................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................... 1
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................. 3
1.2. JUSTIFICACIÓN ................................................................................. 4
1.3. OBJETIVOS ........................................................................................ 5
1.3.1. GENERAL ........................................................................................ 5
1.3.2. ESPECÍFICOS ................................................................................. 5
CAPÍTULO II .............................................................................................. 6
2. MARCO TEÓRICO ................................................................................ 6
2.1. PETROAMAZONAS EP ...................................................................... 6
2.2. OLEODUCTO: .................................................................................. 10
2.2.1. RIESGO DE OLEODUCTOS: ........................................................ 13
2.2.1.1. CONTAMINANTES ..................................................................... 17
2.3. ECOSISTEMA: ................................................................................. 18
2.3.1. IMPACTOS NEGATIVOS AMBIENTALES: ................................... 19
2.4. MANUAL: .......................................................................................... 22
2.4.1. MANUAL PARA MANTENIMIENTO DE OLEODUCTOS .............. 23
2.4.1.1. NORMAS DE OPERACION ........................................................ 25
vii
CAPITULO III ........................................................................................... 34
3. METODOLOGIA .................................................................................. 34
3.1. DETECCION DE FUGAS.................................................................. 34
3.2. RADAR DE VISION LATERAL ......................................................... 35
3.3. DETECCION VISUAL DE AREAS CONTAMINADAS ...................... 36
3.3.1. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL .................................................. 36
3.3.2. PLAN DE PREVENCIÓN ............................................................... 36
3.4. CONTAMINANTES ........................................................................... 36
3.5. RECUPERACION DE PRODUCTO .................................................. 37
3.6. PROCESO DE SOLDADURA ........................................................... 38
3.6.1. SOLDADURA DE TUBERIA .......................................................... 38
3.7. EQUIPOS E INSTRUMENTOS ......................................................... 38
3.8. PROCEDIMIENTO METODOLOGICO ............................................. 39
3.8.1. Método ........................................................................................... 39
3.8.2. Alcance .......................................................................................... 40
CAPÍTULO IV .......................................................................................... 41
4. PROPUESTA ....................................................................................... 41
4.1. Tema ................................................................................................. 41
4.2. Objetivos ........................................................................................... 41
4.2.1. Objetivo General ............................................................................ 41
4.2.2. Objetivos Específicos ..................................................................... 41
4.3. Justificación de la propuesta (técnico, económico) ........................... 41
4.4. Manual De Operaciones y Mantenimiento ........................................ 42
4.4.1. OBJETO ......................................................................................... 42
4.4.2. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 43
4.4.3. PARÁMETROS DE OPERACIÓN ................................................. 44
4.4.4. OPERACIÓN ................................................................................. 44
a) LINEAMIENTOS GENERALES ........................................................... 44
b) PRESIÓN DE OPERACIÓN ................................................................ 46
4.4.5. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO ........................... 47
4.4.6. SISTEMAS DE BOMBAS DE PRECARGA .................................... 52
viii
4.4.7. SISTEMA DE MEDICIÓN: UNIDAD LACT ..................................... 55
4.4.8. SISTEMA DE BOMBAS DE DESPACHO ...................................... 60
4.4.8.4.PROCEDIMIENTO ....................................................................... 61
4.4.9. SISTEMA DE DETECCION DE FUGAS (LDS), ATMOS ............... 63
4.4.10. SISTEMA SCADA Y NETWORK ................................................. 67
4.4.11. SISTEMA DE GENERACIÓN AUXILIAR Y TRANSFERENCIA
AUTOMATICA EN EL ENO ..................................................................... 71
4.4.12. PUESTA EN MARCHA ................................................................ 71
4.4.13. ALINEACIÓN DEL SISTEMA ....................................................... 72
4.4.14. ARRANQUE DEL BOMBEO ........................................................ 73
4.4.15. LANZAMIENTO DE PIGS ............................................................ 74
4.4.16. RECIBIMIENTO DE PIGS ............................................................ 77
4.4.17. PARADA PROGRAMADA ........................................................... 78
4.4.17.1. PARADA DEL BOMBEO ........................................................... 78
4.4.17.2. PARADA DE EMERGENCIA .................................................... 79
4.4.18. MANTENIMIENTO DEL OLEODUCTO ....................................... 81
4.4.19. PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSION EXTERNA ............... 83
4.4.20. REVESTIMIENTO EXTERNO (OLEODUCTO DE 12”) ............... 83
4.4.21. PROTECCIÓN CATODICA (OLEODUCTO DE 12”) ................... 85
4.4.22. PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSION INTERNA ................ 86
4.4.23. SEÑALAMIENTO A LO LARGO DEL DDV .................................. 87
4.4.24. MATENIMIENTO DEL DDV ......................................................... 88
4.4.25. PATRULLAJE .............................................................................. 88
4.4.26. REPARACIÓN DEL OLEODUCTO .............................................. 88
4.4.27. CALIFICACIÓN DE UN OLEODUCTO PARA OPERAR A UNA
PRESIÓN MÁS ALTA .............................................................................. 89
4.4.28. MANTENIMIENTO DE VALVULAS ............................................. 89
4.4.29. PLAN DE EMERGENCIA ............................................................. 89
4.4.30. SEGURIDAD ................................................................................ 92
4.4.31. CONTROL DEL AMBIENTE ........................................................ 92
CAPITULO V ........................................................................................... 94
CONCLUSIONES .................................................................................... 94
ix
RECOMENDACIONES ............................................................................ 95
BIBLIOGRAFÍA: ....................................................................................... 96
REFERENCIAS WEB .............................................................................. 98
ANEXOS .................................................................................................. 99
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Bloques Petroleros ...................................................................... 8
Tabla 2. Consideración de riesgos ........................................................... 15
Tabla 3. Impacto ambiental ...................................................................... 21
Tabla 4. Pasos para realizar una evaluación de riesgos .......................... 24
Tabla 5. Normas ...................................................................................... 25
Tabla 6. Relación aproximada entre el brillo y el grosor de un derrame .. 34
Tabla 7. Dispositivos de recuperación: Equipos de raseras .................... 37
Tabla 8. Parámetros básicos de operación del oleoducto ....................... 44
Tabla 9. Instrumentación y Protecciones ................................................. 51
Tabla 10. Instrumentación y Protecciones ............................................... 54
Tabla 11. SKID Unidad LACT UL-3101 ................................................... 58
Tabla 12. SKID Unidad de medición UM-3101 ........................................ 59
Tabla 13. Instrumentación y Protecciones .............................................. 62
Tabla 14. Sistema Scada y Network ........................................................ 69
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Bloques en Amazonia ................................................................. 7
Figura 2. Oleoductos ................................................................................ 10
Figura 3. Tuberías .................................................................................... 11
Figura 4. Sistema de oleoducto ............................................................... 12
Figura 5. Ecosistema ............................................................................... 19
Figura 6. Mantenimiento .......................................................................... 23
Figura 7. Normas de operación ............................................................... 25
Figura 8. Mantenimiento ......................................................................... 30
Figura 9. Derechos de la Naturaleza ....................................................... 31
Figura 10. Conservación de la Naturaleza ............................................... 32
Figura 11. Ambiente sano ........................................................................ 33
Figura 12. Responsabilidad Social ........................................................... 33
Figura 13. Almacenamiento de Petróleo .................................................. 47
Figura 14. Válvula de presión y vacio ...................................................... 49
Figura 15. Bomba de precarga ................................................................ 52
Figura 16. Unidad LACT .......................................................................... 55
Figura 17. Sistema bombas de despacho ................................................ 60
Figura 18. Valvula Shutdown ................................................................... 61
Figura 19. Esquema básico para detección de fugas ............................ 64
Figura 20. Flujo, Gran diferencia en el flujo ............................................. 65
Figura 21. Sistema SCADA Y NETWORK ............................................... 67
Figura 22. Professional Plus – Variables a ser modificadas .................... 70
Figura 23. Lanzamiento de pigs ............................................................... 74
Figura 24. Prueba de Holiday .................................................................. 84
Figura 25. Protección Catódica ................................................................ 85
xii
RESUMEN
En el presente trabajo se investigó, analizo y se sacó conclusiones muy
positivas que sirven para el correcto manejo, operación y mantenimiento
del oleoducto EPF Palo Azul B – El Eno Petroamazonas - Bloque 18 con
el objetivo de mitigar los impactos ambientales que puedan suceder.
Por lo que se ha desarrollado un manual de operación y mantenimiento
para su correcta operación y mantenimiento indicando como se debe
operar dotando de normas para la manutención del mismo, para evitar
derrames de petróleo y poder reducir la contaminación ambiental.
La pérdida de crudo de los oleoductos ha alcanzado cifras millonarias de
barriles perdidos directamente proporcionales a tres decenas de los
derrames que se han cuantificado. Los que son parte de esta estadística
del terror al menos son un referente en la memoria colectiva, ello frente al
sinsabor de derrames no registrados que amparados en su aparente
inexistencia tienen una deuda mayor con la sociedad y el medio ambiente.
La ausencia de manuales estandarizados y avalados en el ejercicio
profesional de los industriales petroleros radica en el principal conflicto el
momento de evaluar los procesos asumidos en la práctica de
manutención de oleoductos adecuados, que no solo repercutiría en una
mayor extensión de su vida útil sino también en la variable costo riesgo.
Por ello se pretende delimitar las normas más idóneas para el ejercicio
petrolero consiente con su entorno y con el menor menoscabo del mismo.
Estas reglamentaciones aplicadas en el mantenimiento del oleoducto de
12 pulgadas Palo Azul B– El Eno Petroamazonas – Bloque 18, prometen
reducir al máximo los impactos perjudiciales sobre el ecosistema.
xiii
ABSTRACT
In this study we investigated, analyzed and very positive conclusions that
serve for the correct handling, operation and maintenance of the pipeline
EPF pulled Palo Azul B - The Eno Petroamazonas - Block 18 in order to
mitigate environmental impacts that may occur.
As has developed an operation and maintenance manual for proper
operation and maintenance indicating how it should operate providing
standards for the maintenance thereof, to prevent oil spills and to reduce
environmental pollution.
The loss of oil pipelines has reached the millions of directly proportional to
three dozen spills that have quantified lost barrels. Those who are part of
this statistic of terror are at least a referent in the collective memory, this
distaste against spills unregistered covered in their apparent absence
have a higher debt to society and the environment.
The absence of standardized manuals and endorsed the practice of oil
industry lies in the main conflict when assessing the assumed processes
in practice proper maintenance pipelines, which not only result in a greater
extension of its life but also the cost risk variable. Therefore it is sought to
define the most appropriate standards for oil consents exercise with their
environment and with the least impairment of it. These regulations applied
in maintaining the 12-inch pipeline Palo Azul B- The Eno Petroamazonas -
Block 18, promises to minimize adverse impacts on the ecosystem.
1
CAPITULO I
1. INTRODUCCIÓN
La operación en el Bloque 18 se programó producir un volumen mayor
de crudo para lo cual se decidió construir el Oleoducto de 12 pulgadas
que corre desde Palo Azul B hasta la intersección con el Oleoducto de
Petroproducción de 26 pulgadas en El Eno. El Oleoducto tiene una
longitud de 15.84 kilómetros. La capacidad de este Oleoducto es de
60.000 BPPD.
El oleoducto EPF- Palo Azul B – El Eno inicia su recorrido en el
Lanzador de 6” (TL-102) ubicado en la EPF de la estación Pata del
Bloque 18, llegando a través del oleoducto de 6” y 11 Km de longitud
hasta el Receptor de 6” ubicado en Palo Azul B. Este receptor estará
conectado al Lanzador de 12” ubicado en Palo Azul B, llegando a
través del oleoducto de 12” de 15.84 Km de longitud, al receptor de 12”
ubicado en el área de El Eno, en la interconexión con el Oleoducto de
26” Sacha Central – Lago Agrio de Petroproducción.
El nuevo oleoducto de diámetro nominal 12”, tiene un espesor de
0,312”, es de acero al carbono API 5L X42, con un rating de ANSI
600#, este oleoducto está enterrado en todo su trayecto y tiene
revestimiento externo polipropileno triple capa.
Las instalaciones en la EPF a utilizarse para la operación del oleoducto
son las siguientes:
Dos tanques de almacenamiento de crudo A/B con una capacidad
5.000 BLS cada uno.
2
Tres bombas de precarga A/B/C de 40 HP con capacidad de 12.000
BLS a una presión de 100 Psi.
Unidad L.A.C.T. con capacidad hasta 25.000 BPPD.
Cuatro bombas de despacho A/B/C/D de 150 HP con capacidad 6.000
BPPD a una presión de 1.200 Psi.
3
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Siendo el análisis y la evaluación de los procedimientos de Operación y
Mantenimiento de los oleoductos una constante imprescindible para
mejorar y alargar la vida útil de los mismos, la principal problemática del
presente tema a investigar se genera frente a la falta de manuales de
operación y mantenimiento que pueda guiar la correcta operación,
funcionamiento y mantenimiento del oleoducto. La discusión central sobre
el tema de investigación es que la ausencia de estos manuales genera un
riesgo constante sobre el tiempo de vida útil del oleoducto y sus
componentes.
Sin una adecuada operación, tratamiento y mantenimiento de los
oleoductos puede ocasionar con facilidad la corrosión de las tuberías
aumentando por ende los riesgos que el desgaste de las tuberías implica.
Se discute la necesidad de un manual de procedimientos y
mantenimientos tomando en cuenta el riesgo que esta problemática
representa. La inexistencia de un manual de operaciones y mantenimiento
del oleoducto podría afectar el ecosistema si se produce una ruptura del
oleoducto ocasionado principalmente por la falta de mantenimiento y la
mala operación del mismo.
Dicha investigación intenta delinear las normas y procedimientos
adecuados para un manual destinado para implementar un correcto
mantenimiento, operación y funcionamiento del oleoducto de 12 pulgadas
EPF Palo Azul B – El Eno Petroamazonas – Bloque 18.
Un correcto manual para el mantenimiento y operación de oleoductos
contiene normas, especificaciones y diseños de las diferentes medidas
para una correcta operación, funcionamiento y mitigación propuestas para
prevenir, controlar o reducir al mínimo los impactos ambientales.
4
1.2. JUSTIFICACIÓN
El tema de investigación es importante estudiar porque permitirá fortalecer
los procedimientos y normativas sobre el adecuado mantenimiento y
operaciones del oleoducto de 12 pulgadas, así como también determinar
algún error o falla en las actividades efectuadas hasta el momento.
Con la investigación se logrará que la institución tome acciones sobre la
necesidad de tener un manual de operación y mantenimiento con el fin de
prolongar la vida útil del oleoducto, todos sus accesorios, componentes y
equipos que se relacionen con el mismo, es decir, evitar la corrosión del
oleoducto.
Los resultados de la investigación contribuirá a todas las operaciones
referentes al manejo del oleoducto deben estar siempre comandadas por
un supervisor de operaciones, el cual deberá instruir a los operadores con
un manual de operación y mantenimiento del oleoducto.
La incorrecta operación del oleoducto puede presentar problemas en la
producción y transporte del petróleo ocasionando cambios continuos de
partes y accesorios de las tuberías, lo que representaría pérdidas
económicas muy altas para la empresa. Por ello se hace indispensable la
elaboración de un manual de operación y mantenimiento del oleoducto.
5
1.3. OBJETIVOS
1.3.1. GENERAL
Analizar los procedimientos de Operación y Mantenimiento del Oleoducto
EPF Palo Azul B - El Eno perteneciente a Petroamazonas EP, Bloque 18 -
Amazonía Ecuatoriana, buscando mejorar las actividades respectivas.
1.3.2. ESPECÍFICOS
Describir el funcionamiento del oleoducto de 12 pulgadas EPF Palo
Azul B – El Eno Petroamazonas – Bloque 18.
Determinar los procedimientos que se aplican para el buen uso del
oleoducto de 12 pulgadas EPF Palo Azul B – El Eno
Petroamazonas – Bloque 18.
Desarrollar un Manual de operación y mantenimiento para un buen
uso y tratamiento del oleoducto de 12 pulgadas EPF Palo Azul B –
El Eno Petroamazonas – Bloque 18.
6
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. PETROAMAZONAS EP
PETROAMAZONAS EP es una empresa pública ecuatoriana dedicada a
la exploración y producción de hidrocarburos. Es operadora de 20
bloques, 17 ubicados en la Cuenca Oriente del Ecuador y tres en la zona
del Litoral.
