Manejo de riesgos en los equipos e instalaciones del oleoducto nor-peruano (página 2)
Enviado por Jaime Eyzaguirre Seminario
Siendo el Oleoducto una instalación muy importante por su envergadura, condiciones de operación y riesgos a los que se encuentra expuesto, requiere de altos costos de mantenimiento tanto predictivo como preventivo, así como métodos especiales de trabajo, mano de obra calificada y aplicación de tecnología de punta.
Es así como Oleoducto cuenta dentro de su planeamiento estratégico, para mantenerlo dentro de condiciones de rentabilidad, eficiencia y seguridad, con planes de trabajo que le permiten el manejo del riesgo y poder conseguir sus metas y objetivos. Entre los principales tenemos los siguientes:
- Plan Maestro de Mantenimiento de Equipos e Instalaciones de Estaciones de Bombeo (PMM).
- Plan de Trabajo de Mantenimiento de la Tubería y el Derecho de Vía (PTMT).
- Plan de Mitigación y Prevención de Daños por Fenómenos Naturales Previsibles (PMPF).
- Plan Zonal de Contingencias (PZC).
II.- PLANES DE TRABAJO
2.1. PLAN MAESTRO DE MANTENIMIENTO (PMM)
En Operaciones Oleoducto el Plan Maestro de Mantenimiento (PMM), se elabora exclusivamente para ejecutar los trabajos de mantenimiento preventivo a los Equipos e Instalaciones Principales de las diferentes estaciones de bombeo, relacionados directamente con el Proceso Principal de operaciones oleoducto. El objetivo del PMM es prevenir consecuencias graves sobre la base de ubicación de fallas incipientes, considerando el diagnostico de condición conocido como mantenimiento predictivo. La combinación de estos dos tipos de mantenimiento nos permite contar con un PMM el cual entre otras cosas nos lleva a lo siguiente:
– Eliminación de fallas imprevistas
– Aumento eficiente del periodo de revisiones
– Ahorro de mano de obra
– Disminución de las primas de seguro
– Disminución de los tiempos de reparación
– Disminución de los consumos de repuestos
– Disminución de fallas infantiles en los equipos
Los principales equipos e instalaciones considerados dentro del PMM son:
– Turbobombas
– Motobombas
– Motogeneradores
– Brazos de carga de crudo
– Bombas de refuerzo
– Bombas de inyección
– Mantenimiento de Planta (Sistema Contra Incendio, Instrumentación, Válvulas, Planta de Tratamiento Agua Potable, Transformadores, Líneas de alta tensión, Sistemas de alivio, etc.)
– Sistema de Telecomunicaciones
– Tanques de Almacenamiento de Crudo y Productos
– Tuberías (Reparaciones por Corrosión)
Estos trabajos son efectuados por la función mantenimiento, mayormente a través de la Tercerización de las actividades (contrataciones de terceros) y algunos con personal propio (mantenimiento de turbinas).
Los costos anuales para cumplir con el PMM ascienden a 3.8 MM$USA donde esta incluido materiales y mano de obra propia y contratada
2.2 PLAN DE TRABAJO DE MANTENIMIENTO DE TUBERIA (PTMT)
El medio natural donde esta ubicado el Oleoducto Norperuano es agresivo y crea una serie de problemas como es la corrosión externa, efectos geodinámicos e hidráulicos, la agresividad producida por el agua contenida en el crudo etc. Para afrontar toda esta problemática, es necesario contar con una estrategia que nos permita anticiparnos a una posible rotura, para lo cual Operaciones Oleoducto realiza una serie de actividades de Mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo tendientes al objetivo "Cero Roturas".
En el Mantenimiento de la Tubería y Derecho de Vía del Oleoducto, en los diferentes tramos, se considera un Programa de Trabajo de Mantenimiento de Tubería (PTMT) que normalmente esta relacionado con actividades tales como:
- Reparación de puntos críticos con corrosión interna o externa del Oleoducto.
