Análisis cuantitativo de riesgos estación de producción-Budare 1. Unidad de Explotación de Yacimientos Livianos (página 3)

En este sentido es conveniente colocar todas las cifras y flujos de caja en el eje horizontal, indicando los años, y la vida útil de la inversión. Conviene asimismo recordar que todo ahorro o desembolso adicional de dinero debe mostrarse en el flujo de caja, a fin de facilitar la evaluación.

En resumen, es importante que el ingeniero evaluador, determine los flujos de caja que son relevantes al proyecto de inversión en materia de protección integral, incluyendo el costo en materia de protección integral, incluyendo el costo de realizar los estudios de Costo-Beneficio.

Obviamente, que la primera opción que debe ser considerada es no hacer nada. En este caso los costos anuales estarán dados por el valor esperado de las pérdidas anuales derivadas de los análisis precedentes, y ellos servirán de base para comparar el costo anual de las pérdidas de las opciones a considerar. [44]

• Indicadores Económicos

En las evaluaciones económicas de propuestas de inversión de las Industrias Petrolera, por lineamientos de Petróleos de Venezuela, se aplica para efectos de la decisión económica el Valor Presente Neto y la Tasa Interna de Retorno y como un indicador de referencia el período de Recuperación de la Inversión (Pay Out) y la Eficiencia de la Inversión.

• Valor Neto Presente (VPN)

Conceptualmente, el "Valor Presente Neto" corresponde al valor actual de los flujos de Efectivo Neto (Ingresos – Egresos) determinados para una propuesta conforme a su horizonte económico.

Desde el punto de vista de la evaluación económica de propuestas el Valor Presente Neto corresponde a la diferencia entre el valor de la Inversión, el cual por definición es un valor actual y la sumatoría de los flujos de efectivo de operación descontados a una tasa determinada.

VPN = – Inversión + Flujos Descontados

Si el VPN es >= 0 significa que la propuesta satisface desde un punto de vista económico las exigencias requeridas. Lo anterior significa también que la inversión (que se genera en el Flujo 0) es recuperada a la tasa establecida y en el período determinado como Horizonte Económico.

Por el contrario, si el VPN es < 0, significa que la sumatoria de los Flujos de Efectivo descontados a la tasa establecida es insuficiente para recuperar la inversión en el Horizonte Económico correspondiente. En este caso, la decisión estrictamente económica debe ser "no invertir".

• TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)

Se define como aquella Tasa de Descuento (interés) que hace el Valor Presente Neto igual a cero, es decir, que iguala el Valor Presente de los ingresos al Valor Presente de los egresos. Desde el punto de vista de la Evaluación Económica de Proyectos corresponde a la Tasa que a través del descuento de los Flujos de Efectivo (Actualización de los Flujos) permite recuperar la inversión.

Como se puede apreciar, en este caso se trata de calcular la "Tasa" que permite recuperar la inversión en el período definido como Horizonte Económico. En el cálculo del Valor Presente Neto, los flujos se descuentan a una Tasa mínima dada.

La Evaluación Económica de una propuesta resulta:

• TIR > 15% La decisión económica es realizar el proyecto o programa.

• 10%< TIR < 15% Se analizara la propuesta para determinar su inclusión en el presupuesto de inversiones.

• TIR < 10% La decisión económica es no realizar el proyecto o programa.

El valor de la TIR como mínimo debe incluir en su estructura dos renglones básicos que son: el interés sobre el capital invertido y el riesgo de la inversión.

El interés sobre el capital invertido conceptualmente corresponde al costo alternativo de lo que representaría si el dinero se colocara en el mercado financiero (costo de oportunidad del dinero) expresado en términos de una tasa de interés real, es decir, que no incluye inflación. Respecto al riesgo, la TIR debe incluir un porcentaje sobre el capital invertido, por concepto del riesgo que se enfrenta al efectuar una inversión, cuyo resultado se conocerá en el futuro.

CAPÍTULO IV

Diseño metodológico

4.1 Tipo de estudio

La investigación llevada a cabo es de tipo Descriptiva-Evaluativa; por que se desarrollo mediante la explicación detallada del análisis de los subsistemas que conforman la Estación de Producción de crudo Liviano del Distrito San Tomé, seleccionada para el estudio, interpretándose las condiciones a los que están expuesto; lográndose de esta manera el propósito del trabajo.

Se considera que es una investigación de Campo, por haberse tomado los datos directamente en el área de trabajo, y también Documental por estar basado en la aplicación de Normas Técnicas de PDVSA, que se relacionan con la determinación y evaluación de riesgos industriales, asociada a la instalación seleccionada.

4.2 Población y Muestra

La presente investigación se realizo en la U.E.Y Liviano Distrito San Tomé, que cuenta con una Red de Estaciones de Producción que se encuentran distribuidas por campos (ver Anexos N°1 y 2), en los Estados Anzoátegui, Monagas y Guárico. Para la selección de la muestra de estudio se considero el Campo Budare del Área operativa Elías, que maneja niveles de Producción, significativos para la Unidad.

Se tomó como muestra representativa la Estación de Producción Budare 1(BUEF-1) que envía a la Estación de Producción Elías 6 (EED-6) ubicada en el campo Budare, por tener gran actividad operacional, importancia operativa para el Área Elías y estar seleccionada para proyectos futuros.

La recolección de datos se basó específicamente, en los subsistemas (equipos instalados y operativos) de la Estación, que se encontraban clasificados por la Unidad como equipos críticos y por su prolongado tiempo de vida útil se encontraban mas propensos a ocasionar eventos catastróficos. Tomándose en cuenta los parámetros de funcionamiento, temperatura y presiones normales de operación, capacidades máximas, sistemas de seguridad, entre otros, facilitándose de esta manera el enfoque conceptual del estudio.

• Instrumentos de Recolección de Datos

Los Instrumentos que se utilizaron en la recolección de datos fueron las siguientes:

• Observación Directa.

• Entrevistas no Estructuradas.

• Revisión de Sistemas existentes.

• Consultas Bibliográficas.

• Materiales.

Observación Directa:

Es el más práctico para la toma de anotaciones pertinentes sobre el funcionamiento, condiciones, ubicación, posibles fallas, modificaciones y algún otro dato que permita tener información más detallada y real de los equipos.