Varios puntos de la operación de Petroamazonas EP cuentan con
certificaciones internacionales que avalan sus buenas prácticas y
procedimientos del más alto estándar, marcando una metodología de
trabajo amigable con el ecosistema, responsable con las comunidades y
vinculada estrechamente con el desarrollo del país.
La empresa mantuvo en 2014 una producción petrolera promedio de
361.072 Bppd, e incorporó, mediante pozos exploratorios, 64,83 MMBbls
de nuevas reservas, consolidando una tendencia de crecimiento de la
industria, con el uso de la tecnología más avanzada disponible y el talento
técnico de los ecuatorianos (http://www.petroamazonas.gob.ec/la-
institucion).
En este contexto Petroamazonas EP mediante una resolución inicia las
operaciones del bloque 18, tras dar por terminado el contrato de
explotación de hidrocarburos en esta zona por parte de Ecuador TLC S. A
/ Petrobras.
Mediante Resolución No. 285, emitida el 25 de noviembre de 2010, se da
por terminado el contrato de participación para la exploración y
explotación de hidrocarburos del Bloque 18, operado por Ecuador TLC
S.A./Petrobras; y se designa a PETROAMAZONAS EP como la empresa
7
encargada de asumir las responsabilidades derivadas de la operación
sobre las áreas revertidas, iniciándose el período de transición
operacional con una duración de 120 días. Mediante Resolución No. 0755
dela Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador se aprobó el Mapa de
Bloques Petroleros del Ecuador, donde consta la asignación en forma
definitiva la operación del Bloque 18 a PETROAMAZONAS EP a partir del
9 de agosto de 2011 (p. 3).
De esta manera Petroamazonas opera el Bloque 18 y un programa
producir un volumen mayor de crudo para lo cual ha decidido construir el
Oleoducto de 12 pulgadas que correrá desde Palo Azul B hasta la
intersección con el Oleoducto de Petroproducción de 26 pulgadas en El
Eno. El Oleoducto tendrá una longitud de 15.841,45 m. La capacidad de
este Oleoducto es de 60.000 BPPD.
Figura 1. Bloques en Amazonia Fuente: Petroamazonas EP
El Bloque 18: se encuentra localizado en las Provincia de Orellana y
Napo, entre las coordenadas aproximadas 229100 y 285000 en Este y
9940000 y 9990000 por el Norte. Su área aproximada es de 113000 ha.
Se encuentra al Noroeste de la ciudad de Francisco de Orellana. Las
centrales de proceso con Palo Azul y Pata.
8
Cabe señalar que el bloque 18 se conforma por los campos Pata y Palo
Azul, de acuerdo a la tabla sobre el informe del plan operativo y
presupuesto durante el periodo enero a diciembre 2011.
Tabla 1. Bloques Petroleros
Fuente: PETROAMAZONAS EP (p. 4).
El oleoducto EPF- Palo Azul B – El Eno iniciará su recorrido en el
Lanzador de 6” ubicado en la EPF de la estación Pata del Bloque 18,
llegando a través del oleoducto de 6” y 11 Km de longitud hasta el
Receptor de 6” ubicado en Palo Azul B. Este receptor estará conectado al
Lanzador de 12” ubicado en Palo Azul B, llegando a través del oleoducto
de 12” de 15.84 Km de longitud, al receptor de 12” ubicado en el área de
El Eno, en la interconexión con el Oleoducto de 26” Sacha Central – Lago
Agrio de Petroproducción.
9
El oleoducto de diámetro nominal 6” y espesor 0,280” es de acero al
carbono API 5L Gr. B, con un rating de ANSI 600# y está instalado en
posición aérea.
El nuevo oleoducto de diámetro nominal 12”, tendrá un espesor de 0,312”,
es de acero al carbono API 5L X42, con un rating de ANSI 600#, este
oleoducto estará enterrado en todo su trayecto y tendrá revestimiento
externo polipropileno triple capa.
Las instalaciones en la EPF a utilizarse para la operación del oleoducto
son las siguientes:
Dos tanques de almacenamiento de crudo T-520 A/B con una
capacidad 5.000 BLS cada uno.
Tres bombas de precarga P-512 A/B/C de 40 HP con capacidad de
12.000 BLS a una presión de 100 Psi.
Unidad L.A.C.T. con capacidad hasta 25.000 BPPD.
Cuatro bombas de despacho P-513 A/B/C/D de 150 HP con
capacidad 6.000 BPPD a una presión de 1.200 Psi
La descripción de este Manual de Operaciones y Mantenimiento
contempla la operación del oleoducto EPF –Palo Azul B – El Eno.
10
2.2. OLEODUCTO:
Figura 2. Oleoductos
Fuente: Azul Copyright
Oleoductos consisten en tubos destinados a conducir petróleo a presión,
siendo un sistema mucho más rápido, cómodo y económico que su
trasporte por ferrocarril o carretera.
Este fonema tiene su significación en dos voces latinas, por un lado óleum
que puede inferirse como aceite y ductus que es alusivo a la conducción.
Por lo tanto un oleoducto es una tubería que conduce aceite, pero en
términos concretos decimos que el mencionado aceite es petróleo o
cualquier derivado del mismo.
El Oleoducto es una red de tuberías provistas de bombas y otros aparatos
para conducir petróleo a larga distancia.
11
Figura 3. Tuberías
Fuente: Petroamazonas EP
El oleoducto es una construcción, un sistema de tuberías que se conectan
a largas distancias para permitir el paso del petróleo. Este sistema permite
el transporte de este recurso no renovable hasta su destino final.
Un oleoducto, básicamente, se utiliza para el trasporte de productos
petrolíferos desde una primera estación de bombeo situada en la cabeza
de la instalación, y que esta normalmente unida a los tanques de una
refinería, hasta los distintos puntos terminales, donde se recoge el
producto en depósitos terminales. Una red de oleoductos es un conjunto
de oleoductos simples o topologías interconectadas entre sí, cuya misión
es el transporte de productos desde unos puntos de abastecimiento
(orígenes) hasta unos terminales donde se encuentra depósitos para su
almacenamiento.
Un sistema de oleoductos está estructurado por estaciones de bombeo,
tuberías y terminales. Desacuerdo a un informe de interfaz de entrada
para simulador de redes de oleoducto (s.f) manifiesta que el oleoducto se
divide básicamente en estaciones de bombeo y terminales. Las uniones
12
entre los diferentes puntos de la instalación se realizan por medio de
tuberías.
Figura 4. Sistema de oleoducto Fuente: Petroamazonas
Desde la construcción del primer oleoducto cuya autorización fue firmada
en 1970 y permitía a la empresa Texaco Gulf iniciar su construcción hasta
que la OCP inicio sus funciones en el 2003 han pasado treinta y tres
años para considerar en crear otro oleoducto para transportar crudos
pesados provisto de una extensión de 485 kilómetros desde Lago Agrio
hasta Esmeraldas.
Según datos de AIHE (Asociación de la Industria Hidrocarburifera del
Ecuador)
El sistema completo del oleoducto cuenta con: 4 estaciones de bombeo, 2
estaciones reductoras de presión, 1 estación automática de bloqueo, 25
válvulas de bloqueo y 1 terminal marítimo con 2 monoboyas para las
maniobras de carga a buque de sus clientes.
13
Capacidad de almacenamiento en Amazonas de 1.200.000 barriles.
Capacidad de almacenamiento en Terminal Marítimo de 3.750.000
barriles.
Capacidad para soportar una paralización de bombeo de hasta 8 días.
2.2.1. RIESGO DE OLEODUCTOS:
Al hablar de riesgos se determina una posibilidad de que un evento
suceda con las respectivas consecuencias y efectos en todo ámbito. Si
referimos a los riesgos de oleoducto se alude a toda posibilidad o
probabilidad de que un evento se presente con los efectos e impactos que
trae consigo trabajar con este recurso natural, el petróleo.
Podría definirse como la posibilidad de que ocurra un acontecimiento y los
posibles efectos adversos que inciden en las personas, los animales, la
propiedad, las instalaciones y el medio ambiente. En otras palabras, el
riesgo está en función de la probabilidad de que ocurra un incidente y las
consecuencias de este.
En cuanto a los riesgos presentes en las construcciones de oleoducto son
los derrames de hidrocarburos, un suceso que trae consigo una serie de
efectos contra la salud, impactos contra el medio ambiente, por ende
representa una repercusión en lo económico.
Para determinar las posibilidades de un riesgo relacionado a oleoductos
es necesaria una evaluación de la situación para definir y describir el
marco de la situación. La evaluación de riesgos consiste en un marco
sistemático que se utiliza para identificar y describir las fuentes y las
cusas de riesgo. Los riesgos que implica el trabajo con oleoductos,
14
hidrocarburos, pueden ser diversos, dependiendo de las causas que lo
ocasiones, o los factores que incidan en el aumento de dicho riesgo.
Los eventos catastróficos no rutinarios que pueden ocurrir incluyen los
siguientes: los reventones con fuego o liberación de gas sulfuroso (sulfuro
de hidrógeno), el colapso de la plataforma, la rotura del oleoducto y el
choque del tanquero. De acuerdo a la guía de administración para
operación y mantenimiento de la ARPEL determina ciertas
consideraciones para la evaluación del riesgo:
15
Tabla 2. Consideración de riesgos
Fuente: ARPEL p. 85
16
De acuerdo a los estudios realizados para prevención de riesgos con
oleoductos se determina que la medida más factible es el soterramiento
del oleoducto, este procedimiento mitiga los riegos de derrames.
Una de las recomendaciones efectivas es enterrar los oleoductos, esto lo
hace más factible aunque según lo dicho es el método más costoso.
Esta práctica reduce el riesgo de derrames accidentales producidos por
choques contra el oleoducto en las vías y mejora la estética. Sin embargo,
podría aumentar el riesgo de derrames debido a fallas en la integridad del
sistema de oleoductos, y reducir la habilidad de la compañía de detectar
fugas. Entre otros fenómenos, los oleoductos son sujetos a la corrosión y
el desgaste. Parta prevenir derrames y fugas se tiene que someter los
oleoductos viejos a un régimen sistemático de inspección, reparación y
rehabilitación. Al enterrar los oleoductos, estas labores se vuelven
considerablemente más difíciles y costosas.
Por otro lado los riesgos más representativo son los derrames, esto
debido a la corrosión de las tuberías, por factores climáticos, calidad de
material, o geológicos. Por lo que es necesario un monitoreo pertinente
del oleoducto al momento de la obstrucción de la misma.
De acuerdo a un estudio presentado por OCP Ecuador (2001) determina:
En la fase de construcción y operación del oleoducto se realizará un
monitoreo del control de la erosión, para detectar los problemas
incipientes de erosión dentro del área del proyecto, en las secciones
enterradas por la franja de dominio del oleoducto, en el centro de acopio,
en las zonas de campamentos y en los helipuertos.
Se pondrá un énfasis especial en los cruces de río y áreas con gradiente
fuerte.
17
También se hará monitoreo para evaluar el éxito de las medidas
instaladas anteriormente para control de erosión.
2.2.1.1. CONTAMINANTES
Los contaminantes son aquellas formas de energía, productos químicos o
seres vivos cuya presencia en el ambiente de trabajo pueden ocasionar
daños a la salud de los trabajadores.
Atendiendo a la naturaleza de los contaminantes estos pueden
clasificarse en los siguientes tres grupos:
Contaminantes químicos
Contaminantes físicos
Contaminantes bilógicos
Dentro de los riesgos por oleoducto están los contaminantes diversos que
pueden causar un impacto sobre la naturaleza generando una afectación
a la vida de quienes se encuentran en la zona.
Los contaminantes son sustancias nocivas, si provienen de la actividad
petrolera son de naturaleza química, orgánica.
Entre las principales fuentes contaminantes de la actividad petrolera
potenciales de afectar al aire, agua y suelo se encuentran las siguientes:
Petróleo crudo de los derrames, goteo y petróleo en los fluidos de
desecho.
Aguas de formación (aguas naturales de depósitos sedimentarios
petroleros) provenientes de las estaciones de separación de los
tanques de lavado, del proceso de estabilización, de las rupturas de
líneas de flujo y del oleoducto, sumideros y drenajes.
18
Fluidos de reacondicionamiento de los pozos: aguas de control del
pozo, cemento, aditivos químicos, petróleo, agua de formación y
derivados del petróleo.
Fluidos y ripios de perforación: aditivos químicos, cementos,
minerales, agua d formación y petróleo.
Fluidos de prueba de producción: petróleo, agua d formación, gas
natural, aditivos químicos, anticorrosivos y bioxidas.
Aguade escorrentía: sólidos en suspensión, aceites y grasas.
Desechos, productos de la combustión de petróleo y sus derivados y
emanaciones de compuestos volátiles.
Aguas negras: en algunos casos, aguas residuales domesticas de
campamentos petroleros.
2.3. ECOSISTEMA:
Al hablar de ecosistema se lude al entorno o medio natural en el que se
desarrolla todo ser viviente, parte constitutiva de los ecosistemas son los
seres vivos y los seres inertes, pues cada organismo vivo cumple una
determinada función dentro del ciclo de vida, es una constante interacción
entre los seres boticos y abióticos.
19
Figura 5. Ecosistema
Fuente: Petroamazonas EP
Cuando estudiamos el medio ambiente, analizamos los diferentes
sistemas que lo componen y las interrelaciones de las diferentes partes de
los sistemas naturales. Un ecosistema es un sistema natural, cuyos
componentes ecológicos interactúan. El termino ecosistema fue utilizado
por primera vez en 1935 por Tansley, aunque el concepto tiene una
historia más larga. Anteriormente se utilizaron términos como
“microcosmos” o “biosistema”. Tansley, en 1935, indico que ecosistema
incluye los organismos y los factores físicos que forman el medio
ambiente.
De acuerdo a otras definiciones sobre ecosistema determinan que es un
conjunto total de elementos y factores que permiten o posibilitan la vida
en la tierra. Para Vila, et. al. (2006) especifican al respecto que un
ecosistema es definido como una unidad especialmente explicita de la
tierra que incluye todos los organismos, junto con todos los componentes
del ambiente abiótico dentro de sus fronteras.
2.3.1. IMPACTOS NEGATIVOS AMBIENTALES:
El termino impacto se aplica a la alteración que introduce una actividad
humana en su “entorno”, interpretadas en términos de “salud y bienestar
humano” o, más genéricamente, de calidad de vida de la población; por
entorno se entiende la parte del medio ambiente (en términos de espacio
20
y de factores) afectada por la actividad o, más ampliamente, que
interacciona con ella. Por tanto impacto ambiental se origina en una
acción humana y se manifiesta según tres facetas sucesivas:
La modificación de alguno de los factores ambientales o del conjunto
del sistema ambiental.
La modificación del valor del factor alterado o del conjunto del sistema
ambiental.
La interpretación o significado ambiental de dichas modificaciones, y
en último término, para la salud y bienestar humano. Esta tercera
faceta está íntimamente relacionada con la anterior ya que el
significado ambiental de la modificación del valor no puede desligarse
del significado del valor que se parte.
El termino impacto representa el efecto que produce una determinada
actividad, es la huella o señal que se manifiesta producto de un
acontecimiento en determinado ámbito o terreno, estos efectos colaterales
pueden ser negativos como también positivos. Si se trata de impactos
negativos ambientales se alude a las consecuencias y efectos
provenientes de las actividades humanas realizadas sobre el medio
ambiente o ecosistema.
21
Tabla 3. Impacto ambiental
Fuente: Gómez, et. al. (2013) p. 155
Al hacer referencia al impacto ambiental generalmente se relaciona a una
determinada actividad de tipo económica, cuyos efectos o consecuencia
se determina por la incidencia sobre la explotación del medio natural.
Las Evaluaciones de Impacto Ambiental son una de las herramientas para
impedir que las acciones derivadas de un proyecto causen efectos
negativos al medio ambiente, esto se consigue identificando los impactos
ambientales de un proyecto antes de llevar a cabo su ejecución, para así
tratar de evitarlos a al menos reducirlos.
El trabajo con hidrocarburos y la extracción de este recurso no renovable,
repercute en el ambiente, por tal razón las actividades destinadas a la
exploración, perforación y extracción de petróleo debe considerar los
impactos generados en el medio ambiente, para minimizar y controlar los
efectos de la actividad.
22
En la evaluación del impacto de la perforación de pozos en tierra es
posible considerar los siguientes aspectos:
Describir las vías de impacto al ambiente por los pozos.
Analizar algunas posibles acciones a tener en cuenta.
El pozo de petróleo genera una gran variedad de tipos de desechos, la
caracterización de los mismos se basa en observaciones y mediciones
standars.
2.4. MANUAL:
Esta palabra originaria del latín, proviene del vocablo manualis, su raíz
manus es alusiva al sustantivo mano mientras que su terminación alis
significa relación o pertenencia.
Por lo cual se concluye que es el conjunto o guía de instrucciones útiles
para cualquier uso, desde como armar una bicicleta hasta como organizar
las labores de los empleados de una empresa pero con la característica
principal de ser un conocimiento sintetizado, claro y preciso que está a la
mano y que al estar al alcance de cualquier individuo debe tener la
suficiente capacidad de transmitir conocimientos e información que
garantice que el lector de desenvuelva en cualquier situación a fin de
trabajo.
Un diccionario define la palabra “MANUAL” como un libro que contienen lo
más sustancial de un tema, y en este sentido, los manuales son vitales
para incrementar y aprovechar el cumulo de conocimientos y experiencias
de personas y organizaciones.
23
Los manuales son una de las herramientas más eficaces para transmitir
conocimientos y experiencias, porque ellos documentan la tecnología
acumulada hasta ese momento sobre un tema.
Así encontramos manuales muy especializados en todos los campos hay
manuales de planeación estratégica manuales de políticas y
procedimientos que permitan a una organización formalizar sus sistemas
de trabajo y multiplicar la tecnología.
2.4.1. MANUAL PARA MANTENIMIENTO DE OLEODUCTOS
Siendo el objeto de nuestro estudio la instancia petrolera en el control de
riesgos y mantenimiento de oleoductos, este manual pretende ser un
instructivo que motive a un mejor desempeño de los empleados que dan
mantenimiento a la infraestructura, a los empresarios que deberán estar
pendientes a las sugerencias, recomendaciones aquí planteadas y al
público en general que desee conocer más a profundidad este tema sin
necesariamente ser un profesional en esta área.
Figura 6. Mantenimiento Fuente: Petroamazonas EP
Los manuales para de Operación y Mantenimiento del Oleoducto permiten
registrar los procedimientos necesarios para un adecuado tratamiento del
24
oleoducto con la finalidad de minimizar cualquier tipo de riesgo o
problema ocasionado por una mala práctica y manejo del oleoducto.
Las evaluaciones de riesgo deben iniciarse como parte de la preparación
para enfrentar los derrames de hidrocarburos a fin de asegurar que los
planes de emergencia estén dirigidos hacia las fuentes de riesgo más
altas. Los programas de capacitación y los equipos de contramedidas se
pueden organizar sobre la base de un entendimiento de las
consecuencias de mayor trascendencia. Los programas de mantenimiento
diseñados para reducir los incidentes de derrames de hidrocarburos se
pueden dirigir hacia las mayores fuentes potenciales de derrames.
La incidencia de un manual para el mantenimiento y procesos de
tratamiento del oleoducto permite contar con una guía para evaluar los
problemas de riesgo en los oleoductos. Para Myles, et. al. (1998)
especifican que el marco para realizar una evaluación de riesgos por lo
general consiste en cinco pasos:
Tabla 4. Pasos para realizar una evaluación de riesgos
Fuente: Myles, et. al. (1998. pág.1)
1 er Paso Planificar la evaluación de riesgos.
2 do Paso: Analizar los peligros: identificar y describir los escenarios de derrame de hidrocarburos.
3 er Paso Analizar la probabilidad de los escenarios de derrame.
4 to Paso Analizar las consecuencias de los escenarios de derrame.
5 to Paso Caracterizar los riesgos de los escenarios del derrame
6 to Paso: Administrar los riesgos
25
2.4.1.1. NORMAS DE OPERACION
Figura 7. Normas de operación Fuente: Petroamazonas EP
Dentro de un manual de operación y mantenimiento, constan normas y
lineamientos básicos de operación con el fin de ofrecer al usuario un
mejor desempeño y destreza al momento de ejecutar las actividades
dispuestas en el manual.
Por tanto las normas de operación son un conjunto de procedimientos,
disposiciones y actividades que precisan la manera de operar un sistema,
programa o maquinaria, con el objetivo de lograr operaciones de eficacia.
Tabla 5. Normas
Fuente: Díaz (2005) p. 146
26
Conforme a lo mencionado anteriormente se determina que las normas de
operación en actividades relacionadas a la construcción, exploración,
explotación y trasporte de petróleo establecen pautas para ajustar dichas
actividades a las diferentes características como tipo de terreno, suelo,
vegetación, entre otros.
La norma más importante dentro de las operaciones es el análisis de
construcción de oleoducto e instalaciones de las estaciones, por lo que es
necesaria una serie de estudios que determinen la factibilidad de
construcción.
Los siguientes procedimientos son necesarios para incorporar las
inquietudes y restricciones ambientales al diseño y selección del trazado
del oleoducto:
Estudios preliminares
Estudios detallados
Evaluación del impacto ambiental
Plan de protección ambiental
Plan de contingencia
Los estudios preliminares identifican alternativas de trazado viables desde
la perspectiva técnica y la ambiental, y analizan las ventajas y desventajas
de cada trazado.
Los aspectos más significativos que un manual de operación debe
registrar y considerar son de tipo biofísicos (hace referencia a toda lo
concerniente a la naturaleza y su estructura) y sociales (refiere al ser
humano y las actividades que lo caracteriza).
27
Aspectos biofísicos
Geología.- Un análisis del carácter geológico, facilidad de excavación,
profundidad, del estrato de roca, topografía, gradiente de pendiente e
historia sísmica.
Suelos.- Una revisión del tipi de suelos y su susceptibilidad a la
erosión.
Hidrología.- Identificar la distribución espacial de tierras fangosas,
canales de agua y lagos. Considerar tamaño, profundidad e impactos
evidentes.
Vegetación.- Una revisión del tipi de vegetación, su distribución e
impactos potenciales.
Fauna.- Identificar el hábitat de la fauna, su distribución y áreas
críticas. puede ser necesario considerar especies en peligro de
extinción o protegidas y su hábitat clave.
Peces.- Identificar hábitat acuático crítico y los impactos potenciales.
Clima.- Un análisis general de las condiciones climáticas y de
posibles bloqueos climáticos entre estaciones.
28
Aspectos sociales
Agricultura.- Una revisión general del tipo de uso asignado a la tierra,
actual y futuro.
Bosques.- Identificar áreas de cultivo existentes y propuestas ya
actividades asociadas.
Recursos.- Identificar áreas de extracción existentes y propuestas y
actividades asociadas, tales como depósitos de ripio.
Desarrollo.- Considerar el desarrollo urbano, rural e industrial
existente, planeado y potencial.
Trasporte.- Identificar infraestructuras existentes y planeadas tales
como caminos, líneas de ferrocarril y líneas de energía.
Recreación.- Parques y lugares de recreación existentes y
propuestos.
Sitios históricos.- Identificar la ubicación de sitios arqueológicos,
históricos y paleontológicos.
Legislación.- Identifica leyes y políticas que puedan influenciar la
selección del trazado.
Otra de los puntos que contempla las normas de operación refiere al
manejo de tuberías. Esta actividad hace alusión a todo el sistema que
comprende el transporte, distribución del petróleo y sus derivados a lo
largo de todo el equipo de tuberías. Este proceso abarca la descarga de
las tuberías, la colocación d la misma de acuerdo del trazado del
29
oleoducto, el proceso de soldadura, revisión, recubrimiento, y
funcionamiento.
Además, se incluye en el manejo de tuberías para el trasporte de petróleo
medidas necesaria para protección, con la finalidad de minimizar o reducir
al máximo los impactos provenientes por el manejo de las mismas.
Dejar un espacio entre tuberías e intervalos designados para permitir
el acceso de vehículo, y el movimiento de fauna hacia las áreas de
brebaje y alimentación. Los espacios entre tuberías, pilas de subsuelo
y suelo superficial, y tapones en zanjas, deben coincidir entre sí.
En terrenos agrícolas y áreas, cuando sea posible, trasportar el
equipo y los materiales hasta la línea de la zanja, después del
removido del suelo superficial pero antes de la excavación, para
minimizar la compactación del suelo.
En áreas erosionables, donde el doblado de tuberías es preferible a la
nivelación del derecho de vía, doblar la tubería hasta su máximo limite
permisible.
Minimizar el largo de la zanja abierta bajando las tuberías tan pronto
estén preparadas, para reducir la interferencia con el duelo de la
tierra, el ganado y la fauna.
Desaguar la zanja en superficies estables que no causen erosión o
sedimentación de cursos del agua.
Desechar adecuadamente las barras de soldadura. Las barras de
soldadura gastadas no deben ser dejadas en el suelo o en las zanjas.
30
En área de alto riesgo de incendio, suspender los trabajos de
soldadura durante periodos de mucho viento.
Asegurar un buen cojín en la zanja, donde sea requerido. No usar
suelo superficial como cojín.
Figura 8. Mantenimiento Fuente: Petroecuador EP
Finalmente en la guía para la administración ambiental del diseño,
construcción, operación y mantenimiento de oleoductos de ARPEL señala
que las operaciones y mantenimiento deben asegurar de alguna manera o
cubrir todos los temas de cuidado ambiental, para esto la importancia de
mantener íntegramente el oleoducto posibilita reducir al máximo los
posibles riesgos por manejo de operaciones del oleoducto.
Por lo tanto, toda actividad petrolera se rige bajo normativas y
lineamientos establecidos por diferentes instancias cuyo objetivo principal
es establecer responsabilidad ambiental, reduciendo al máximo todo
posible impacto, pero sobre todo garantizando el derecho a la vida.
31
Las normativas vigentes que regulan las actividades hidrocarburíferas en
el Ecuador son:
Carta magna
Ley de hidrocarburos
Ley de gestión ambiental
Decreto ejecutivo Nº 1215
Ordenanzas
Decreto ejecutivo Nº 026
Compendio de normas PETROECUADOR.
Conforme a lo que se establece en la constitución de la República del
Ecuador es una obligación del Estado garantizar la protección del
patrimonio natural y cultural del país. Así se establece en el “Art. 3. Son
deberes primordiales del Estado: 7. proteger el patrimonio natural y
cultural del país” (p. 17).
Figura 9. Derechos de la Naturaleza
Fuente: Petroamazonas EP
32
De igual manera estas actividades se regulan con la ley de gestión
ambiental en esta se establece el marco legal sobre políticas de medio
ambiente, obligaciones, responsabilidades, sanciones, entre otras.
Art. 1.- La presente Ley establece los principios y directrices de política
ambiental; determina las obligaciones, responsabilidades, niveles de
participación de los sectores público y privado en la gestión ambiental y
señala los límites permisibles, controles y sanciones en esta materia.
Art. 3.- El proceso de Gestión Ambiental, se orientará según los principios
universales del Desarrollo Sustentable, contenidos en la Declaración de
Río de Janeiro de 1992, sobre Medio Ambiente y Desarrollo.
Desarrollo Sustentable.- Es el mejoramiento de la calidad de la vida
humana dentro de la capacidad de carga de los ecosistemas; implica la
satisfacción de las necesidades actuales sin comprometer la satisfacción
de las necesidades de las futuras generaciones.
Figura 10. Conservación de la Naturaleza
Fuente: Petroamazonas EP
33
Figura 11. Ambiente sano Fuente: Petroamazonas EP
Por otro lado de acuerdo a la ley de hidrocarburos regula toda actividad
petrolera, preservando la vida y el medio ambiente.
PAM EP desarrolla su gestión social de una manera holística. Todos los
componentes de su Programa de Responsabilidad Social y Relaciones
Comunitarias se enfocan en elevar la calidad de vida de las poblaciones
asentadas en sus áreas de influencia. Esta gestión integral será la que
permita a la empresa medir después un lapso de tiempo el real impacto
en la erradicación de las condiciones de vulnerabilidad de las
comunidades y/o poblaciones que conviven en su operación.
Figura 12. Responsabilidad Social
Fuente: Petroamazonas EP
34
CAPITULO III
3. METODOLOGIA
3.1. DETECCION DE FUGAS
La posibilidad de detectar un posible derrame de crudo en el espacio
marítimo a partir de una fuga es muy valiosa puesto que no se pierde tan
solo millones del capital de cada país sino que la contaminación y efectos
colaterales en residentes a estas zonas son catastróficos.
El petróleo se esparce bajo la influencia combinada de la gravedad y la
tensión superficial formando al principio manchas oscuras, cuyo color se
va reduciendo progresivamente hasta tomar unos brillos iridiscentes o
plateados en los bordes, aunque algunos crudos extremadamente
viscosos y pesados no se expanden mucho y forman solamente parches
redondeados casi sin brillo. Otra característica de muchos crudos y
algunos combustibles, como fuleois pesados, es la formación de
emulsiones de agua en petróleo caracterizaos por tomar una coloración
marrón anaranjado y un aspecto compacto.
Datos de modos de cuantificación de pérdida de hidrocarburo de acuerdo
la apariencia de esta masa viscosa vista desde el control aéreo.
Tabla 6. Relación aproximada entre el brillo y el grosor de un derrame
Apariencia
Espesor Apx. (mm)
Volumen Apx. ( / )
Apenas visible 0.00005 0.05
Brillo plateado 0.00010 0.10
Primeras trazas de color 0.00015 0.15
Pocas bandas de colores brillantes 0.00025 0.25
Muchas bandas de colores brillantes 0.00050 0.50
Bandas de colores mates claros 0.00100 1.00
Bandas de colores mates oscuros 0.00200 2.00
35
Bandas de colores crema claro 0.00500 5.00
Bandas de colores marrón oscuro 0.01000 10.00
Parches marrones claro/ oscuro 0.02500 25.00
Nódulos negros sobre fondo marrón 0.05000 50.00
Franjas marrón oscuro 0.10000 100.0
Franjas colores oscuros y negro 0.25000 250.0
Mancha compacta, colores café
oscuro
0.50000 5000.0
Mancha continua totalmente negro 1.00000 10000.0
Fuertemente negro con ondulaciones
amortiguadas
2.00000 20000.0
Fuertemente negro sin ondulaciones 3.00000 30000.0
Fuente: Petróleos de Venezuela PDVSA
Cuando desafortunadamente se produce un derrame de hidrocarburos se
recurre al reconocimiento aéreo de esta fuga masiva de aceite negro, para
sí organizar efectivamente las operaciones posteriores a esto como son;
la de recolección, contención, etc.
3.2. RADAR DE VISION LATERAL
Se utiliza para detectar un derrame y definir su extensión. No obstante
presenta las siguientes limitaciones:
El rango de sensibilidad depende del tamaño de la mancha y de las
condiciones ambientales.
La distancia no debe ser superior a los 20 kilómetros.
Proyecta una imagen radar plana.
Para asegura una buena definición, la mar debe estar agitada por
vientos superiores a los cinco nudos.
36
3.3. DETECCION VISUAL DE AREAS CONTAMINADAS
3.3.1. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL
Las vías de acceso y de la pista del oleoducto ha provocado el
taponamiento de un sin número de vertientes y esteros, En nuestro
estudio, se registró el taponamiento y la contaminación de 157 esteros,
fuentes de agua y mangueras de agua potable. Este taponamiento resulta
del uso de un tecnología” inadecuada de la negligencia de los
trabajadores y de la falta de recursos económicos disponibles para mitigar
los impactos sobre el medio ambiente, en particular en las propiedades de
los campesinos pobres.
3.3.2. PLAN DE PREVENCIÓN
La planificación oportuna de un plan preventivo o de contingencias es la
clave para cualquier tipo de emergencia. Tales como medidas de
seguridad pública; en el caso de los siniestros de los buques petroleros
que ponen en entredicho debates de impacto ambiental en industrias
pesqueras.
Estos planes se encuentran dividido en dos partes principales, la parte
estratégica y la operativa, la primera es donde se definen las estrategias
para mermar en caso de que se dé la crisis petrolera, mientras que el
aspecto operativo consiste en describir los procedimientos a seguir una
vez ya dado el derrame de crudo hidrocarburifero.
3.4. CONTAMINANTES
Los Hidrocarburos pueden ser de origen alifático o aromático y su
presencia acuosa debe ser menor a 0,5 mg/l y menor a ello con dos
puntos si el promedio contaminante es anual, en el suelo estos
37
porcentajes difieren de acuerdo al terreno donde el crudo haya sido
derramado. La presencia de los aromáticos necesita de procesos
complejos para su detección y ellos deben estar tan alejados como sea
posible de aguas de consumo humano.