Entrevistas No Estructuradas

Estuvieron enfocadas al personal de mantenimiento mayor y operacional y de operaciones de las diversas instalaciones de la U.E.Y Liviano-Distrito San Tomé, lo que permitió obtener de forma rápida la información necesaria, a través de la experiencia de los ingenieros, analistas de seguridad, inspectores, operadores, etc. sobre la realización de las actividades de mantenimiento, recursos necesarios, tiempo promedio de reparación, etc. Durante el proceso de recopilación de la información, se observó dispersión y ausencia total de la misma, en algunos casos.

Revisión de Sistemas Existentes

Se tomo la evaluación del proceso actual de gestión de la seguridad en la Unidad y la definición de los objetivos que se persiguen con la implantación de los doce (12) elementos claves establecidos por el sistema de Gerencia de la Seguridad de los Procesos (GSP), con el objeto de obtener de forma general la información que: identifica, evalúa y trata de controlar los riesgos asociados a los procesos de la Estación en estudio.

Consultas Bibliográficas:

Se consultaron Normas PDVSA, Manuales, libros, archivos de historiales de fallas, el SAP-PM, entre otros, que permitieran conocer la información teórica para la elaboración del Análisis de Riesgos (A.R).

Materiales:

La papelería que se utilizo lo suministro la empresa en estudio debido a su facilidad de manejo y bajo costo, así como también la cámara fotográfica, computadora e implementos de seguridad; así como también el transporte para las visitas a campo que se debieron realizar a lo largo del estudio.

4.4 Técnicas de Análisis

Durante el desarrollo del estudio se utilizaron métodos cualitativos y cuantitativos para el análisis de la información, entre las cuales se encuentran:

• Análisis Cualitativo de Riegos: Estudio de Peligros y Operabilidad (HAZOP)

• Análisis Cuantitativo de Riesgo: Análisis de Arbol de Demanda

• Análisis Cuantitativo de Riesgo: Análisis de Arbol de Fallas (FTA)

• Análisis Cuantitativo de Riesgo: Análisis de Arbol de Eventos (ETA)

• Cuantificación de los Riesgos: CANARY versión 4.0

• Análisis Costo-Beneficio

4.5 Procedimientos

El procedimiento que se utilizara para lograr los objetivos pautados en la realización del estudio es la siguiente:

• Revisar los diferentes documentos, procedimientos y normativas del sistema de seguridad de la U.E.Y. Liviano, Distrito San Tomé PDVSA.

• Efectuar inspecciones periódicas a los puntos de atención de la estación de producción predeterminada al inicio del estudio para obtener el mayor numero de recomendaciones.

• Detectar los riesgos de los subsistemas y equipos críticos, sus orígenes, consecuencias y sus recomendaciones mediante el Análisis Cualitativo de Riesgos HAZOP, que considere las características del proceso que son las desviaciones de sus variables

• Listar las recomendaciones obtenidas de acuerdo a la clasificación de prioridad de los riesgos de Operabilidad existente.

• Obtener de los subsistemas de la Estación, los puntos críticos y la Estimación de Fallas, realizando el Análisis del Arbol de Fallas (FTA), y el Análisis del Arbol de Eventos (ETA).

• Cuantificar las consecuencias, según los criterios de daños tomados en cuenta, con la aplicación del software CANARY versión 4.0.

• Establecimiento de Criterios de Tolerancia de Riesgos, aplicando medidas de Reducción de Riesgos, en los puntos mas críticos.

• Realizar un análisis Costo-Beneficio, por eventos estudiados y emitir conclusiones y recomendaciones.

CAPITULO V

Descripción de la estación de producción Budare 1

5.1 ANTECEDENTES

En 1.959 se descubre el campo Budare localizado en el Municipio Pariaguán Estado Guárico, límite sur-oeste con el Estado Anzoátegui, el cual pertenece a la Subcuenca de Guárico en la Cuenca oriental de Venezuela.(Ver figura N°5.1)

Figura N°5.1: Ubicación Geográfica del Campo Budare

Fuente: Departamento Operaciones de Extracción y Manejo de Fluidos (OEFM), U.E.Y.Liviano–San Tomé PDVSA

El campo inicio en 1.968 su explotación y perforación con veintitrés (23) pozos y un potencial inicial por pozo que oscilaba entre mil (1000) y mil doscientos (1200) barriles de producción diaria (BPD), alcanzando en 1.973 el máximo de producción de 22.575 barriles de producción diaria (BPD).

Para 1.987 se introduce una unidad de bombeo electrosumergible a un pozo del campo, incrementándose su producción. Pero en el año 1.990, la producción disminuye nuevamente hasta alcanzar su índice mas bajo. Durante 1.995, los niveles de producción llegaron a ubicándose por debajo de 5000 barriles de producción diaria (BPD). En ese mismo año se inicia el estudio integrado donde se logra incrementar la producción hasta 16 MBPD como cifra tope. Reflejándose el comportamiento de la producción de Budare, en el tiempo como se muestra en la figura N°5.2:

Figura N°5.2: Comportamiento de la Producción en función de la cantidad de barriles (Qo) versus el tiempo de Operabilidad de Budare

Fuente: Departamento Operaciones de Extracción y Manejo de Fluidos (OEFM), U.E.Y.Liviano–San Tomé PDVSA

El POES (Petróleo Original En Sitio) para el área de Budare Elotes-suroeste se estimaba anteriormente en 667 MMbn, y las reservas recuperables en el orden de 185 MMbn, pero mediante el estudio realizado en 1999 en Puerto la Cruz, para la Gerencia de la Unidad por un equipo multidisciplinario y especialistas, donde se utilizaron sistemas computarizados, y aplicaciones geológicas, geofísicas y de yacimientos para crear el modelo integrado del área, los nuevos valores de POES y reservas se han incrementado hasta 1041 MMbn y 237 MMbn respectivamente.