3.5. RECUPERACION DE PRODUCTO
La OMI (Organización Marítima Internacional) (2005) determina:
Tabla 7. Dispositivos de recuperación: Equipos de raseras Tipos de
raseras y su aplicación
Dispositivos de compuerta
Dispositivos de adhesión
Dispositivos de Inducción
Estos dispositivos han sido diseñados para recuperar hidrocarburos flotantes en superficies marinas
Estos están provistos de una compuerta posicionada en la interfaz que distingue entre las categorías de hidrocarburos y agua, para sustraer solo los hidrocarburos flotantes “Estas raseras suelen disponer de flotadores ajustables que hacen posible que la compuerta quede emplazada de forma óptima para recoger tantos hidrocarburos y tan poca agua como sea posible” (p. 80)
Estos sistemas utilizan espacios afines a los hidrocarburos a las que se adhieran con mayor facilidad los hidrocarburos dispersado en el mar ”Los hidrocarburos que se adhirieron a las partes oleofilas son extraídos del agua y, dependiendo de su construcción , se rascan o se exprimen estas partes para eliminar los hidrocarburos” (p.80)
Estos mecanismos funcionan a partir del movimiento de las corrientes marítimas
“Debido al modo en el que operan , se suelen incorporar a los buques, los cuales pueden o no tener medios de propulsión” (p.80)
Tipo de raseras: compuerta de fuerza
Este mecanismo emplea una compuerta menos compleja que las primeras para recoger las capas superficiales de crudo derramado “Se consigue la flotación mediante flotadores fijos y/o de ajustes a distancia. Los hidrocarburos recogidos son bombeados a través de una bomba de tornillo reversible ” (p.83)
Tipo de rasera: compuerta de combinación de compuerta y barrera
Este mecanismo combina otros dispositivos con la combinación J, está dotado por una compuerta y dos buques empleados para la recuperación de hidrocarburos.
Fuente: Según La OMI (Organización Marítima Internacional) (2005, pág. 86)
38
3.6. PROCESO DE SOLDADURA
Aunque en algunos casos se utiliza la llama oxiacetilénica, normalmente,
las uniones en tubería suelen realizarse por arco con electrodos
revestidos. También se emplea con bastante frecuencia el método MIG,
sea manual, semiautomático o automáticamente. La soldadura de tubos
se considera como una especialidad en sí misma.
3.6.1. SOLDADURA DE TUBERIA
Las tuberías son los mecanismo directos de traspase de fluidos de
distintas naturalezas (liquidas, solidas, gaseosas o plasmáticas) agua,
petróleo, gas, etc. Se encargan de comunicar dos aberturas opuestas
pertenecientes a distintos cuerpos como edificios, refinerías, etc. Esta
fusión de cuerpos de consigue mediante de kilómetros de tubería soldada.
La soldadura es el método más empleado y sencillo para esta
comunicación de cuerpos. Puesto que mecanismo como tuberías
atornilladas representan un riesgo que muchas veces entorpece la
circulación del crudo pesado y acelera fugas y fisuras en las tuberías.
3.7. EQUIPOS E INSTRUMENTOS
Con la información recopilada sobre cada equipo, se elabora la ficha
llamada “Registro del equipo”, un formato que identifica al equipo y
contiene las características y datos más importantes, tales como los
siguientes: código del equipo, sección, fecha de adquisición e instalación,
capacidad, fabricante, modelo, número de serie, características técnicas,
partes principales, criticidad, etcétera. La cantidad de estas:
Registro de equipos
Descripción de las actividades de mantenimiento
Plan estratégico
39
Orden de trabajo
Solicitud de repuestos y materiales
Reporte semanal
Historial de los equipos
Manual de mantenimiento
Manual para eliminar averías
3.8. PROCEDIMIENTO METODOLOGICO
3.8.1. Método
Esta investigación tiene un enfoque de tipo cualitativo, por cuanto la
información, tanto para ubicar la problemática de la Operación y
Mantenimiento del Oleoducto EPF Palo Azul B - El Eno perteneciente a
Petroamazonas EP, Bloque 18 - Amazonía Ecuatoriana, puede ser
recogida y analizada con mayor profundidad; ya que el uso de la
bibliografía y documentación correspondiente, así como las experiencias
concretas que nos puedan relatar los encargados de cada área y el
personal administrativo, nos permitirán averiguar no solo los objetivos sino
también, su orientación e intereses particulares.
Es importante señalar que la metodología cualitativa que se usa en esta
investigación tiene la finalidad de comprender con cierta profundidad el
fenómeno de estudio. De tal manera que se trata de un estudio a nivel no-
pro balístico, pues no usa ninguna técnica de carácter estadístico, es
decir, se trata de un estudio que intenta describir y analizar la
intencionalidad de un fenómeno a fin de alcanzar una comprensión
profunda y acertada sobre el análisis la Operación y Mantenimiento del
Oleoducto EPF Palo Azul B - El Eno perteneciente a Petroamazonas EP,
Bloque 18 - Amazonía Ecuatoriana.
40
3.8.2. Alcance
Se han usado para esto técnicas también de tipo cualitativo: en primer
lugar se recogerá información por medio de la entrevista con el objetivo de
recopilar las diferentes visiones; y también la técnica de observación
directa para determinar la puesta en marcha de la Operación y
Mantenimiento del Oleoducto EPF Palo Azul B - El Eno perteneciente a
Petroamazonas EP, Bloque 18 - Amazonía Ecuatoriana. La información
recogida sobre el tema de esta investigación se obtuvo mediante la
revisión documental y selección de la bibliografía pertinente, así como el
uso del internet. El proceso de investigación cuenta con cuatro fases,
típicas de una investigación de tipo cualitativo:
a) Preparativa. En esta fase se ha elaborado el diseño y reflexión del
proyecto de investigación.
b) Trabajo de campo. Recolección de datos y observación.
c) Analítica. Análisis, verificación e interpretación de resultados.
d) Conclusión y propuesta.
41
CAPÍTULO IV
4. PROPUESTA
4.1. Tema
Manual de operación y mantenimiento para un buen uso y tratamiento del
oleoducto de 12 pulgadas EPF Palo Azul B – El Eno Petroamazonas –
Bloque 18.
4.2. Objetivos
4.2.1. Objetivo General
Proponer un manual para el buen uso del oleoducto que transportara el
petróleo existente en los campos Pata y Palo Azul y será de 12 pulgadas
EPF Palo Azul B – Bloque 18.
4.2.2. Objetivos Específicos
Dotar de normativas para la manutención de oleoductos
Evitar riesgo de derrames de crudo
Reducir la contaminación natural
4.3. Justificación de la propuesta (técnico, económico)
El año del 1972 es el año del Boom petrolero, la explotación y previo
descubrimiento del llamado oro negro y que paradójicamente por un
aumento del PIB deslumbró en cuanto a la capacidad de endeudamiento
a la junta militar a cargo del país, esta adquisición de préstamos e
hipotecas con el FMI, sería la futura causa de crisis y procesos de
sucretización.
42
Desde 1972, año en el cual entro en funcionamiento el oleoducto
transecuatoriano que interconecta la estación central de recolección (Lago
Agrio) en el terminal petrolero (Balalo) y con la Refinería Estatal
(Esmeraldas), se han derramado 271,949 barriles, con graves
consecuencias económicas y ecológicas. De acuerdo a las estadísticas,
los sitios en los que se registra el mayor número de derrames se localizan
entre los kilómetros 173 (seis casos) y 156, en la vía a la Costa. El mayor
derrame se produjo durante el terremoto de marzo de 1987, cuando se
rompió el oleoducto (en el kilómetro 95) y se esparcieron 57,161 barriles
de crudo.
Por este motivo con el siguiente manual intentamos evitar la mayor
cantidad de derrames a causa de la corrosión o deterioro de las
instalaciones, la contratación obligatoria de ingenieros ambientales y la
responsabilidad social y económica por los posibles daños reducidos en
su mínima expresión, para con el medio ambiente y quienes lo habitan
incluidos los ciudadanos oscilantes a focos de contaminación masiva
como pozos petroleros, derrames y contaminación del agua y el suelo.
4.4. Manual De Operaciones y Mantenimiento
4.4.1. OBJETO
El objeto del Manual de Operación y Mantenimiento, aparte de lo antes
expuesto, es cubrir los requerimientos básicos para procurar una
operación confiable y de máxima seguridad para el personal, las
instalaciones y el ambiente, para lo cual es fundamental realizar un
mantenimiento preventivo oportuno.
Los procedimientos aquí señalados son solamente una guía y no eximen
de la responsabilidad individual de los operadores y de la compañía para
43
ejecutar acciones prudentes en cada circunstancia particular para
asegurar una operación eficiente.
4.4.2. INTRODUCCIÓN
PETROAMAZONAS EP opera el Bloque 18 y programo producir un
volumen mayor de crudo para lo cual construyo el Oleoducto de 12
pulgadas que corre desde Palo Azul B hasta la intersección con el
Oleoducto de Petroproducción de 26 pulgadas en El Eno. El Oleoducto
tiene una longitud de 15.84 kilómetros La capacidad de este Oleoducto es
de 60.000 BPPD.
El oleoducto EPF- Palo Azul B – El Eno inicia su recorrido en el Lanzador
de 6” (TL-102) ubicado en la EPF de la estación Pata del Bloque 18,
llegando a través del oleoducto de 6” y 11 Km de longitud hasta el
Receptor de 6” (TR-102) ubicado en Palo Azul B. Este receptor está
conectado al Lanzador de 12” (TL-101) ubicado en Palo Azul B, llegando
a través del oleoducto de 12” de 15.84 Km de longitud, al receptor de 12”
(TR-101) ubicado en el área de El Eno, en la interconexión con el
Oleoducto de 26” Sacha Central – Lago Agrio de Petroproducción.
El nuevo oleoducto de diámetro nominal 12”, tiene un espesor de
0,312”, es de acero al carbono API 5L X42, con un rating de ANSI
600#, este oleoducto está enterrado en todo su trayecto y tiene
revestimiento externo polipropileno triple capa.
Las instalaciones en la EPF que se está utilizando para la operación
del oleoducto son las siguientes:
Dos tanques de almacenamiento de crudo T-520 A/B con una
capacidad 5.000 BLS cada uno
Tres bombas de precarga P-512 A/B/C de 40 HP con capacidad
de 12.000 BLS a una presión de 100 Psi
44
Unidad L.A.C.T. con capacidad hasta 25.000 BPPD
Cuatro bombas de despacho P-513 A/B/C/D de 150 HP con
capacidad 6.000 BPPD a una presión de 1.200 Psi
4.4.3. PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Los parámetros básicos de operación del oleoducto son:
Tabla 8. Parámetros básicos de operación del oleoducto Crudo liviano de API 27.4
Capacidad 20.000 BOPD
Temperatura de operación 68ºF
Presión en la cabecera del oleoducto (EPF) 875 Psig
Presión de entrada al Oleoducto de 26 303 Psig
B&SW <0.5%
Contenido de Azufre 0.71%
Viscosidad 21.28 cS Fuente: Mnto. de Línea del Poliducto Shushufindi-Quito
4.4.4. OPERACIÓN
a) LINEAMIENTOS GENERALES
Toda operación manual debe estar comandada por el supervisor de
operación respectivo, quien debe tener conocimiento actual de las
operaciones automáticas que estén en curso.
Antes de iniciar cualquier operación se debe asegurar que todos
los permisos de trabajo estén actualizados y debidamente
autorizados.
45
Que las instalaciones estén en buenas condiciones de
operabilidad.
Que los productos tengan todos sus parámetros dentro de los
rangos de calidad aceptables, entre los más importantes: API,
BS&W, Temperatura, viscosidad, etc.
Que los volúmenes de los productos sean los suficientes para
realizar la operación planificada.
El crudo producido viene directamente desde los tanques de
almacenamiento T-520 A/B de capacidad 5.000 barriles cada uno.
Estos tanques tienen un sistema de gas blanket controlado por
válvulas PCV set @ 3” de H2O.
El crudo proveniente desde los tanques fluye a través de las líneas
10”-31104-A1 y 10”-31112-A1 hacia las líneas de 6” de succión de
las bombas booster P-512 A/B/C de 40 HP y 12.000 BPD de
capacidad a 100 Psi cada una. Cada línea de descarga de las
bombas tiene una línea de recirculación con un orificio de
restricción que le garantiza un flujo mínimo a las bombas. Las
líneas de circulación van a un cabezal línea 4”-31114-A1 y a los
tanques de almacenamiento de crudo T-520 A/B, a través de la
línea 4”-31115-A1.
El crudo descargado por las bombas pasa a través de la línea 8”-
31224-A1, a la unidad LACT que consta de tres sistemas de
medición instalados en paralelo, uno a través de una tubería de 3”
y los otros dos a través de una tubería de 6”. En estos sistemas
están los FIT que están ligados al sistema SCADA. Se dispone de
una unidad LACT UL-001 existente y las UM-3101/UM-3102
nuevas.
46
El crudo medido en la unidad LACT pasa a través de la línea 8”-
31234-A1 al cabezal de succión 6”-31113-A1 y a las líneas de 6” de
succión de las bombas de transferencia Wheatley P-513 A/B/C/D
de 150 HP y una capacidad de 6.000 BPD a una presión de 1.200
PSI cada una. Cada bomba tiene una línea de circulación de 2” con
una válvula manual, que conecta la línea de descarga con la
succión. Esta recirculación es para el arranque de las bombas.
Las bombas P-513 A/B/C/D descargan al cabezal de 4”-31138-C1,
después a las líneas 6”-31227-C1 y 6”-31204-C1. Esta última línea
conecta hacia Palo Azul B a través del oleoducto de 6” y 11Km de
longitud
El oleoducto de 6” proveniente de la EPF de la estación Pata llega
a Palo Azul B y se conecta con el oleoducto de 12” antes de la
trampa lanzadora TL-101. Desde este oleoducto el crudo producido
es enviado hasta su interconexión con el oleoducto de 26” de
Petroproducción en El Eno.
b) PRESIÓN DE OPERACIÓN
Se debe tomar las precauciones para que la presión en cualquier
punto del oleoducto, la presión máxima de operación tomando en
consideración la presión residual de la línea en condición estática y
la cabeza de presión estática dentro del oleoducto no debe exceder
el límite de presión interna de diseño y que el incremento de
presión debido al bombeo en cualquier punto del oleoducto no
debe exceder el 10% de la presión de diseño.
Para el oleoducto de 6” existente la presión de operación es 675
Psig. La presión de diseño es 2130 Psig.
47
Para el oleoducto de 12” la presión de operación será 675 Psig. La
presión de diseño es 1350 Psig.
El oleoducto de 12” cuenta con dos (2) válvulas de alivio térmico de
1” x 1”, una (1) instalada en la trampa lanzadora TL-101 ubicada en
Palo Azul B, y la otra en la trampa de recibo TR-101 ubicada en El
Eno. Estas válvulas tendrán sus puntos de ajuste a 1300 Psig y
descargarán a un sumidero abierto a la atmósfera. Las válvulas
serán probadas y calibradas periódicamente por personal
capacitado para asegurar su trabajo eficiente.
4.4.5. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO
4.4.5.1. OBJETO
El objeto de este sistema es almacenar crudo en especificaciones en los
dos tanques de 5000 barriles cada uno instalados en la EPF de Pata.
Figura 13. Almacenamiento de Petróleo Fuente: Petroamazonas EP
48
4.4.5.2. ALCANCE
Describir las actividades vinculadas con la operación de los tanques de
almacenamiento.
4.4.5.3. RESPONSABLES
Líder del Servicio
Personal de Operación y Mantenimiento
4.4.5.4. PROCEDIMIENTO
Descripción del Proceso
El sistema de almacenamiento de Crudo lo conforman dos tanques de
almacenamiento, T-520 A/B, de 5000 barriles de capacidad cada uno con
39 pies de diámetro y 24 pies de altura, le dan a la planta una capacidad
de almacenamiento de aproximadamente 1 día de producción. Están
provistos de sistema de gas de blanqueo, con este se mantiene una
presión positiva sobre el tanque a base de hidrocarburos, esto evita la
corrosión del recipiente al no permitir la presencia del oxígeno y previene
la formación de mezclas explosivas. Los dos tanques están comunicados
por una línea de rebose, que permite el paso del crudo de un tanque al
otro en caso de sobre llenado de uno de ellos. Disponen de dos bombas
“booster” P-2103 A/B, de 2000 BPD de capacidad y 100 psig de presión
de descarga, con motor eléctrico de 15 HP, como bomba de recirculación
para drenar el agua decantada durante el almacenamiento ó enviar el
crudo fuera de especificaciones de nuevo al tratador térmico.
Como equipos de protección los tanques cuentan con válvulas de presión
y vacío PVSV´s, las cuales operan así: cuando la presión interna supera
las 3” de agua, la válvula se abre liberando el exceso de presión a la
atmósfera.
49
Figura 14. Válvula de presión y vacio
Fuente: Varec Biogas Product
Cuando el tanque está entregando el crudo a las bombas se genera en el
recipiente un vacío, el cual si no es compensado puede hacer que el
tanque experimente implosión (chuparse, colapsar), si se llega a una
presión de (-) 2” de H2O la válvula de vacío abre. Las válvulas
reguladoras de gas de blanqueo, PCV-T520 A/B son las encargadas de
permitir el acceso de gas al tanque tan pronto se detecte una presión de
0” de H2O y que salga cuando la presión sea de 2” de H2O, enviando el
gas a la tea. Solo cuando estas válvulas no operen correctamente,
operarán las válvulas de presión y vacío.
Los vapores generados en los tanques T-520 A/B van a través de un
cabezal de recolección hacia la nueva Unidad Recuperadora de Vapores
PK-500. La tubería de salida de vapores de cada tanque cuenta con un
arresta llamas para la protección contra la entrada de chispa o llama al
tanque.
50
Operación
El operador debe seleccionar el tanque que recibe y el que entrega.
Cuando un tanque recibe el crudo de producción no tiene ningún sistema
de control que impida que se sobrellene cerrando la entrada, sólo alarmas
por alto nivel que deben alertar al operador y por muy alto nivel que
activan el ESD o parada general de la planta. Para evitar derrames, los
tanques tienen un sistema de rebose que por sobre llenado permite que el
crudo pase al otro tanque, mientras el operador logra cerrar la válvula de
entrada al tanque y si no logra hacerlo antes de que se llenen ambos
tanques cuentan con un rebose que envía el exceso a la caja de drenajes
abierto. Previo a la puesta de un tanque a entrega, se debe drenar para
evitar que el crudo arrastre agua y saque el crudo de especificaciones al
pasar por el analizador de BS&W que tiene la unidad LACT.
De igual forma, cuando está entregando, en caso de que el operador no
vea que el tanque está vacío y no ha alineado el siguiente, cuentan con
un switch que por muy bajo nivel envía una señal apagando las bombas
de precarga de crudo y de exportación, evitando que la línea de precarga
se quede sin líquido o succión, llegue gas y cause cavitación en las
bombas, generando fallas mecánicas en los equipos.
Si por alguna circunstancia el crudo almacenado se presenta fuera de
especificaciones la bomba de recirculación P-2103, permite enviarlo de
nuevo al tratador térmico para su tratamiento.
Instrumentación y Protecciones
Para su operación cuenta con los siguientes instrumentos y accesorios de
seguridad:
51
Tabla 9. Instrumentación y Protecciones
Instrumentos Descripción Puntos de
ajuste
TW/TI-T520 A/B
Indicación local de
temperatura de los
tanques
LI-T520 A/B Indicación local de nivel.
LSHH/LAHH-
T520 A/B
Switch por muy alto nivel
de cada tanque, envía
señal al panel de alarmas
generando ESD o parada
de planta.
258”
LSH-LAH-T520
A/B
Switch por alto nivel de
cada tanque, envía señal
al panel de alarmas.
243”
LSLL-T520 A/B
Switch por muy bajo nivel
de cada tanque, envía
señal apagando las
bombas de precarga y de
exportación de crudo.
28”
PVSV-T520 A/B
Válvulas de presión
y
Vacío de los tanques.
3” de H2O
2” de H2O
PCV-T520 A/B
Válvulas reguladoras del
gas de blanqueo a los
tanques.
2” de H2O
Arresta llamas
Protección contra la
entrada de chispa ó llama
al tanque.
52
DPT-T520A-1
DPT-T520B-1
Transmisores de presión
diferencial, envían señal
de alarma por alta caída
de presión
1” H2O
LT-T520 A/B Transmisor de señal de
nivel a la sala de control
Fuente: Mto. De Línea del Poliducto Shushufindi-Quito
4.4.6. SISTEMAS DE BOMBAS DE PRECARGA
4.4.6.1. OBJETO
Llevar el crudo desde los tanques de almacenamiento a la Unidad LACT
de Medición y dar la cabeza de succión necesarios a las bombas de
despacho.
Figura 15. Bomba de precarga
Fuente: Metalizadora
4.4.6.2. ALCANCE
Todas las maniobras a realizar para poner en marcha las bombas que
sirven de precarga para el despacho de crudo.
53
4.4.6.3. RESPONSABLES
Supervisor de producción
Operadores de Producción
Ayudantes de producción
4.4.6.4. PROCEDIMIENTO
Descripción del Proceso
El sistema de bombeo de precarga lo forman tres (3) bombas tipo
centrifuga, P-512 A/B/C, de 12 000 BPD de capacidad y 100 psig de
presión de descarga, con motores eléctricos de 40 HP. Dos en operación,
una de respaldo. Son las encargadas de llevar el crudo desde los tanques
de almacenamiento a la Unidad LACT de Medición y dar la cabeza de
succión necesarios a las bombas de despacho.
Cada línea de descarga de las bombas tiene una línea de recirculación
con un orificio de restricción que le garantiza un flujo mínimo a las
bombas. Las líneas de recirculación van a un cabezal y a los tanques de
almacenamiento de crudo T-520 A/B.
Operación
Para poner en servicio las bombas de precarga, primero se debe alinear
el sistema de medición, seleccionar el tanque de almacenamiento que va
a entregar, alinearlo abriendo la válvula de salida y las de entrada a la
bomba.
Si el operador olvidó abrir alguna válvula desde el tanque a la descarga
de la bomba y la pone en marcha, cada línea de descarga tiene un switch,
PSL-512 A/B/C, que por baja presión para la bomba.
54
Si lo que se olvidó abrir fue la válvula de descarga de la bomba, el orificio
de restricción que tiene cada línea de recirculación a la descarga le
garantiza flujo mínimo a la bomba recirculando al tanque de
almacenamiento y evitando daños a la bomba y recalentamiento del
fluido.
Si durante el bombeo, se bajó el nivel del tanque de almacenamiento y el
operador olvidó alinear el siguiente tanque, el swith de muy bajo nivel del
tanque envía una señal al panel de control de la bomba en operación para
pararla.
El arranque y parada de las bombas es totalmente manual.
Instrumentación y Protecciones
Para su operación segura las bombas disponen de la siguiente
instrumentación:
Tabla 10. Instrumentación y Protecciones
Instrumentos Descripción Puntos de
ajuste
PSL /PAL-31112
Switch por baja presión
del cabezal de succión
de las bombas, envía
señal al panel de
alarmas.
2 psi.
PSL /PAL-P512
A/B/C
Switch por baja presión
de las líneas de
descarga de las
bombas, envía señal al
panel de alarmas.
25 psi.
PI-P512 A/B/C Indicación local de
presión de descarga de Calibración.
55
las bombas.
TW/TI-P512 A/B/C
Indicación local de
temperatura de
descarga de las
bombas.
Calibración.
RO-P512 A/B/C
Orificio de restricción
para recirculación de
flujo mínimo de las
bombas.
1.05”
Fuente: Mto. de Línea del Poliducto Shushufindi-Quito
4.4.7. SISTEMA DE MEDICIÓN: UNIDAD LACT
4.4.7.1. OBJETO
La unidad LACT UL-3101 y los sistemas UM-3101/UM-3102 son los
encargados de medir el crudo de exportación.
Figura 16. Unidad LACT
Fuente: TMC Ingeniería Petróleo y Gas
56
4.4.7.2. ALCANCE
El proceso por el cual se contabiliza el volumen de crudo exportado, así
como la verificación de especificaciones, es decir que el porcentaje de
agua en el crudo sea menor o igual a 0.5 %.
4.4.7.3. RESPONSABLES
Líder del Servicio
Supervisor de producción
Operadores de producción
Ayudantes de producción
4.4.7.4. PROCEDIMIENTO
Descripción del Proceso
El sistema de medición consta de una unidad LACT UL-3101 y las
unidades de medición UM-3101 y UM-3102 instaladas en paralelo. El
crudo proveniente de la descarga de las bombas P-512 A/B/C pasa por la
línea 8”-31224-A1, que tiene dos derivaciones, una de 4” que luego se
reduce a 3” y entra a la unidad LACT existente UL-3101 y otra de 6” que
entra a los nuevos sistemas de medición UM-3101 y UM-3102.
La unidad L.A.C.T. (Lease Automatic Custody Transfer) es un sistema
automático para medir, probar y transferir el crudo producido y
almacenado bajo contrato hacia el oleoducto de despacho.
Cuando el crudo llega al skid de la Unidad L.A.C.T. UL-3101 encuentra un
analizador de BSW AE-101, si el crudo no está en especificaciones
enviará una señal a la válvula de tres vías DV-101 para que desvíe el
crudo hacia el tratador térmico. Si el crudo está en especificaciones pasa
57
por el medidor tipo rotor de desplazamiento positivo, hacia la succión de
las bombas de despacho.
Adicionalmente la unidad L.A.C.T. UL-3101 cuenta con un filtro y un
mezclador después de los cuales está instalado un toma muestras, que
envía el crudo a recipiente de muestras UL-001, en donde después que el
recipiente tenga el nivel apropiado se recircula la muestra para
homogenizarla y llevarla al análisis. El crudo remanente puede ser
enviado al sistema con la ayuda de la bomba de mezcla.
De igual forma, cuando el crudo llega al skid de las nuevas unidades de
medición UM-3101 y UM-3102 encuentra un analizador BSW UM-3101-1,
que enviara una señal a la válvula DV-3101 bi-direccional de 6”, dirigiendo
el crudo a la línea de despacho a través del medidor tipo desplazamiento
positivo con compensación local de presión y temperatura si está en
especificaciones, o desviando el crudo fuera de especificación a la línea
de rechazo hacia el tratador térmico.
Adicionalmente la unidad de medición UM-3101 y UM-3102 cuentan con
un filtro y un mezclador después de los cuales está instalado un toma
muestras, que envía el crudo a recipiente de muestras UL-001, en donde,
después que el recipiente tenga el nivel apropiado, se recircula la muestra
para homogenizarla y llevarla al análisis. El crudo remanente puede ser
enviado al sistema con la ayuda de la bomba de mezcla.
La unidad LACT UL-3101 y las de medición UM-3101 y UM-3102 tienen
conexiones disponibles para la instalación de una unidad de prueba PR-
001 (PROVER LOOP) portable, que sirve para la calibración de los
medidores.
58
Operación
La unidades de medición LACT UL-3101, UM-3101 y UM-3102 son
sistemas que cuentan con todos los accesorios necesarios para realizar
una adecuada medición del crudo de exportación. Para la verificación de
la medida y utilización del proveer para la unidad UL-3101, el operador
debe abrir las válvulas de desvío al proveer y cerrar la válvula 3”-DBB,
para obligar el flujo a pasar por el proveer y permitir su regreso al sistema
y enviarlo a las bombas de despacho. De igual forma para la verificación
de la medida y utilización del prover para las unidades UM-3101 y UM-
3102, el operador debe abrir las válvulas de desvío al prover de este skid
y cerrar la válvula de 6” –DBB, para obligar al flujo a pasar por el prover y
permitir su regreso al sistema y enviarlo a las bombas de despacho.
Si la unidad LACT ha permanecido mucho tiempo fuera de servicio
llegando a vaporizar algo del crudo contenido en la tubería, se puede
presentar un incremento de la presión hasta de 150 psig que se libera por
la PSV-UL3101, enviándolo al sistema de drenajes, protegiendo la tubería
del brazo de medición.
Se recomienda tener en todo momento las válvulas de corte de entrada y
salida de la unidad LACT alineadas para evitar presurizaciones en las
líneas y fugas en el equipo de medición.
Instrumentación y Protecciones
Tabla 11. SKID Unidad LACT UL-3101
Instrumentos Descripción Puntos de
ajuste
AE-101 Analizador de BS&W.
DV-101 Válvula de tres vías.
AS-101 Toma muestras 24 horas.
59
LSH-UL3101
Switch de alto nivel del
recipiente de la toma
muestras.
PSV-UL3101 Válvula de expansión
térmica. 150 Psig.
FT-31111 Medidor de flujo tipo DP
TW-TT/TI-31111 Indicación temperatura
del brazo de medición.
PT/PI-31111 Monitoreo de la presión
del brazo de medición.
Fuente: El investigador
Tabla 12. SKID Unidad de medición UM-3101
Instrumentos Descripción Puntos de
ajuste
BSW-UM-3101-1 Analizador de BS&W.
DV-UM-3101
Válvula de tres vías.
AS- Toma muestras 24 horas.
UM-3101 Medidor de flujo tipo DP
TI-UM-3101 Indicación temperatura
del brazo de medición.
PI-UM-3101-1 Monitoreo de la presión
del brazo de medición.
Fuente: El investigador
60
4.4.8. SISTEMA DE BOMBAS DE DESPACHO
4.4.8.1. OBJETO
Bombear el crudo que se encuentra dentro de especificaciones
cumpliendo con el cupo pre-establecido.
Figura 17. Sistema bombas de despacho
Fuente: JS Industrial
4.4.8.2. ALCANCE
Todas las maniobras a realizar para poner en marcha el sistema de
bombeo de crudo desde Planta EPF.
4.4.8.3. RESPONSABLES
Supervisor de producción
Operadores de producción
Ayudantes de producción
61
4.4.8.4. PROCEDIMIENTO
Descripción del Proceso
Las Bombas de Despacho reciben el crudo enviado por las bombas de
precarga y que ha sido medido en las unidades LACT, proporcionándole
la energía suficiente para llegar al punto de entrega en El ENO. Esta
entrega se hace a través del oleoducto de 6” que va desde EPF a Palo
Azul B, y desde aquí a través del oleoducto de 12” hasta El ENO donde
se conecta con el oleoducto existente de 26” SOTE. Para proteger la
planta por daños en las líneas aguas abajo, se cuenta con una válvula de
shutdown SDV-31112 accionada por interruptores de alta y baja presión,
PSHH/PSLL-31112 A.
Figura 18. Valvula Shutdown
Fuente: JS Industrial
El sistema de bombeo de Despacho lo forman cuatro (4) bombas tipo
reciprocante, P-513 A/B/C/D, de 6000 BPD de capacidad y 1200 psig de
presión de descarga, con motores eléctricos de 150 HP. Tres en
operación y una de respaldo. Cada línea de succión y descarga de las
bombas cuenta con amortiguadores de pulsación (Pulsation Damper) que
disminuye las pulsaciones que causan vibración, desajuste y rotura en las
líneas de conexiones a las bombas.
62
Operación
La operación de bombeo será durante 23 horas diarias. Para poner en
servicio las bombas de despacho primero se debe haber puesto en
servicio la bomba de precarga, abrir 100 % las válvulas de reciclo manual
de las bombas reciprocantes, alinear la unidad LACT, y verificar que la
SDV-31112 esté abierta.
Si el operador olvidó abrir la válvula de succión de la bomba y la pone en
marcha, el cabezal de succión tiene un switch, el PSL-31137, que por
baja presión apaga las bombas. Si lo que se olvidó abrir fue la válvula de
descarga de la bomba, los switch´s PS-HH-P513 A/B/C/D enviarán una
señal apagando la bomba por sobre presión. Si el switch no actúa cada
línea de descarga cuenta con una válvula de seguridad capaz de evacuar
el flujo total manejado por la bomba, son las PSV-P513 A/B/C/D.
El arranque y parada de las bombas es totalmente manual. Para poner en
servicio el sistema de bombeo primero se debe coordinar con el operador
de la Estación de recibo del crudo.
Instrumentación y Protecciones
Para su operación segura las bombas y línea de salida disponen de la
siguiente instrumentación:
Tabla 13. Instrumentación y Protecciones
Instrumentos Descripción Puntos de
ajuste
PSL /PAL-31137
Switch por baja presión del cabezal de succión de las bombas, envía señal al panel de alarmas.
25 psi.
PSHH-P513 A/B/C/D PAHH-P513 A/B/C
Switch por alta presión de las líneas de descarga de las bombas, envía señal al panel de alarmas.
Se quitaron, no existe.
63
PI-P513 A1/B1/C1 Indicación local de presión de succión de las bombas.
Calibración.
PI-P513 A2/B2/C2 Indicación local de presión de descarga de las bombas.
Calibración.
TW/TI-P513 A/B/C/D Indicación local de temperatura de descarga de las bombas.
Calibración.