Los Campos Budare y Elotes forman el Área operativa Elías de la Unidad de Explotación de Yacimientos Liviano (U.E.Y Liviano) Distrito San Tomé, hasta la fecha tiene un acumulado de 120 MMbn de petróleo de 32 API, provenientes de 60 yacimientos repartidos entre las arenas del Mioceno Inferior (Formación Oficina) y Oligoceno Superior (Formación Merecure), donde se han perforado 146 pozos, teniendo como mecanismo de producción prevaleciente el empuje hidráulico. Presentando una fluctuación de la producción en el lapso Enero-Septiembre del año 2002, como lo muestra la siguiente figura N°5.3: (Ver Anexo N°7)

Figura N°5.3: Fluctuación de la Producción Diferida( Pd/Pt) del Área operativa Elías (Elías Estación de Descarga 6)

Leyenda: PD:producción Diaria; PT:Producción Total; P.T.O:Patio de Tanques

Fuente: Departamento Operaciones de Extracción y Manejo de Fluidos (OEFM), U.E.Y.Liviano–San Tomé PDVSA

5.2 Estación de Producción Budare 1(BUEF-1)

En el Municipio Pariaguán (Campo Budare, Área Elías) se encuentra la Estación de Producción Budare 1 (BUEF-1), con una producción promedio por encima de los 6.800 Barriles diarios (B/D), presentando un contenido de agua promedio de 50% (Ver Anexo N°1). La producción de esta Estación, se somete al proceso de Producción desarrollado y coordinado por el Departamento de Operaciones de Extracción y Manejos de Fluidos (OEFM ), de la Unidad de Explotación de Yacimientos Liviano (U.E.Y Liviano).

Figura N°5.3: Comportamiento de la Producción Promedio de Budare 1 en el año 2002

Leyenda: Tendencia de la Producción, Barras mensuales de Producción

Fuente: Departamento Operaciones de Extracción y Manejo de Fluidos (OEFM), U.E.Y.Liviano–San Tomé PDVSA

Durante el ciclo de vida productiva de la Estación se ha observado una declinación progresiva de producción, ocasionada por muchos factores, que no sólo dependen de la disminución de intensidad en la perforación en el área y el incremento del corte de agua en los pozos productores, sino también de los parámetros de operación mantenimiento y seguridad, higiene y ambiente (SHA).

Para detener la declinación de producción y minimizar el efecto asociado a la ocurrencia de eventos no deseados, aumentando le cumplimiento de las actividades de mantenimiento de los equipos (subsistemas) en el menor plazo posible, la U.E.Y Liviano Distrito San Tomé, decidió desarrollar e integrar en sus diferentes actividades de seguridad para el manejo tanto del aspecto humano como de sus instalaciones y/o equipos, a fin de minimizar en cada elemento los posibles riesgos que puedan presentarse.

Una de las prioridades de la U.E.Y Liviano Distrito San Tomé, para obtener el pleno desarrollo de mejores herramientas de trabajo, es la concepción de Normas e Instrucciones que faciliten la búsqueda hacia la excelencia y lograr la incursión en el plano de la competitividad; basándose en los factores que le dan razón y sentido a todas las actividades que se realizan en ella, como lo son: el Factor Humano, el Factor Ambiental y el Factor Instalaciones – Equipos.

5.3 Descripción del Proceso en la Estación de Producción Budare 1 (BUEF-1)

En la Estación de Producción Budare 1 recibe petróleo de todo el campo que la conforma, el fluido que reciben tiene una gravedad de aproximadamente 32 API, pero también reciben petróleo de la Estación de Producción Elías 15. Tiene asociado un total de 57 Pozos activos los cuales están divididos en: 14 pozos que fluyen a Elías 15 y cuarentitrés (43) Pozos correspondiente al área del Fundo el Palote. (Ver Anexo N°2)

La mayoría de los pozos que le suministran petróleo a la Estación son trabajados por levantamiento artificial de Gas Lift, existen algunos pozos que fluyen de manera natural pero son relativamente pocos. El control y suministro del gas que se utiliza para estos pozos proviene de la Planta Compresora de Budare 1, que esta ubicada muy cerca de la Estación, ella envía gas para los 4 Múltiples de gas que tiene la zona y allí se distribuye para cada uno de los pozos de acuerdo a su necesidad, debida a que, no todos los yacimientos necesitan la misma cantidad de gas para levantar la columna de crudo.

El flujo petróleo que suministra el campo llega al Múltiple de Producción de la Estación, el cual esta formado por un cabezal de Producción General y otro de Prueba, y luego es pasada a los Separadores, donde se separa todo el gas por un lado y el crudo (emulsionado) se despacha por otro. El gas va una parte a la Planta Compresora Budare 1 y otro parte es utilizada como gas combustible. En cambio el crudo se despacha de los Separadores y se envía a los Calentadores. Antes de llegar a los Calentadores en la línea de flujo se le inyecta la química o demulsificante para tratar de eliminar las emulsiones que pueda tener, luego de haber pasado por los Calentadores sometiendose a una temperatura entre 100°F y 140°F, el flujo se dirige hacia el Tanque de Lavado de 6.7 MBls, donde se termina de realizar el tratamiento y se separa el Agua del Crudo. Una vez limpio y sin agua (el porcentaje máximo de agua admisible en el crudo es de 0.5 % para la comercialización) el petróleo es enviado a los Tanques de Almacenamiento de 10 MBls, donde se acumula hasta que tenga cierto nivel y pueda ser bombeado. (Ver Anexo N°6)

Toda la producción de la Estación es envía, una parte a la Estación de Producción Budare 2 (BUEF-2) y el resto a la Estación de Producción Elías 6(EED-6). De EED-06, es enviado a Patio Tanque Oficina (P.T.O) y de aquí al terminal de embarque en Puerto La Cruz (PLC).