PSV-P513 A/B/C/D Válvula de seguridad de las bombas P-513 A/B/C/D.
1000 psi.
PI-31112 A/B Indicación local de presión a la salida del crudo en el límite de la planta.
Calibración.
SDV-31112 Válvula de shutdown, aísla la planta.
PSLL-31112 A
Switch por muy baja presión en línea de salida de crudo de despacho. Genera alarma
200 Psig
PSHH-31112 A
Switch por muy alta presión en línea de salida del crudo de despacho. Genera alarma
950 Psig
Fuente: El investigador
4.4.9. SISTEMA DE DETECCION DE FUGAS (LDS),
ATMOS
El nuevo oleoducto de 12” Palo azul B-El Eno tiene un sistema moderno
SCADA de Detección de Fugas.
Existe un transmisor indicador de presión PIT antes de la interconexión
con el SOTE, la cual nos podrá informar permanentemente de la presión
del mismo.
64
Descripción
“Atmos Pipe” detecta fugas analizando datos de flujo y presión usando
técnicas estadísticas. Atmos distingue entre una fuga y cambios
ordinarios de operación usando métodos de reconocimiento de patrones.
“Atmos Pipe” se adapta continuamente a los cambios operacionales en el
ducto, esto asegura confiabilidad en la operación. Atmos requiere menos
instrumentación en los ductos para operar efectivamente. Muchos de
estos sistemas operan solamente usando los datos de flujo y presión en la
entrada y salida del oleoducto.
Figura 19. Esquema básico para detección de fugas Fuente: El investigador
Considere un ducto simple entre dos tanques. En la entrada hay una
bomba, un medidor de flujo, una válvula de control y un medidor de
presión. En la salida hay un medidor de presión, una válvula de control y
un medidor de flujo. Si calibramos cualquiera de los dos medidores en el
área de trabajo para medir exactamente lo mismo irremediablemente
cuando estos son instalados en el ducto, las medidas de flujo terminan
siendo diferentes. Esto es cierto en cualquier ducto y, por
consiguiente, siempre habrá una diferencia en el flujo si se realiza
detección de fugas utilizando solamente el balance de masas. Si
dibujamos el flujo contra la presión del ducto cuando la bomba es
encendida, el flujo se representara como se indica en los gráficos que
siguen:
65
Figura 20. Flujo, Gran diferencia en el flujo
Fuente: El investigador
Ahora vemos que cuando se enciende la bomba hay una gran diferencia
en el flujo como se puede observar en el área roja. Atmos corrige la
diferencia del flujo para incluir la presión y así previene falsas alarmas.
Durante el arranque de la bomba, la diferencia en el flujo es grande
porque la presión está aumentando. Debido a esto, la compensación de
presión e inventario balancea la ecuación y la diferencia corregida del flujo
es reducida. Es por este motivo que se utiliza la diferencia corregida del
flujo.
AtmosPipe identifica cambios operacionales y se
ajusta automáticamente al tiempo de detección.
Si observamos el ducto una vez más, podemos notar como los flujos y las
presiones responden a varios cambios de estados operacionales. A
continuación se detallan algunos de ellos.
Si encendemos la bomba, el flujo y la presión en la entrada aumentan.
66
El flujo y la presión en la salida aumentan también.
Si detenemos la bomba, el flujo y la presión en la entrada disminuyen, al
igual que el flujo y la presión en la salida.
Si abrimos la válvula de control en la salida, el flujo en la salida aumenta y
la presión en la salida disminuye.
Si cerramos la válvula de control en la salida, el flujo en la salida
disminuye y la presión en la salida aumenta.
Si abrimos la válvula en la entrada, el flujo en la entrada aumenta y la
presión en la entrada aumenta.
Si cerramos la válvula en la entrada, el flujo en la entrada disminuye y la
presión en la entrada disminuye.
Cuando una fuga ocurre, el flujo en la entrada aumenta, la presión en la
entrada disminuye, el flujo en la salida disminuye y la presión de la salida
disminuye. Este patrón es único. Atmos automáticamente identifica los
patrones de flujo y presión, y cuando una fuga ocurre este genera una
alarma.
También, Atmo identifica todos los cambios operacionales y
automáticamente hace extender el tiempo de detección. El sistema
continúa buscando una fuga de pequeño tamaño durante los cambios
operacionales. Atmos hace siete chequeos antes de generar una alarma
de fuga para cerciorarse de no dar una falsa alarma.
La aplicación Atmos estará ejecutándose en la computadora Application
del sistema scada DeltaV, la cual realiza cálculos continuamente y
retornará al sistema scada DeltaV continuamente los siguientes datos:
Estado de alarma de detección de fuga
67
Falla de comunicación
ATMOS Watchdog (indica si está corriendo el programa)
4.4.10. SISTEMA SCADA Y NETWORK
El Oleoducto tiene un sistema SCADA (Supervisory And Data Acquisition)
que es un sistema de Automatización completo PCS (Process Control
System) y está concebido para supervisar y controlar el oleoducto entre
las facilidades de proceso y El Eno y tres plataformas de extracción. El
sistema SCADA también incluye un sistema de detección de fugas LDS
(Leak Detection System). El sistema SCADA supervisa y controla todas
las válvulas de paro de Emergencia (ESD), también supervisa la unidad
LACT, transferencia de datos a Quito.
Figura 21. Sistema SCADA Y NETWORK
Fuente: IBS SCADA and DCS
El cuarto de control central CCR (Central control Room) está ubicado
finalmente en el CPF.
68
El Oleoducto de 12” Palo Azul B – El Eno tiene las siguientes válvulas de
a lo largo de su recorrido:
a) Una válvula de bola manual después de la trampa lanzadora en Palo
Azul B.
b) Una válvula de bola manual antes del río Chamanal (Km 3+640).
c) Una válvula Check después del río Chamanal (Km 3+920).
d) Una válvula LBV (Leak Break valve) antes del río Jivino Rojo (Km
6+160) que está conectada al sistema SCADA.
e) Una válvula Check después del río Jivino Rojo (Km 6+460)
f) Una válvula de bola manual antes del río Conambo (Km 14+460).
g) Una válvula Check después del río Conambo (Km 14+760).
h) Una válvula SDV (Shut Down Valve) antes de la trampa recibidora en
El Eno, la cual está conectada al sistema SCADA.
El sistema Scada DeltaV consta físicamente de un controlador
(procesador M5+), de una computadora (estación de trabajo) de
ingeniería y operación (visualización) llamada Professional Plus y de una
computadora llamada Application (estación de aplicación) en donde reside
el programa del sistema de detección de fugas ATMOS.
69
Tabla 14. Sistema Scada y Network Fuente: El investigador
1 FIT-PATA-001 Flujo Pata
2 PT-PATA-001 Presión Pata
3 TT-PATA-001 Temperatura Pata
4 PT-TL-101-1 Presión lanzador PAB
5 PT-TL-101-2 Presión después de lanzador PAB
6 XS-TL-101-1 Swith de detección scraper PAB
7 XS-02-101 Swith de detección scraper JR
8 PT-02-001 Presión antes LBV en JR
9 ZSO-BJIR-02-001 Switch de posición abierta
10 ZSC-BJIR-02-001 Switch de posición cerrada
11 PT-02-002 Presión después LBV en JR
12 BJIR-02-001 Válvula cierre rápido Jivino Rojo
13 PT-02-003 Presión Jivino Rojo
14 TT-02-001 Temperatura Jivino Rojo
15 BSDENO-04-001 Válvula de cierre rápido ENO
16 ZSO-BSDENO-04-001 Switch de posición abierta
17 ZSC-BSDENO-04-001 Switch de posición cerrada
18 PT-04-001 Presión ENO ( antes válvula BSDENO-04-001)
19 TT-04-001 Temperatura ENO
20 XS-04-001 Swith de detección scraper ENO
21 FIT-04-001 Flujo ENO
22 FIT-04-002 Flujo ENO
23 FCV-04-001 Control flujo ENO
24 FCV-04-002 Control flujo ENO
25 ZSO-FCV-04-001 Switch de posición abierta
26 ZSC-FCV-04-001 Switch de posición cerrada
27 ZSO-FCV-04-002 Switch de posición abierta
28 ZSC-FCV-04-002 Switch de posición cerrada
29 FQI-04-001 Visualización flujo ENO
30 PT-TR-101-1 Presión receptor scraper ENO
31 PT-04-002 Presión oleoducto conexión oleoducto Sacha-Lago Agrio (SOTE)
70
En la computadora Professional Plus se observa en “línea” todas las
variables a ser monitoreadas y las cuales se listan en la siguiente tabla.
Todas estas variables serán historizadas en pantallas similares a la
siguiente:
Figura 22. Professional Plus – Variables a ser modificadas Fuente: El investigador
El sistema SCADA Delta V realiza un histórico de cada una de las
variables, este histórico es en forma de gráfica y reseña igualmente en
texto los cambios más significativos que han ocurrido con la señal de
campo. Se especifica la hora, fecha, valor de medición y todo el
comportamiento de la variable medida a través del tiempo. Se puede
almacenar datos de hasta un año (configurable).
71
4.4.11. SISTEMA DE GENERACIÓN AUXILIAR Y
TRANSFERENCIA AUTOMATICA EN EL ENO
Las instalaciones de la estación de El Eno trabajan con el suministro de
energía eléctrica de la red pública. Como respaldo se contará con una
UPS para alimentar el sistema de comunicaciones e instrumentación,
adicionalmente tiene instalado un generador. El generador tiene un
sistema de transferencia automática programable. Este sistema al
producirse una falta en el suministro de energía de la red pública, arranca
el generador y lo conecta al tablero de distribución principal. Al
restablecerse el suministro de energía pública, el sistema automático
transfiere la carga a este sistema y apaga el generador. Por medio del
RTU se monitorea las señales de falla de suministro de energía eléctrica y
bajo nivel de combustible para el generador.
4.4.12. PUESTA EN MARCHA
Parámetros a ser tomados en cuenta desde el sistema scada
DeltaV para el arranque del bombeo:
1. Alineamiento de tanques y válvulas que intervengan en el bombeo
de crudo (secuencia realizada por el PLC ubicado en Pata – EPF).
2. Verificación de la apertura de válvula en Jivino Rojo (BJIR-02-001)
y verificación del cierre en Eno (BSDENO-04-001).
3. Verificación del valor de presión en el oleoducto del SOTE (PT-04-
002).
4. Encendido de bombas de transferencia.
5. Empaquetamiento de la línea y verificación de presión en Pata (
PT-PATA-001 ) , presión PAB ( PT-TL-101-2), presión Jivino Rojo (
PT-02-001 , PT-02-002 , PT-02-003 ) , presión Eno ( PT-04-001) .
6. Apertura manual remota de válvula BSDENO-04-001 una vez que
se tenga una presión superior por lo menos en 15 psig respecto a
72
la presión del oleoducto del SOTE.
7. Verificación de presiones en los cabezales de las bombas y en
general a lo largo del oleoducto.
8. Poner en automático con el set point “correspondiente” los lazos de
control de presión de las bombas de transferencia (lógica realizada
por el PLC ubicado en Pata-EPF).
4.4.13. ALINEACIÓN DEL SISTEMA
Antes de iniciar la operación el jefe de operación debe asegurarse
mediante una lista de chequeo que todas las acciones a tomarse,
parámetros e instalaciones estén a punto. A continuación se lista algunas
acciones a ser chequeadas:
Autorización y permisos correspondientes
Nivel del tanque y volumen
API del crudo
BS&W, %
Contenido de Sal, lb/10.000 Barriles
Contenido de azufre, %
Temperatura correcta
Estado del tanque en condiciones de operar
Válvula del pie del tanque abierta
Válvulas de succión de las bombas booster abiertas
Válvulas de descarga de las bombas booster cerradas
Válvulas de succión de las bombas de despacho abiertas
Válvulas de descarga de las bombas de despacho de desplazamiento
positivo, abiertas
Válvulas de bloque FIT en la estación Pata abierta
Válvula de bloqueo manuales en los ríos Chamanal y Comambo
abiertas
Válvula LB de Jivino Rojo abierta
73
Válvula híbrida LB-SD en El Eno abierta
Válvula de entrada al Sote abierta
Presión y caudal del Sote en parámetros permitidos para el bombeo.
4.4.14. ARRANQUE DEL BOMBEO
Coordinar con el personal de Generación eléctrica y asegurar la
disponibilidad de energía necesaria en el arranque de los equipos
bombas booster y bombas de despacho. El arranque arbitrario de las
unidades indicadas puede causar una parada de emergencia por falla
de energía.
Comunicar a todo el personal de Petroamazonas EP involucrado y al
personal del Sote que se va a proceder al arranque de los equipos.
Si existe la autorización necesaria el jefe de operación ordenará el
arranque secuencial de las bombas booster una por una abriendo
paulatinamente las válvulas de descarga hasta obtener la presión y
caudal apropiados.
Arrancar las bombas de despacho de desplazamiento positivo una por
una, antes de su arranque el operador debe verificar si las válvulas de
descarga si están abiertas.
Comunicar a todo el personal involucrado de Petroamazonas EP y del
Sote que ya se ha arrancado la unidad correspondiente. Realizar la
misma secuencia para el arranque del resto de los equipos.
Mientras continúe el bombeo el personal de operación estará vigilante
para que ningún suceso anormal suceda.
En un tiempo prudencial antes que se complete la cantidad
programada a bombear el jefe de operación coordinará el plan de
parada y finalización de la operación, para lo cual comunicará a todas
las partes involucradas: a) Personal del Sote, b) Personal de
Petroamazonas EP a lo largo del Oleoducto, c) Personal de
generación eléctrica, d) Operadores involucrados en el bombeo.
74
4.4.15. LANZAMIENTO DE PIGS
Figura 23. Lanzamiento de pigs
Fuente: Tecnotap
Se debe partir del concepto que la operación para el lanzamiento de pigs
es manual. El supervisor de operación debe asegurarse que los
siguientes pasos se cumplan:
a) Tener un plan escrito con los permisos pertinentes vigentes y
debidamente autorizados. Debe estar claramente especificado el tipo
de chancho que se lanzará y la finalidad del mismo
b) Antes de empezar, constatar que el equipo de operación esté
debidamente entrenado y actualizado
c) Informar a todo el personal involucrado en la operación del oleoducto
de la actividad programada y confirmar la hora de inicio de la operación
para que todo el personal involucrado se encuentre en su puesto de
trabajo específico para esta actividad y proceder a alinear el sistema
según procedimientos.
d) Asegurar la presencia el equipo de seguridad y contingencia esté
presente en el evento.
75
e) Verificar que la actividad de retiro de los cupones de corrosión y
probetas de corrosión solicitada con anterioridad haya sido
debidamente cumplida.
f) Dar inicio a la operación.
g) Con el oleoducto operativo y fluyendo normalmente se procederá a
registrar los parámetros de operación constatando que nada anormal
está ocurriendo.
h) Procedimiento de apertura del lanzador. Verificar que todas las válvulas
de ingreso de crudo a la trampa lanzadora estén debidamente cerradas
y que el lanzador TL-101 se encuentra a baja temperatura.
i) Proceder a despresurizar el lanzador, si se encuentra bajo presión,
abriendo lentamente las válvulas de venteo de 2” y luego las de drenaje
de 3” a los dos lados del lanzador. El de seguridad procederá a
monitorear presencia de gases en el área en caso de exceder los
parámetros permitidos se procederá a restringir las válvulas abiertas.
j) Un vez que se compruebe que el equipo está despresurizado, vacío y a
baja temperatura y no haya presencia excesiva de gases, se procederá
a abrir la tapa del lanzador. Nuevamente el de seguridad procederá a
medir explosividad en el caso que las lecturas rebasen los límites
permitidos procederá a detener la actividad hasta la completa
disipación de los gases.
k) Se verificará nuevamente explosividad y si los rangos de medición
están dentro de lo permitido se procederá a introducir el pig objeto de
lanzamiento comprobando que el extremo posterior del pig haya
entrado hasta más allá de la boca de entrada de crudo.
l) Se cerrará la tapa del lanzador.
m) Cuando se haya finalizado la actividad de ajuste se procederá a
presurizar lentamente el equipo, cerrando primeramente las dos
válvulas de drenaje.
n) Abrir lentamente las válvulas de venteo de 2” a los dos lados del equipo
y dejarlas a medio abrir, esta operación es importante para no permitir
el desplazamiento del pig hasta que no se haya presurizado el sistema.
76
o) Proceder a abrir muy lentamente las válvulas de entrada de crudo a los
dos lados del lanzador y dejarlas a mínimo abrir, verificar todo el tiempo
el indicador de presión si está se incrementa bruscamente se
procederá a cerrar las válvulas de entrada de crudo.
p) Si todo el proceso se desarrolla normalmente y sin novedad continuar
con el desalojo del aire atrapado.
q) Cuando se verifique la presencia de crudo en el drenaje desde las
líneas de venteo se procederá a cerrar las válvulas de venteo y
continuar con la presurización del equipo.
r) Cuando se haya alcanzado la presión del sistema se procederá abrir
lentamente la válvula de 12” de salida del lanzador y a cerrar
lentamente y al mismo tiempo la válvula de 12” de la línea de flujo
normal.
s) En un momento dado el Pig partirá y la señal de paso se verá en el
indicador XI TL-101-1.
t) Se comunicará al personal involucrado de la partida del pig y se
registrará la fecha y hora de partida.
u) A continuación se procederá a normalizar la operación del oleoducto
abriendo lentamente la válvula de 12” de la línea de operación normal y
a cerrar la válvula de salida del pig al mismo tiempo y de manera lenta.
v) Una vez que se haya normalizado el flujo comunicar al todo el personal
involucrado del particular.
w) Dejar enfriar el equipo.
x) Proceder a despresurizar el lanzador verificando primeramente que las
válvulas de 8” de entrada de crudo y la válvula de 12” de salida del
lanzador estén debidamente cerradas.
y) Abrir lentamente los venteos válvulas de 2” y después los drenajes
hasta que se haya evacuado el crudo.
z) Una unidad de recuperación del crudo debe estar disponible.
aa) Cuando la operación haya terminado registrar e informar al personal
involucrado en la operación y realizar el seguimiento de avance del pig
a lo largo del oleoducto.
77
bb) Una señal XS-04-001 y un indicador XI-TR-101-1 de llegada del pig
ubicados a la entrada al recibidor TR-101 en El Eno darán el aviso de
la llegada de éste.
4.4.16. RECIBIMIENTO DE PIGS
Para recibir los pigs que correrán a lo largo del oleoducto se deben
realizar lo siguiente:
a) Debe haber un procedimiento por escrito debidamente aprobado y
autorizado. Asegurar que el equipo de operación está debidamente
entrenado y actualizado antes de empezar el trabajo.
b) Verificar la presencia del equipo de contingencia y los equipos de
contra incendios que estén en su lugar.
c) Antes de empezar el lanzamiento del pig en Palo Azul B se
procederá a alinear el equipo recibidor TR-101 en El Eno, para lo
cual se verificará que todas las válvulas de drenajes están cerradas
y las válvulas de los instrumentos debidamente alineados.
d) Abrir lentamente los venteos y permitir la entrada de crudo hacia el
equipo abriendo lentamente las válvulas de by-pass, cuando se ha
constatado la salida de crudo por los venteos proceder a cerrarlos.
e) Abrir lentamente la válvula de 8” y mantenerla abierta hasta la
completa llegada del pig.
f) Cuando se haya constatado la llegada del pig tanto en el sistema
SCADA gracias a la señal XS-04-001 y en sitio en el indicador XI-
TR-101-1, el supervisor comunicará a todo el personal involucrado
en la operación y se procederá al procedimiento de recepción del
Pig.
g) Proceder a abrir la válvula de la línea normal y empezar a cerrar
lentamente y al mismo tiempo la válvula de llegada a la trampa
Recibidora TR-101. Igualmente se procederá a cerrar lentamente la
válvula de 8” de salida del recibidor.
78
h) Cuando el flujo se haya normalizado por la vía normal de operación
y se constate que todas las válvulas de entrada a la trampa
recibidora estén cerradas, se dejará enfriar naturalmente el equipo
hasta temperatura ambiente.
i) Cuando se haya verificado la presión y temperatura y constatado
que están dentro de los parámetros aceptables se procederá a
despresurizar y abrir el Recibidor y retirar el pig.
j) Se realiza las mediciones oportunas de presencia de gases y
explosividad y las lecturas rebasan los límites permitidos parar
inmediatamente la operación hasta la completa disipación de los
mismos.
k) El equipo de limpieza y desalojamiento de los residuos de crudo
debe estar presente y actuar oportunamente.
l) Cerrar el equipo y dejar completamente limpia el área.
4.4.17. PARADA PROGRAMADA
4.4.17.1. PARADA DEL BOMBEO
Cuando todas las acciones pertinentes se hayan cumplido se procederá a
la parada y finalización del bombeo de acuerdo a una lista de chequeo:
El Sote fue comunicado.
Personal de Petroamazonas EP a lo largo del oleoducto fue
comunicado.
Personal de generación eléctrica fue comunicado.
Operadores de planta están listos en sus puestos.
Cuando el nivel de los tanques vayan llegando al nivel previsto ordenar
la parada de las unidades una por una.
Cerrar lentamente la descarga de las bombas booster hasta un estado
prudencial.
Parar la bomba de despacho y cerrar la descarga.
79
Apagar la bomba booster y cerrar la descarga.
Proceder de la misma forma para las restantes bombas.
Comunicar al personal involucrado de la finalización del bombeo.
Cerrar la válvula del pie del tanque.
Tomar las lecturas de los medidores de despacho.
Proceder a medir los niveles del tanque.
Legalizar el volumen despachado.
Empaquetar las bombas con diesel para prevenir el endurecimiento del
producto y no tener problemas para futuros despachos.
PARA REALIZAR UNA PARADA PROGRAMADA, SE DEBE TOMAR
EN CUENTA LO SIGUIENTE RESPECTO AL SISTEMA SCADA
DELTAV:
a) Realizar toda la secuencia correspondiente , la cual se ejecuta en
el PLC Pata – EPF.
b) Cerrar la válvula en Eno (BSDENO-04-001) desde el sistema scada
DeltaV (ProfessionalPlus), de esta forma empaquetamos el
Oleoducto.
c) Apagar bombas y cerrar válvulas de tanques.
4.4.17.2. PARADA DE EMERGENCIA
Parada de emergencia respecto a la operación del Oleoducto y al sistema
scada DeltaV. En lo que concierne directamente al oleoducto la parada de
emergencia se va a producir cuando la aplicación de detección de fugas
ATMOS , detecte una fuga y de señales de alarma sonoras y visuales ,
entonces el operador estará en capacidad de decidir parar la transferencia
de crudo a través del oleoducto, para lo cual como parte del sistema
instalado en Pata (PLC) , existirá las respectivas lógicas y secuencias
para parar el bombeo y por parte del sistema scada cerrar manual y
remotamente las válvulas BJIR-02-001 y BSDENO-04-001.
80
Puede ocurrir que en alguna de las válvulas con sistema de nitrógeno
ubicadas en Jivino Rojo (BJIR-02-001) y Eno (BSDENO-04-001) ocurra
una “mala posición de válvula” ( es decir cuando se está transportando el
crudo, se cierre una válvula”, para lo cual se detectará y alarmará la
posición de la válvula y la presión en las líneas. De producirse algo
semejante, el operador apagará las bombas (todo controlado desde el
PLC en Pata-EPF).
Es importante señalar que en Jivino Rojo existe un “ Electronic Linebreak
Detection System” que no es otra cosa que un controlador dedicado para
el monitoreo y protección de rotura del oleoducto en una determinada
válvula, en este caso es la válvula BJIR-02-001, para lo cual sensa la
presión antes y después de la misma. Este equipo actúa
independientemente, y cerrará automáticamente (modificable por el
usuario final) la válvula por tres circunstancias:
Alta presión en la línea (HH press)
Baja presión en la línea (LL press)
Rango ROD (Rate of Pressure Drop) ( HH ROD)
En las condiciones actuales, debería operar el Linebreak solo para
“Rango ROD”, ya que en condiciones de paro de emergencia de las
bombas de flujo en Pata, la caída de presión en la línea es alta, en estas
condiciones la válvula no debería cerrar, a no ser que el operador lo
considere. Por los cambios de flujo que podrían producirse también existe
condiciones de ROD, pero en este caso el ROD seria bajo, en estas
condiciones tampoco se debe cerrar la válvula. Es importante determinar
el “rango del ROD”, bajo el cual la válvula se cerrará, esto depende no
solo de las condiciones de proceso, sino de los cálculos que realice
ATMOS en su configuración del sistema de detección de fugas.
81
4.4.18. MANTENIMIENTO DEL OLEODUCTO
Cada compañía que tenga instalaciones para transporte de petróleo con
sistemas que estén bajo el código ASME B31.4 debe poner en ejecución
las siguientes acciones:
a) Tener planes detallados por escrito y programas de entrenamiento
sobre los procedimientos de operación y mantenimiento para los
sistemas de oleoductos para transporte de petróleo durante su
operación normal y mantenimiento.
b) Tener un plan de control de la corrosión externa e interna para las
pruebas, inspección y medidas de correctivos apropiados descritos en
el capítulo VIII del ASME B31.4. El personal que tendrá a cargo este
control será calificado según los lineamientos de las normas NACE RP-
01-69 o RP-06-75. La corrosión interna estará monitoreada mediante la
instalación de probetas de corrosión retractables o cupones de
corrosión instalados en lugares estratégicos.
En el caso de este oleoducto se ha prevenido la instalación de cupones
de corrosión al inicio después de la trampa lanzadora y al final del
oleoducto antes de la trampa recibidora. Para el control de la corrosión
externa se ha instalado un sistema de protección catódica por corriente
impresa instalada cerca de la estación Palo Azul B, con postes de
prueba cada kilómetro.
c) Tener un plan escrito de Emergencia de acuerdo a lo descrito en el
párrafo 454 del ASME B31.4, para implementar en el caso de falla del
sistema, accidentes u otras emergencias, entrenar apropiadamente al
personal en plan estableciendo una coordinación con las autoridades
públicas para un eficiente manejo del plan.
82
d) Tener un plan de revisión de cambios que puedan afectar la integridad
y seguridad del sistema de tubería, incluyendo programas para
patrullaje periódico y reporte de actividades de construcción y
modificaciones en áreas aledañas al derecho de vía del oleoducto.
e) Establecer una relación con las autoridades locales, quienes elaboran
los permisos de construcción en áreas urbanas o públicas para
prevenir accidentes en el caso de uso de retroexcavadoras.
f) Establecer procedimientos para el análisis de todas las fallas y
accidentes con el propósito de definir las causas para minimizar las
posibilidades de reincidencia.
g) Disponer los planos, mapas necesarios y registros para la
administración apropiada de los planes y procedimientos de
contingencia, tales como: 1) Datos de operación necesarios, 2)
Registros de patrullajes del oleoducto, 3) Datos de corrosión según lo
descrito en el párrafo 465 del ASME B31.4, 4) Registros de fugas y
bloqueos, 5) Registros pertenecientes a inspecciones rutinarios o no
rutinarias para la parte externa e interna de la tubería, 6) Registros de
reparaciones de la tubería.
h) Tener procedimientos para el abandono de sistemas de tubería,
incluyendo los requerimientos descritos en párrafo 457 del ASME
B31.4
i) En los planes y procedimientos establecidos dar especial énfasis a los
tramos de oleoducto que presentan mayor peligro para el público en el
evento de presentarse una emergencia o porque se requiere alguna
excavación.
83
j) Operar y mantener el oleoducto de conformidad con los planes y
procedimientos establecidos.
k) Modificar los planes y procedimientos de tiempo en tiempo como dicte
la experiencia, las relaciones don el público y los cambios en las
condiciones de operación.
4.4.19. PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSION EXTERNA
Todo el Oleoducto de 12” desde Palo Azul B hasta El Eno está enterrado,
a excepción de los sitios de ubicación de las válvulas de bloqueo y
válvulas check.
4.4.20. REVESTIMIENTO EXTERNO (OLEODUCTO DE 12”)
El oleoducto está revestido externamente por un sistema aplicado en
fábrica de Polipropileno triple capa y las juntas soldadas mediante mantas
termo contraíbles de Raychem modelo WPC100M.
El revestimiento durante la construcción es minuciosamente
inspeccionado en forma visual, mediante la medición de espesores,
pruebas de adherencia y pruebas de holiday de acuerdo a las normas
NACE, y al pasar todas estas pruebas se puede considerar que la
eficiencia del revestimiento se acerca al 100%.
84
Figura 24. Prueba de Holiday
Fuente: El investigador
Sin embargo, durante los procesos de bajado de la tubería a la zanja y
durante el tapado puede sufrir algún tipo de daño, por lo que es muy
importante tomar en cuenta todos los procedimientos para minimizar estos
daños.
Una vez que el sistema de PC entra en servicio puede revelar en forma
aproximada el estado del revestimiento. Durante el tiempo de operación la
primera opción para estimar el estado del revestimiento es la demanda de
corriente del PC si esta no se incrementa se puede estimar que el
revestimiento continua en buen estado. Es indispensable realizar
periódicamente inspección del revestimiento en sitios en donde se crea
que puede haber problemas, si se precisa será necesario desenterrar la
tubería, tomando las precauciones necesarias.
85
4.4.21. PROTECCIÓN CATODICA (OLEODUCTO DE 12”)
Figura 25. Protección Catódica
Fuente: El investigador
El Oleoducto cuenta con un sistema de Protección Catódica por Corriente
Impresa. La cama anódica de 10 ánodos Ti-MMO (solid rod Titanium
coated with Mixed Metal Oxide) barra sólida pre-empacados con coke de
petróleo calcinado y está ubicada cerca de la estación Palo Azul B. En la
estación está instalado el rectificador de 2.5 KW con una salida de 25 A y
100 V DC.
Para el sistema de monitoreo y control existen postes de prueba cada
kilómetro de distancia, adicionalmente se ha instalado un poste de
prueba, en sentido de dirección de flujo, después de los ríos Chamanal,
Jivino Rojo y Conambo y por último en el cruce con el oleoducto de Ex-
OXY en donde está previsto.
Es importante verificar que los cables positivos que van a los ánodos
estén conectados al polo positivo del rectificador y el cable negativo que
viene desde el oleoducto conectado al polo negativo del rectificador.
86
Se acostumbra realizar una inspección visual de por lo menos una vez por
semana para verificar que el rectificador esté operando adecuadamente.
La medición de potenciales vs. La media celda de referencia de
Cu/CuSO4 por muestreo se puede realizar cada mes y en forma total
mínimo cada 6 meses.
Una vez cada tres años es aconsejable realizar una inspección DCVG
para detectar posibles daños del revestimiento
4.4.22. PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSION INTERNA
Se prevé un control de la corrosión interna mediante la inyección de
inhibidores de corrosión, cuya concentración se determinará durante la
operación y los requerimientos de acuerdo al comportamiento de la
corrosividad del crudo.
Para el monitoreo y evaluación de la corrosión, el Oleoducto cuenta con
tres puntos de control de la corrosión interna. Estos sistemas constan con
un total de seis válvulas de 1 ½ pulgadas para la instalación de probetas y
cupones para la evaluación de corrosión, un par después de la trampa
lanzadora en Palo Azul B, el segundo par aproximadamente a la mitad del
oleoducto, en el río Conambo Km 10+730 y el último par de válvulas antes
de la trampa de recepción en El Eno.
Los procedimientos de evaluación lo determinará el ingeniero de corrosión
responsable tomando en consideración las recomendaciones del
proveedor.
87
PRECAUCIÓN!
Siempre que se programe el lanzamiento de rascadores o chanchos de
cualquier tipo, se debe proceder al retiro temporal de las probetas y
cupones de corrosión en los tres puntos: Trampa Lanzadora TL-101, río
Conambo y Trampa Recibidora TR-101.
De acuerdo a la memoria de cálculo del espesor del Oleoducto CPF-El
Eno, se puede determinar que la velocidad de corrosión interna debe
tender a cero para asegurar una vida útil aceptable del oleoducto. Así el
espesor mínimo para mantener Clase ANSI 600 es 0.285 pulgadas, el
espesor actual es 0.312 pulgadas se tiene un espesor remanente de
0.027 pulgadas. Controlando una corrosión interna de 3 MPY que es bajo
la vida útil del oleoducto para clase ANSI 600 sería de tan solo 9 años. Si
la velocidad de corrosión interna se controla a 2 MPY la vida útil del
oleoducto para clase ANSI 600 sería de 13.5 años y finalmente
controlando una velocidad de corrosión de 1.5 MPY la vida útil del
oleoducto para clase ANSI 600 sería de 18 años.