Observar la tabla de referencias de Budare 1 (BUEF-1) y la de las Bases de Diseño de la instalación:

Tabla N°5.1: Cuadro Resumen de la Estación de Producción Budare 1(BUEF-1)

Fuente: Manual de Operaciones GSP de la Estación de Flujo Budare 1. Departamento OEMF, U.E.Y Liviano–San Tomé PDVSA 2001

BASES DE DISEÑO DE LA INSTALACIÓN

Tabla N°5.2: Bases de Diseño de la Estación de Producción Budare 1(BUEF-1)

Fuente: Manual de Operaciones GSP de la Estación de Flujo Budare 1. Departamento OEMF, U.E.Y Liviano–San Tomé PDVSA 2001

5.4 Descripción de los Subsistemas que conforman la Estación de Producción Budare 1

Para el desarrollo del estudio realizado se tomó la Estación de Producción Budare 1 como un "Sistema"(la instalación en general), que a su vez esta conformada, por los siguientes subsistemas: Múltiple recolector o ciempiés, Sistema de Separación, Sistema de Calentamiento y Deshidratación, Sistema de Almacenamiento, Sistema de Bombeo de crudo, Sistema de Inyección de Agua Salada y Generación Eléctrica; que cubren las áreas de tratamiento de crudo, tratamiento de aguas y bombeo: (Ver Apéndice A)

Tabla N°5.3: Subsistemas que integran la Estación de Producción BUDARE-1

Fuente: Manual de Operaciones GSP de la Estación de Flujo Budare 1. Departamento OEMF, U.E.Y Liviano–San Tomé PDVSA 2001

• Inventario de Sustancias Tóxicas Peligrosas presentes en Budare 1(BUEF-1)

• Listado de Equipo Críticos:

• Separadores

• Calentadores

• Tanques

• Bombas

5.4.1 Parámetros Operacionales de los Subsistemas de Budare 1(BUEF-1)

Este procedimiento describe los parámetros operacionales que se deben cumplir para la operación normal de los siguientes subsistemas:

• A. Bombas para Inyección de Químicas:

Son utilizadas para la inyección de química demulsificante, a los fluidos proveniente del múltiple de producción y para la inyección de química anti-incrustante y anti-oxidante utilizada en los calentadores y tanque de lavado o para las aguas afluentes del proceso.

El sistema de inyección de química está comprendido por cinco (5) bombas, dos(2) para la inyección de desmulsificante y dos (2) para la inyección de química anti-incrustante y un (1) para la inyección de química antioxidante.

Estas bombas están diseñadas con las siguientes premisas:

• B. Separadores

La Estación cuenta con un tren de Separadores, dispuestos en serie, para llevar a cabo el sistema de separación.

El gas llega de la línea de recolección de los separadores con 90 a 100 psig que es la presión de descarga de los múltiples, cuenta con: un (1) indicador de presión LT(manómetro), una (1) válvula de control de presión, una (1) línea de recolección o de entrada 3", una (1) válvula reguladora de nivel de líquido, una (1) válvula de drenaje, una (1) línea de 2" para descarga de gas, una (1) línea de 2" para descarga de crudo hacia el Tanque de Lavado.

• Hoja de Datos de Seguridad del Producto: (MSDS):

• Límites de Operación Segura:

• Consecuencias de la Desviación:

• Sistemas de Seguridad del Proceso/Funcionamiento:

• 6 Válvulas de seguridad ubicadas una en la parte superior del equipo, las cuales liberan presión por encima de 125 psig.

• C. Calentadores

El tren de calentadores esta comprendido por un total de cuatro (4) unidades, dos (2) unidades Horizontales y dos (2) unidades Verticales en servicio, estos se alimentan con la mezcla de crudo proveniente de los separadores. Dentro de la verificación de parámetros para la operación normal de la verificación de los parámetros de operación de los Calentadores Horizontales (tomados para el estudio), a fin de cumplir con el proceso de deshidratación térmica:

• Los calentadores horizontales se encuentran dispuestos en "serie" unidos por un solo cuerpo, los cuales se encuentran divididos por tabaquería interna.

• En el cuerpo inferior correspondiente al equipo, se realizaron reparaciones externas e internas tales como implantación de láminas soldadas en forma de camisas, con el fin de remediar la marcada perdida de espesor experimentada por el equipo debido a corrosión interna; no obstante, se observan irregularidades en la progresión de los cordones de soldadura, los cuales no garantizan seguridad operacional, para el momento en que tales camisas comiencen a funcionar; a continuación se mencionan algunas parámetros operacionales mas relevantes:

• Hoja de Datos de Seguridad del Producto: (MSDS):

• Límites de Operación Segura:

• Consecuencias de la Desviación:

• Sistemas de Seguridad del Proceso/Funcionamiento:

• Cuatro (4) Válvulas de seguridad, ubicada una en el cuerpo de cada calentador, las cuales liberan presión por encima de 50 psig.

• Cuatro (4) Discos de ruptura, ubicado uno en cada línea de salida del calentador, los cuales liberan presión por encima de 50 psig.

• D. Tanques

• El Tanque de Lavado en la estación tiene la capacidad de manejar 6700 Bls, utilizados para completar el proceso de deshidratación de la mezcla, esta se alimenta de la corriente de crudo proveniente del tren de calentador ubicado en la estación, a través de una línea de 10" de diámetro.

• Los Tanques de Almacenamiento están ubicados en un Patio de Tanque para guardar crudo bajo especificaciones de 30 a 32 °API , 0,5% de agua y sedimentos (AyS). Donde hay cuatro (4) tanque de 10 MBls cada uno, los tanques son llenados con el crudo deshidratado del tanque de lavado, transferido por una línea de 8" proviene del tanque de lavado por vaso comunicante o rebose.

Están ubicadas en un patio de tanques, y deben estar regidos por los parámetros operacionales a fin de mantener y controlar las actividades operacionales:

• Hoja de Datos de Seguridad del Producto: (MSDS):

• Límites de Operación Segura:

• Consecuencias de la Desviación:

• Sistemas de Seguridad del Proceso/Funcionamiento:

• Seis (6) Válvulas de seguridad ubicadas una en la parte superior del equipo, las cuales liberan presión por encima de 125 psig.

• E. Bombas de Oleoducto

Las bombas Reciprocantes se utilizan para el transporte de la producción de crudo, comprenden un total de cuatro (4) unidades, estas se alimentan de la corriente de crudo proveniente de los tanques de almacenamiento de la estación a través del cabezal de succión de 12" de diámetro y se bombea al oleoducto lateral de 8" de diámetro hacia EED-6. Se describen los pasos a seguir para la operación normal de la bombas de oleoducto a fin de mantener y controlar los parámetros operacionales.

• Hoja de Datos de Seguridad del Producto: (MSDS):

• Límites de Operación Segura:

• Consecuencias de la Desviación:

• Sistemas de Seguridad del Proceso/Funcionamiento:

• Dos (2) Válvulas de seguridad, ubicada cada una en la descarga de las bombas, las cuales liberan presión por encima de 850 psig.

• Dos (2) Extintores portátiles, ubicados estratégicamente en el área de bombas, los cuales actúan en forma manual.

• 1 Válvula de recirculación automática, ubicada en el múltiple de descarga de las bombas, la cual libera presión por encima de 800 psig.

5.5 Estado Actual de las Instalaciones o Subsistemas de Budare 1 (BUEF-1)

En inspección realizada a los equipos correspondientes a Estación de Producción Budare 1 bajo la metodología de investigación visual, análisis por ultrasonido y toma de potenciales se detecto:

• Separadores Verticales Gas-Petroleo

Existen cuatro (4) equipos los cuales se encuentran operativos:

De acuerdo a ASME sección VIII:

• 1. Separador E-1079 N°1

• Autonomía de trabajo hasta presiones máximas de 150 PSI.

• No presenta accesorio porta-placa de ruptura.

• Codo drenaje diámetro 4" presenta alta tasa de pérdida de espesor por corrosión interna; Reemplazarlo con urgencia.

• 2. Separador Horizontal E-394 N°2

• Autonomía de trabajo hasta presiones máximas de 80 PSI. sin embargo, las presiones de operación de la estación, son superiores a 100 PSI, por lo tanto, se considera el equipo rechazado.

• 3. Separador Horizontal E-Prueba N°1

• Autonomía de trabajo hasta presiones máximas de 78 PSI. sin embargo, las presiones de operación de la estación, son superiores a 100 PSI, por lo tanto, se considera el equipo rechazado.

• 4. Separador Vertical E-115 N°3

• Autonomía de trabajo hasta presiones máximas de 300 PSI.

• No presenta accesorio porta-placa de ruptura.

5.5.2 Tuberías de transporte de Gas

La Tuberías transportadoras de gas proveniente de los Separadores, de acuerdo a la Norma ANSI/ASME B31.3, los espesores de pared mínimo medidos correspondientes al grupo de tuberías de la estación se encuentran dentro de los rangos permisibles de trabajo. No obstante:

• Línea (12") de transporte de gas general (60 psig) hacia Planta Compresora, se encuentra en contacto directo con el suelo y acumulaciones de agua salada, presentando corrosión severa, por lo tanto, se considera rechazada en una longitud de 24 Mts.

• Línea (10") desde Tanque de Almacenamiento (S/N 10MBls) hasta Patio de Inyección de Agua Salada (P.I.A.S); presenta en el punto de medición N°20, corrosión severa por lo tanto se considera rechazada en longitud de 50 metros.

• Línea (12") descarga general de los Tanques de Agua Salada hacia las Bombas de Inyección, presenta en el punto de medición N°5, corrosión severa , por lo tanto se considera rechazada en una longitud de 20 metros.

• Línea diámetro 1" gas combustible en Calentadores, se considera rechazada por presentar corrosión severa encontrándose enterrada sin revestimiento protector.

• Calentadores de Petróleo

Existen cuatro (04) equipos los cuales se encuentran operativos:

De acuerdo a ASME Sección VIII:

Calentador E-1029

• Autonomía de trabajo hasta presiones máximas de 70 psig. Presión de trabajo en marcha: 50 psig.

• 1. Calentador E-849

• Autonomía de trabajo hasta presiones máximas de 55 psig. Presión de trabajo en marcha: 50 psig.

• 2. Calentadores Horizontales "Tandem" N°1 y 2.

• Recientemente, el equipo fue reparado, empalmando laminas de doble fondo así como laterales y escuadras; no obstante, de acuerdo a ASME Sección VIII División N°1, los cordones de soldadura, los cuales funcionan para empalmar las camisas externas en la parte inferior del cuerpo, se consideran rechazados por presentar múltiples discontinuidades relevantes.

• Filtración de fluido por la soldadura en empacadura Cabezal-Brida.

• Tanques

Están instalados diez (10) tanques, distribuidos el Patio de Tanques (Tanque de Lavado y Tanques de Almacenamiento) y Patio de Inyección de Agua Salada P.I.A.S.

De acuerdo a la norma API 12b y API-653:

• 1. E-S/N (Tanque de Lavado de Petróleo; Apernado) 6700 BBLS

• Lámina N°25 correspondiente al anillo N°2 se considera rechazada (lámina perforada)

• Los espesores mínimos de pared medidos de los anillos N°1 y Techo, se encuentran dentro de los rangos permisibles por la norma.

• El tanque no presenta sistema de protección catódica, lo que hace presumir, un deterioro prematuro del equipo, con pérdidas estructurales y económicas.

• 2. E-S/N (Tanque de Almacenamiento Petróleo; Soldado)10 MBLS

• Los espesores mínimos de pared medidos de los anillos N°1 y Techo, se encuentran dentro de los rangos permisibles por la Norma.

• Utilización eventual del tanque en funciones de lavado; sin embargo, éste no presenta sistema de protección catódica, minimizando la vida útil del equipo.

• 3. E-S/N (Tanque de Almacenamiento Petróleo; Apernado)10 MBLS

• Los espesores mínimos de pared medidos en el anillo N°1, se encuentran fuera de los rangos permisibles por la norma; por lo tanto, las láminas se consideran rechazadas.

• 4. E-S/N (Tanque de Almacenamiento Petróleo; Soldado)10 MBLS

• Los espesores mínimos de pared medidos en el anillo N°1 y en el techo se encuentran dentro de los rangos permisibles por la Norma.

• 5. E-10003 (Tanque de Almacenamiento Petróleo; Apernado)10 MBLS

• Los espesores mínimos de pared medidos en el anillo N°1 y en el techo se encuentran dentro de los rangos permisibles por la Norma.

• 6. E-S/N (Tanque de Prueba petróleo; apernado)1.500 BLS

• Los espesores mínimos de pared medidos en el anillo N°1 y en el techo se encuentran dentro de los rangos permisibles por la norma; no obstante, lámina N°10 del techo se encuentra rechazada por múltiples perforaciones.

• 7. E-5120 (Tanque almacenamiento de Agua Salada; Apernado) 5 MBLS

• Los espesores mínimos de pared medidos de los anillos N°1 y techo se encuentran dentro de los rangos permisibles por la Norma.

• El tanque se encuentra debidamente protegido por protección catódica.