4.4.23. SEÑALAMIENTO A LO LARGO DEL DDV
a) Se deben instalar puntos de referencia y carteles de señalamiento
sobre los cruces de cada línea, cruces de carreteras, cruces de pista,
cruces de ríos y a lo largo del derecho de vía del oleoducto para
localizar e identificar adecuadamente el sistema de tubería.
b) El señalamiento del oleoducto (carteles) debe ser tal para que se
pueda ubicar la tubería. Los carteles deben presentar el nombre de la
compañía operadora y donde sea posible el teléfono para contacto en
caso de emergencia. No se cebe escatimar señalamientos adicionales
si estos se requieren. Como guía se utilizará el API RP 1109.
88
4.4.24. MATENIMIENTO DEL DDV
a) Se debe dar mantenimiento al derecho de vía de tal manera que
permita dar una clara visibilidad y razonable acceso de las cuadrillas de
mantenimiento.
b) Se debe dar mantenimiento permanente al acceso a los lugares de
ubicación de las válvulas.
c) Dar mantenimiento de zanjas, dique o rompe corriente para evitar los
deslaves, la erosión y que dañen las propiedades de los comuneros.
4.4.25. PATRULLAJE
a) Petroamazonas EP mantiene un programa de patrullaje continuo no
mayor a 2 semanas con el fin de observar la superficie sobre el
oleoducto y áreas aledañas al derecho de vía con el fin de detectar:
fugas, actividades de construcción y cualquier otro factor o situación
que afecte o pueda afectar la seguridad de operación del oleoducto. Se
debe poner especial énfasis en las actividades de construcción de vías,
limpieza de zanjas, excavaciones o invasión al derecho de vía o al
oleoducto.
b) Los cruces por debajo de riachuelos o ríos deben ser inspeccionados
periódicamente para verificar la suficiente cobertura (tapado),
acumulación de basura o por cualquier otra condición que pueda
afectar la seguridad del cruce considerando que estos cruces pueden
estar en peligro después de haber ocurrido una creciente o tormenta.
4.4.26. REPARACIÓN DEL OLEODUCTO
a) La reparación del oleoducto debe realizarse de acuerdo a un plan de
mantenimiento descrito en el párrafo 450.2(a) del ASME B31.4 y debe
ser dirigido por un supervisor calificado y ejecutado por personal
entrenado consiente de y familiarizado con la seguridad del público, la
89
utilización y ubicación estratégica de los equipos y materiales de
reparación. El plan de mantenimiento debe considerar la información
apropiada contenida en el API Pub. 2200, API Pub. 2201, API RP 1107
y API 1111. Es esencial que los trabajadores de reparación del
oleoducto comprendan la necesidad de planificar cuidadosamente el
trabajo, de ser concisos y que estén de acuerdo a los procedimientos a
seguirse para la eficiente conclusión de las actividades de reparación.
b) Cuando se requiera de un gas inerte para evacuación del producto que
se encuentra en la tubería, para su reparación, es necesario un
procedimiento detallado por escrito, porque la energía potencial de un
gas presente potenciales peligros, por lo que se debe incluir como
mínimo los factores para uso de un gas inerte: 1) La rata máxima de
flujo, 2) La presión, 3) temperatura de inyección, 4) Disponibilidad de
gas inerte, 5) Procedimientos de seguridad.
4.4.27. CALIFICACIÓN DE UN OLEODUCTO PARA
OPERAR A UNA PRESIÓN MÁS ALTA
La calificación de un oleoducto para operar a una presión más alta se
debe realizar de acuerdo a los lineamientos del párrafo 456 del ASME
B31.4. Ver capítulo VII del ASME B31.4.
4.4.28. MANTENIMIENTO DE VALVULAS
Las válvulas de bloque deben ser inspeccionadas y mantenidas donde
sea necesario y actuadas en forma parcial al menos una vez cada año
para asegurar sus condiciones apropiadas de operación.
4.4.29. PLAN DE EMERGENCIA
90
El plan de emergencia debe realizarse de acuerdo a los lineamientos
establecidos en el párrafo 454 del ASME B31.4. Ver capítulo VII del
ASME B31.4.
a) Se debe implementar un plan escrito de Contingencia para los eventos
de emergencia por falla del sistema del oleoducto, ocurrencia de
accidentes o cualquier emergencia. Se debe incluir los procedimientos
para una pronta y oportuna acción de remediación dando la seguridad
necesaria al público y el personal de operación de la compañía,
minimizando los daños a propiedad privada, protegiendo el ambiente y
minimizando las fugas accidentales del sistema de oleoducto.
b) El plan debe ser suministrado para información y entrenamiento del
personal responsable para la oportuna ejecución de la acción de
emergencia. El personal debe tener conocimiento de las propiedades y
peligros del líquido (crudo) que fluye por el oleoducto y las practicas
seguras de manipulación de estos productos en el caso de fugas
accidentales y el modo de reparar las instalaciones, tomando especial
énfasis en el caso de presencia de gas. La compañía debe manejar
programas de revisión de los procedimientos de Contingencia para los
eventos de emergencia, máximo cada 6 meses realizando simulacros
para verificar la idoneidad de los planes de emergencia.
c) Los procedimientos deben mantener enlace con el estado y las
autoridades civiles locales tales como el cuerpo de bomberos, las
autoridades policiales y de tránsito para mantener una oportuna
intercomunicación y coordinación de las acciones de remediación,
distribución de la ubicación de las instalaciones, características de los
líquidos transportados, incluyendo las precauciones que se deben
tomar en el caso de presencia de gas, aunar esfuerzos para una pronta
acción conjunta para garantizar la seguridad en el caso de una
emergencia.
91
d) Se debe establecer una línea de comunicación con los habitantes a lo
largo del oleoducto para que reconozcan y reporten un caso de
emergencia al personal de operación apropiado. Esto podría incluir
tarjetas, stickers o equivalentes con los nombres, dirección y números
telefónicos para contactar al personal de operación de la compañía.
e) Para limitar las fugas accidentales del oleoducto en la formulación de
los procedimientos de emergencia la compañía de operación debe
poner en consideración los siguiente:
1) Formular y poner en marcha de procedimientos para una zona
específica de fuga del oleoducto notificación de las acciones de
contingencia a tomarse entre las compañías operadoras que tienen
oleoductos en la zona.
2) Reducir la presión del oleoducto parando el sistema de bombeo,
abriendo los sistemas de llegada de crudo a los tanques de
almacenamiento a los lados de localización de la fuga, cerrando las
válvulas de bloque a los dos lados de la localización de la fuga. Tomar
especial consideración si existe presencia de gas.
3) Dar instrucciones preliminares previas la llegada del personal calificado
al sitio de la fuga.
4) Transportación rápida del personal calificado al sitio de la fuga.
5) En el caso de una eventual ignición, minimizar la exposición del público
al peligro evacuando a los habitantes o interfiriendo el tráfico en el área.
92
4.4.30. SEGURIDAD
Por seguridad se entiende las acciones que se deben tomar para procurar
la integridad personal, de los recursos humanos, bienes materiales y del
ambiente. La seguridad en la operación es fundamental por lo cual todo el
personal debe estar debidamente capacitado y altamente entrenado para
afrontar de manera responsable las acciones cotidianas, situaciones
anormales y de emergencia para mantener una operación segura.
Todo el personal de operación debe disponer del equipo apropiado de
seguridad y protección personal:
Mascara provista de un filtro tipo canistel, nuevo y sin uso, apropiado
para gases tóxicos a baja concentración
Una máscara independiente con suministro de aire fresco
Protector facial completo
Guantes apropiados para cada uso
Botas de seguridad de buena calidad que aseguren la jornada de
trabajo sin mayor fatiga
Uniforme apropiado según las circunstancias
Acceso fácil a una ducha de agua limpia y fresca con un contenedor
abierto al tope de al menos 50 galones
Todo operador debe tener el entrenamiento suficiente para afrontar un
conato de incendio, sofocarlo y anular su propagación.
4.4.31. CONTROL DEL AMBIENTE
Todo el personal de operación y el personal de unidades involucradas
deben estar conscientes de la importancia de mantener el ambiente
inalterable que es una necesidad imprescindible para el ser humano.
93
La compañía debe tener una cuadrilla de personal entrenado para evitar
en lo posible situaciones anormales y de emergencia y de planes de
contingencia ágiles para afrontar casos de emergencia.
94
CAPITULO V
CONCLUSIONES
Un manual que explique paso a paso como reparar una fisura no es
posible ya que estos eventos son fortuitos, pero si podemos establecer
un manual preventivo para disminuir el riesgo en caso de darse un
derrame.
Al originarse un derrame de combustible a causa de un fisura en la
tubería o fragmentación de oleoducto, el primer proceso es cerrar las
válvulas de paso o bloqueo, procedimiento manual, para luego dar
paso a la detección computarizada y sellado técnico y manual.
Las hostilidades geográficas y del clima no siempre contribuyen a
acelerar la recuperación y traspaso de crudo en momentos de fuga.
Los niveles de contingencia y manuales preventivos contribuyen a
generar un mejor medio ambiente y contrarrestar los efectos de la
contaminación.
El modelo costo riesgo es un referente de constante inspección para
evitar fallas en la tubería y el deterioro de las mismas.
95
RECOMENDACIONES
Como estrategia de mantenimiento del oleoducto se aconseja revestir
el mismo en su totalidad (100%)
Emplear el modelo de, costo riesgo para la prevención de accidentes
fortuitos a partir de estrategias de mantenimiento.
Lo aconsejable es elaborar un manual de procedimientos de
compensaciones del oleoducto para contar con una herramienta que
oriente a una acertada reparación de la misma.
Es indispensable organizar el manual preventivo para reducir al
máximo el riesgo de corrosión que origina la rotura del oleoducto.
Colocar canastillas a lo largo del oleoducto para proveer un descenso
de presión en fragmentaciones de la tubería.
Automatizar el sistema SCADA de cierre instantáneo de válvulas en
caso de fugas de crudo.
Tomar en cuenta las normativas ambientales e industriales para
garantizar el ejercicio petrolero sin atentar contra la salud de
trabajadores y el ecosistema.
96
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procedimientos.
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AZCONA, J (s.a), Producción y Almacenamiento de Petróleo y Gas.
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agua: manual de capacitación para operadores. Lima, CEPIS.
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Estacionario y Transitorio De Las Condiciones De Operación Del
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ecuador/areas-protegidas-ecuador/amazonia/sumaco-napo-
galeras-01.html
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Recuperado por: http://www.ecjtech.com/Productos/Sistema-
Bombeo-Crudo.html
Recuperado por: http://www.imco.com.ar/html/sistemas-
paquetizados-lact.html
Recuperado por: http://www.skywave.com/es/our-markets/oil-
gas/scada
99
ANEXOS
1 FLANGE API SPECIAL WNRF, 12 IN. NPS, CLASS 600#, 0.312" WT BORE , FS MSS-SP44, A694 F-42, TO MATCH PIPE API 5L GRADE X42, 0.312" WT.
7 EA
2 GASKET-SPIRAL WOUND CL 600 RF, 12 IN. NPS, 304 SSTL WINDING, CHLO PPR/GPH ACR BDR, LOW CS RING, ANSI B16.5 & API 601 REMARKS: FLEXITALLIC STYLE CG FLEXITE SUPER OR APPRD EQ
12 EA
3 BOLT-STUD FULL TD ALY A193 B7, W/2 HVY HEXNUTS, CS A194 2H, ELECTRO CAD PLTD, 1 1/4-8 UNR-2A X 9 1/2 IN., ASSEMBLED Q&T
240 EA
4 PIPE SMLS, 12 IN. NPS, 0.312" WT, API 5L X42, BE 300 FT
5 FLANGE BLIND, 12 IN. NPS, ANSI CLASS 600, RF, ASTM A105, B16.5 2 EA
6 VALVE BALL, 12 IN NPS,CL 600, RF FLG'D, REG PORT, API 6D, A216 WCC BODY, TRIM 24, SEAL PTFE/FPM, 316 SS BALL & STEM, TRUNNION MOUNTED, HAND WHELL OPERATED, FIRE SAFE, SERVICE CRUDE OIL, TEMP. OPE. 120º F.
2 EA
7 VALVE CHECK, SWING, 12 IN. NPS, CL 600#, API 6D, A 216 WCB BODY, RF FLG'D, FULL OPENING BB, W/1/2" NPT TAP, RESILIENT & REPLACEABLE SEAT. TOM WHEATLEY.
3 EA
8 TEE 12 IN NPS, 0.312" WT BORE, ASTM A-694 MSS-SP75, A860, WPHY 42, B16.9 2 EA
9 WELDOLET, 26 X 12 IN. NPS, 0.312" WT BORE, MSS-SP75, A860, WPHY 42, B16.9 1 EA
10 SOCKOLET, 12 X 3/4 IN. NPS, CL 3000, ASTM A-105, B16.25 1 EA
11 VALVE BALL, 3/4 IN NPS, CL 3000, API 608, A105 BODY, SW X TH, FULL PORT, SOLID 316SS BALL & STEM, TRIM 4, SEALS PTFE/FPM, LEVER OPERATED, B16.34
1 EA
12 NIPPLE PIPE 3/4" x 3" NPS SCH-160 CS, A106B, BE/TE 1 EA
13 VALVE BALL, 12 IN NPS,CL 600, RF FLG'D, FULL PORT, API 6D, A216 WCC BODY, TRIM 4, SEAL PTFE/FPM, 316 SS BALL & STEM, TRUNNION MOUNTED, HAND WHELL OPERATED, FIRE SAFE, SERVICE CRUDE OIL, TEMP. OPE. 120º F.
1 EA
14 ELL BW 90 DEG, 12 IN. NPS, LR, 0.312" WT BORE, MSS-SP75, A860, WPHY 42, B16.9 2 EA
1 FLANGE API SPECIAL WNRF, 12 IN. NPS, CLASS 600#, 0.312" WT BORE , FS MSS-SP44, A694 F-42, TO MATCH PIPE API 5L GRADE X42, 0.312" WT.
1 EA
2 GASKET-SPIRAL WOUND CL 600 RF, 12 IN. NPS, 304 SSTL WINDING, CHLO PPR/GPH ACR BDR, LOW CS RING, ANSI B16.5 & API 601 REMARKS: FLEXITALLIC STYLE CG FLEXITE SUPER OR APPRD EQ
2 EA
3 BOLT-STUD FULL TD ALY A193 B7, W/2 HVY HEXNUTS, CS A194 2H, ELECTRO CAD PLTD, 1 1/4-8 UNR-2A X 9 1/2 IN., ASSEMBLED Q&T
40 EA
4 VALVE BALL, 12 IN NPS,CL 600, RF FLG'D, FULL PORT, API 6D, A216 WCC BODY, TRIM 24, SEAL PTFE/FPM, 316 SS BALL & STEM, TRUNNION MOUNTED, HAND WHELL OPERATED, FIRE SAFE, SERVICE CRUDE OIL, TEMP. OPE. 120º F.
1 EA
5 PIPE SMLS, 12 IN. NPS,API 5L X42 0.312" WT, BE 11 FT
6 SOCKOLET, 12 X 3/4 IN. NPS, CL 3000, ASTM A-105, B16.25 1 EA
7 VALVE BALL, 3/4 IN NPS, CL 3000, API 608, A105 BODY, SW X TH, FULL PORT, SOLID 316SS BALL & STEM, TRIM 4, SEALS PTFE/FPM, LEVER OPERATED, B16.34
1 EA
8 NIPPLE PIPE 3/4 NPS SCH-160 CS,3" LG, A106B, BE/TE 1 EA
9 THREDOLET, 18 - 12 X 2 IN. NPS, CL 3000, ASTM A105, B 1.20.1 1 EA
10 THREDOLET, 18 - 12 X 1 1/2 IN. NPS, CL 3000, ASTM A105, B 1.20.1 2 EA
11 NIPPLE PIPE 1 1/2 NPS SCH-80 CS, 3" LG, A106B, TBE 2 EA
12 VALVE BALL, 1 1/2 IN NPS, CL 3000, MALE/FEMALE, API 608, 316SS BODY, TH, REGULAR PORT, SOLID 316SS BALL & STEM, TRIM 4, SEALS PTFE/FPM, LEVER OPERATED, B16.34
2 EA
13 INSULATING JOINT (MONOLITHIC JOINT), 12 IN NPS, ANSI 600#, API 5L X42, 0.312" WT BORE, OPERATION TEMPERATURE MORE THAN 140ºC, ELECTRIC INSULATION RESISTANCE > 5Mohm, DIELECTRIC STRENGTH RP > 5 KV, HYDRAULIC TEST 2025 PSI. BEVELED BOTH EDGES, WITH PUP 12"
1 EA