• 8. E-20010 (Tanque almacenamiento de Agua Salada; Apernado)1500 MBLS

• Láminas N°8; N°9; N°10; N°11; correspondientes al anillo N°1, se consideran rechazadas por presentar corrosión severa con alto grado de pérdida de material.

• El tanque se encuentra vacío, por lo que se inhibe la prueba de protección catódica.

• 9. E-20011 (Tanque almacenamiento de Agua Salada; Apernado)1500 BLS

• Láminas correspondientes al anillo N°1, se consideran aceptables por presentar espesores dentro de los rangos seguros y permitidos de trabajo.

• Láminas correspondientes al techo se encuentran dentro de los rangos permisibles, no obstante, lámina N°1, se considera rechazada por presentar alto tenor de corrosión severa.

• El tanque necesita reemplazo de ánodos de sacrificio.

• 10. E-5398 (Tanque almacenamiento de Agua Salada; Soldado)5 MBLS.

• Los espesores mínimos de pared medidos de los anillos #1 y techo se encuentran dentro de los rangos permisibles por la norma,

• El tanque se encuentra debidamente protegido por protección catódica.

• Láminas anillo N°1 se encuentran atacadas por canto rodado contaminado de agua salada observándose en las mismas, corrosión moderada con picaduras de 1mm de profundidad; se requiere retirar de inmediato dicho canto a fin de disminuir velocidad de corrosión. Tanque nuevo.

• Sistema de Protección de la Estación de Producción Budare 1

La Estación de Producción Budare 1, no cuenta con un sistema contra incendios o sistema de extinción, ya sea fijo o automático, ni posee ningún sistema de detección. Tan solo posee cuatro (4) extintores de polvo químico seco de 150 libras (Lbs), un (1) extintor de polvo químico seco de 20 libras (Lbs). Ubicados en: Sala de bombas de circulación, Sala de bombas de oleoducto, área de Calentadores, Planta de Tratamiento de agua, Sala de control y Los equipos de protección personal son portados por cada trabajador al ingresar en la instalación (casco, botas, guantes, protectores visuales y auditivos, etc.). El camión de Bomberos esta ubicado en la Estación de Producción Budare 2, que se encuentra ubicado a 12 minutos aproximadamente de la estación.

Los sistemas de Protección de la instalación están dirigidos a prevenir los riesgos de eventos peligrosos que normalmente pueden presentarse , por las condiciones de los equipos críticos que conforma el sistema operativo de la Estación, como lo son:

Tabla N°5.4:Riesgos de Eventos Peligrosos comunes en la Estación de Producción

Fuente: Manual de Operaciones GSP de la Estación de Flujo Budare 1. Departamento OEMF, U.E.Y Liviano–San Tomé PDVSA 2001

CAPÍTULO VI

Análisis cuantitativo de riesgos

Los métodos de análisis cuantitativos de riesgos han sido concebidos para reforzar la aplicación de la buena práctica de la Ingeniería, para así poder determinar la condición actual de la instalación en su totalidad, con el fin de obtener elementos de juicio para fundamentar las decisiones Gerenciales que permitan incrementar el nivel de seguridad de las instalaciones. Bajo el principio de "Diseño de Procesos Intrínsecamente Seguros" cuya ventaja principal se basa en la máxima reducción de riesgo de exposición a peligros desde su raíz, en lugar de tratar de buscar la forma de "seguir viviendo" con éstos.

Este estudio fue realizado en la Estación de Producción Budare 1 (BUEF-1), la cual ocupa el área operacional Elías, ubicado en el Campo Budare, ubicado en (Pariaguán) entre los Estados Anzoátegui y Guárico, cuenta con una producción neta promedio por encima de 6.800 Barriles Diarios (B/D), sometida al Proceso de Producción desarrollado y coordinado por el Departamento de OEFM, presentando un tendencia descendente.

El objetivo del estudio se enfoco en evaluar los riesgos presentes en la Estación, mediante la realización de un Análisis Cuantitativo de Riesgos, considerando los niveles de criticidad y sus rangos de Operabilidad que a manejado al instalación durante el año 2002. Siendo este el punto de partida a la aplicación de los métodos de análisis contemplados en la Norma PDVSA IR-S-02 sobre "Análisis Cuantitativo de Riesgos" del Manual de Ingeniería de Riesgos, haciéndose la adaptación correspondiente al estudio como lo muestra la figura N°6.1 de la manera siguiente:

Figura N°6.1: Diagrama del Proceso de Análisis Cuantitativo de Riesgos

Fuente: Manual de Ingeniería de Riesgos Norma PDVSA IR-S-01 Filosofía de Diseño Seguro. 1995

Para desarrollar la sustentación de las conclusiones y recomendaciones del estudio de manera detallada, se enmarco a los diferentes métodos de Análisis de Riesgos descritos en la normativa técnica de PDVSA, bajo el esquema general que muestra la figura N°6.1, y adaptado para su desarrollo con la siguiente estructura:

• 6.1 Descripción de Sistema

• Identificación de Riesgos/Peligros

• 6.2.1 Análisis Cualitativo de Riesgo: Estudio de Peligros y Operabilidad (HAZOP)

• 6.2.2 Identificación de los Puntos Críticos Estudiados (Escenarios y Eventos Peligrosos)

• Estimación de frecuencias de Eventos Peligrosos

• Análisis de Árbol de Demanda

• Análisis de Árbol de Fallas

• Análisis de Árbol de Eventos

• Estimación de Consecuencias

• Criterios para el Calculo de Consecuencias por Eventos

• Cuantificación de la Severidad de los eventos

• Análisis de resultados de los cálculos de Consecuencias: Impacto por Evento

• Criterios de Tolerancia

• Medidas para Reducción del Riesgo

• Análisis Costo-Beneficio

• Análisis de Costos por Eventos

• Análisis de Costos por Adecuación de la Instalación para reducir daños

• Factibilidad de un Sistema Fijo Contra Incendio en la Estación de Producción Budare 1

• Determinación de Frecuencias Modificadas de Ocurrencia de los Eventos

• Análisis Costo-Beneficio para cada Punto Crítico

Descripción del Sistema

La Estación de Producción Budare 1 (BUEF-1), esta ubicada en el límite entre los estado Guárico y Anzoátegui, a 25 minutos (17 km.) de la oficina principal de PDVSA en Pariaguán, vía la Verdosa Fundo "El Palote" aproximadamente a 100 km. al sur-oeste de San Tomé. Esta instalación fue diseñada para recibir y tratar el crudo proveniente de los pozos correspondiente al área de Budare 1 petróleo de todo el campo que la conforma, el fluido que reciben tiene una gravedad de aproximadamente 32 API, pero también reciben petróleo de la estación Elías-15.

En la estación se efectúa las operaciones del proceso de Recolección y Manejo de Fluidos, que a su vez tienen los siguientes subprocesos tales como: Recepción, Separación, Deshidratación y Almacenamiento del crudo, para ponerlo en condiciones de ser bombeado a la Estación de Descarga Elias-6 y de Allí a P.T.O.

Para el estudio se realizó el ACR, se analizaron todos los subsistemas que conforman la Estación en estudio, haciéndose énfasis en aquellos escenarios de eventos catastróficos como lo son: derrame de líquido y fugas de gas en las secciones de la Estación más propensas a la ocurrencia de éstos, producto de las condiciones operacionales presente en los diferentes subprocesos.con el propósito principal de jerarquizar los eventos no deseados, y poder, derivar criterios de juicio que permitieran sustentar la toma de decisiones que conlleven al incremento de los niveles de seguridad de la instalación, en base al cumplimiento de los objetivos específicos y la eliminación de las causas de accidentalidad asociada a la programación del sistema de Gerencia de la Seguridad de los Procesos (GSP).

Se pudo observar bastante sensibilidad en cuanto a la protección física, ya que el entorno es fuerte, las comunidades que se encuentran próximas entre el Distrito de Zaraza y Santa María del Pire, del Estado Guárico, ejercen gran presión a la hora de la realización de un trabajo de envergadura.

El Departamento SHA, se encarga de establecer indicadores anuales que permitan llegar a la meta de erradicar Accidentes, Enfermedades Ocupacionales e Impacto Ambiental. Cabe destacar que para el logro de esta meta existe el sistema de Gerencia de Seguridad de los Procesos (GSP), que se encarga de manejar el estándar de gestión que permite prevenir la ocurrencia y/o reducir las consecuencias de los eventos no deseados que puedan desencadenarse en catastróficos, este se compone de trece (13) elementos.

Para este estudio se hizo uso de dos (2) de los elementos de GSP, que permitieron obtener información actualizada y confiable de las diferentes aspectos que envuelva el ACR :

• El Análisis de Riesgos de los Procesos (ARP), enfocada en la realización del HAZOP de BUDARE-1.

• La Integridad Mecánica (IME), que entre otras cosas realiza las Inspecciones Predictivas para verificar el estado de los espesores de las paredes de los diferentes subsistemas de BUDARE-1. Además, de llevar el reporte general de las interrupciones operativas de la Estación, por causa de fallas de equipos y defectos en el diseño de la misma.

La figura N°6.2, muestra el esquema general de la estación, enfocando la ubicación de los subsistemas y sus tuberías.

Figura N°6.2: Esquemático de la Estación de Producción Budare 1

Fuente: Manual de Ingeniería de Riesgos Norma PDVSA IR-S-01 Filosofía de Diseño Seguro. 1995

Para iniciar el estudio, se revisó la información recopilada, de todos los equipos que fueron denominados subsistemas, que conforman la Estación de Producción Budare 1 (BUEF-1), y se describieron en el Capitulo V y en el Apéndice A.

• IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS/PELIGROS

Se ubico las posibles condiciones de daño potencial presentes en la Estación de Producción Budare 1(BUEF-1), con la aplicación de la metodología técnica utilizada por la empresa para los análisis de riesgos (ADR"s) de las instalaciones de la Unidad, contemplados en el primer elemento del Sistema de seguridad: Gerencia de Seguridad de los Procesos (GSP): Análisis de Riesgos de los Procesos.

Para aplicar de manera efectiva la Identificación de los Peligros presentes en la Estación, se hizo uso de la jerarquización de los riesgos arrojados de el Método Cualitativo para Análisis de Riesgos, especificado en el ACR, denominado: "Estudio de Peligros y Operabilidad (HAZOP)". El HAZOP es un método de análisis cualitativo, y se explica a continuación:

• Análisis Cualitativo de Riesgo: Estudio de Peligros y Operabilidad (HAZOP)

La metodología aplicada en la realización del HAZOP (esta metodología esta descrita en el Capítulo III), se realizo bajo la supervisión de profesionales y técnicos de la Gerencia de Liviano, ingeniero a conformidad, Gerencia de la Seguridad de los Procesos (GSP) y Seguridad, Higiene y Ambiente (SHA) de los Procesos del Distrito San Tome quienes ayudaron en el análisis las diferentes desviaciones a los procesos manejados en la instalación.

• Documentación Requerida

Se debió disponer del siguiente material:

• a. Criterios de diseño y filosofía de operación de las Estaciones de Producción.

• Filosofía de Diseño Seguro. (Manual de Ingeniería de Riesgos PDVSA Norma IR-S-01).

• b. Planos de ubicación de equipos

• c. Especificaciones técnicas de equipos y de construcción.

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

Este estudio considero las condiciones de daño potencial presentes en la Estación, así como también el HAZOP de Budare Estación de Flujo 1, realizado en el año 2000, haciéndose la debida actualización y mejora del estudio, con la finalidad de identificar peligros potenciales y problemas operacionales, así como sus consecuencias inherentes a los eventos y escenarios no deseados, como lo muestra el Apéndice B.

Adicionalmente, el estudio comprendió la identificación de desviaciones del diseño, operación y mantenimiento de la instalación.(Ver Apéndice B)

Para visualizar el cuerpo completo del HAZOP de la Estación de Producción Budare-1. Se hace referencia a el Apéndices B y C, donde se encuentra de manera detallada todos los subsistemas de la instalación, haciéndose énfasis en los circuitos o nodos, donde hay mayor probabilidad de eventos catastróficos.

Se procedió a la elaboración del HAZOP, de manera que se presenta a continuación:

• Selección de los Circuitos o Nodos Analizados:

Tabla N°6.1: Nodos de la Estación de Flujo BUDARE-1

Fuente: Elaborado por el Autor

Tabla N°6.1: Nodos de la Estación de Flujo BUDARE-1 (continuación…)

Fuente: Elaborado por el Autor

• Estudio de los Circuitos o Nodos seleccionados:

Luego de haberse seleccionado las secciones o nodos del estudio:

• 9. Se realizo el análisis de las desviaciones del proceso y sus posibles causas dentro de los nodos en estudio.

• 10. Se determino para cada desviación, las posibles causas y consecuencias (que dan como resultado una consecuencia final con elevado potencial de perdida).

• 11. Se enumero cada desviación estudiada.

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

Tabla N°6.2: Tabulación del Rango de Criticidad del Riesgo

El análisis considero la disponibilidad de las protecciones existentes para fijar la probabilidad de ocurrencia.

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

• 14. Se listaron las recomendaciones para eliminar las causas, y mitigar las consecuencias según el nivel de riesgos.

Se hizo énfasis en las recomendaciones que van dirigidas al tema de estudio, quedando de la siguiente manera:

Tabla N°6.3:Cuadro esquemático de las recomendaciones HAZOP que presentaban un riesgo (1) "Muy Alto" de ocurrencia

Fuente: Elaborado por el Autor

6.2.2 Identificación de los Puntos Críticos Estudiados (Escenarios y Eventos Peligrosos)

Para la realización del estudio, se consideraron aquellos escenarios iniciados por el escape de los fluidos manejados en cada uno de los subsistemas analizados, ello basado en la experiencia del personal, con este tipo de instalaciones, así como la consulta a la data existente para escenarios similares. De esta manera, se obtuvieron los siguientes escenarios:

• Escape de Gas Inflamable.

• Derrame de Crudo.

La definición de estos escenarios se basó en las siguientes premisas:

• Clasificación de los potenciales accidentes en dos categorías:

• a) Fuga de Gas

• b) Derrame de líquidos.

• Se tomó dentro de estas categorías, puntos críticos que presentaban las mismas características en cuanto a presión, temperatura, flujo y composición.

• Se consideró para cada uno de los puntos críticos, el área de afectación en caso de ocurrir uno de los escenarios indicados, así como las consecuencias del mismo.

• Se asumió como consecuencias de cada uno de los escenarios, los siguientes eventos:

• Chorro de Fuego.

• Piscina Incendiada.

• Dispersión.

• Tanque Incendiado.

A continuación se presenta un esquema que muestra los posibles eventos que pudiesen ocurrir en caso de presentarse los escenarios considerados por Derrame de Crudo y Escape de Gas.

Figura N°6.3: Esquemas de Eventos según los escenarios considerados

Se tomó el esquemático de la estación para señalizar los puntos críticos que arrojo el HAZOP, para el estudio realizado, como lo muestra, la figura N°6.3:

La tabla que se presenta a continuación, muestra los puntos críticos estudiados en los diferentes escenarios, para cada uno de los subsistemas analizados que requerían el A.C.R, así como la presión y temperatura de operación, y el flujo que se maneja en cada uno de ellos para cada uno de los subsistemas analizados de la Estación de Producción Budare 1 (BUEF-1).

Tabla N°6.4: Puntos Críticos de Estudio

Leyenda: MBls:Miles de Barriles Diarios, MMBTU: Millones de BTU, MMPCND: Millones de pies cúbicos neto diario

Fuente: Elaborado por el Autor

Una contingencia en cualquiera de los puntos críticos del estudio, ya sea por Derrame de Líquido o por Escape de Gas, puedo haber sido originada por:

• Desgaste de material o rotura de tubería productos de:

• Corrosión interna en las líneas.

• Altas velocidades del gas.

• Cambios de dirección del gas.

• Choques violentos del gas con las paredes de las tuberías (codos).

• Presencia de agua en el gas manejado.

• Presencia de sustancias corrosivas.

• Fatiga del material.

• Filtraciones por las bridas/válvulas.

• Error humano.

6.3 Estimación de Frecuencia de Eventos Peligrosos

Para efecto del estudio, la Estimación de Frecuencia se manejo en términos de probabilidad y considerándose un año como intervalo de tiempo, adaptándose un enfoque analítico, para la recopilación de datos estadísticos de fallas de equipos y probabilidades de ignición.

Para cada uno de los Puntos Críticos del estudio, se consideraron aquellos parámetros asociados directamente a modos de falla de los componentes de cada subsistema seleccionado. Entre estos parámetros pueden señalarse los siguientes:

• Corrosión.

• Sobreesfuerzo.

• Daños que ocurren durante la instalación.

• Esfuerzos de expansión.

• Movimiento en estructuras o fundaciones

• Sobretemperatura.

• Explosiones.

• Vibración.

• Solidificación de sustancias.

• Fallas térmicas.

• Termofluencia.

• Mala operación

• Procesamientos operacionales inadecuados.

Para la Determinación de la Frecuencia de Ocurrencia de los Eventos Peligrosos del Análisis de Riesgos se emplearon una serie de técnicas tanto cualitativas como cuantitativas que fueron aplicadas en el siguiente orden:

6.3.1 Arboles de Demanda

El primer paso para determinar las frecuencias de ocurrencias de los eventos fue hallar las causas que lo originaron. Mediante la construcción un "Árbol de Causas o de Demandas", por punto crítico. La construcción de árbol se continuó hasta que se considero que ya no existían más causas que permitieran determinar el escenario final.

En este caso se analizo las causas que podrían llevar a la falla de las tuberías, accesorios, conexiones (Bridas), soldaduras, válvulas y equipos mayores, asociados a los subsistemas que componen la instalación BUEF-1 y que se consideraron de alto nivel de riesgo para el ACR.

En el Apéndice D, E, F, se puede observar el resultado de los Árboles de Demanda realizados para cada uno de los puntos críticos, analizados a partir del escenario seleccionado.

6.3.2 Arboles de Fallas

Una vez construido los Arboles de Demanda se elabora el Arbol de Fallas. Este es una representación gráfica de las relaciones lógicas entre las causas que originan un accidente de un sistema en particular u otro escenario indeseado. La construcción del árbol de falla esta basado en el árbol de demanda y el mismo permite cuantificar la frecuencia de ocurrencia del evento indeseado a través del uso de compuertas lógicas "O" "Y" .