- Distensionamiento de tubería
- Mantenimiento del Sistema de Protección Catódica
- Trabajos de Protección del Derecho de Vía
- Mantenimiento de Válvulas
Todos estos trabajos son el resultado de las inspecciones internas y externas efectuadas periódicamente en la tubería del oleoducto. Las inspecciones internas son realizadas por sofisticados equipos (Chanchos Inteligentes) que detectan la ubicación de las averías que pueda presentar la Tubería, tales como: disminución en el espesor, abolladuras, etc. Con estas inspecciones se obtiene información del estado real de la tubería con lo cual se puede programar el mantenimiento preventivo para incrementar la vida útil del Oleoducto y mejorar así la confiabilidad del sistema de transporte y brindar un servicio sin interrupciones a nuestros clientes. Así mismo se minimiza el riesgo por rotura del Oleoducto, derrames y contaminación de áreas, reduciendo el impacto ambiental.
Para poder detectar y monitorear todos estos fenómenos hay una serie de tecnologías o metodologías, que estamos utilizando y que las describiremos a continuación:
EN TUBERÍAS
El oleoducto en mas de 580 Km está enterrado y sumergido en agua casi 270 Km, por ende es muy difícil encontrar los puntos o zonas donde el tubo ha sufrido daños físicos por efectos externos. En nuestro caso se ha detectado la presencia de cientos de abolladuras, de las cuales muchas sobrepasaban el 15 % del diámetro interno. Estas abolladuras obviamente creaban problemas con el desplazamiento de los "chanchos" limpiadores. Al destapar la tubería se encontró algunas abolladuras con fisuras en la tubería por efecto de la presión puntual de rocas agudas.
Una alternativa utilizada, cuando se requiere confirmar a bajo costo la presencia de abolladuras a lo largo de un tramo, es el uso de "Chancho con platos calibradores" que nos dan información de la magnitud de abolladuras sin determinar la progresiva. Esta consta de un chancho de copas en el cual se instala una placa de aluminio de menor diámetro que la tubería, la placa sufre dobladuras si en su recorrido choca con una abolladura o una zona ovalada donde el área libre es menor al diámetro del plato. Esta metodología la utilizamos cuando por razones no determinadas, las copas de los chanchos de limpieza salen dañados o se demoran mas de lo previsto.
La única forma de poder detectar la presencia de las abolladuras y obalidades de la tubería en forma precisa es realizando el paso de "chanchos inspectores" que pueden registrar la magnitud y ubicación de los defectos en tres dimensiones. Así mismo facilita conocer las coordenadas de la abolladura. Este sistema nos ha dado buenos resultados. El uso de este tipo de chanchos requiere de un gasto inicial alto, pero por los resultados obtenidos nos han dado un costo/beneficio satisfactorio.
En vista de las dificultades para detectar desplazamientos y esfuerzos de la tubería se decidió utilizar los "Chanchos Inerciales" cuyos resultados nos han dado información muy útil ya que nos ha permitido "dibujar" las coordenadas de la tubería a lo largo de todo su recorrido.
Si el "chancho inercial" se pasa en dos oportunidades diferentes, podemos identificar con mucha exactitud los cambios de posición que sufre la tubería, inclusive identificar la posición de cada uno de los tubos, de tal manera que por la forma del tubo, se puede calcular los esfuerzos a los que es sometida la tubería.
Con esta herramienta es posible determinar aquellos puntos o zonas donde la tubería está siendo afectada por fuerzas externas y por ende saber si estamos frente a un deslizamiento; quizás en algunos casos sea el único método para encontrar zonas inestables donde el deslizamiento es muy pequeño. Obviamente el siguiente paso después de detectar zonas inestables es monitorear las condiciones de la tubería utilizando otros métodos, como por ejemplo el uso de extensiometría
EN EL DERECHO DE VÍA
Las verificaciones externas son a través de inspecciones (patrullajes) terrestres y aéreas sobre el Derecho de vía, que permiten identificar visualmente zonas o puntos del derecho de vía donde se están presentando cambios que podrían comprometer la integridad de la tubería, dándonos la información necesaria para prevenir o corregir posibles deslizamientos de terreno con las consecuencias que puedan traer. Para esto se cuenta con personal especialista en técnicas de inspección, y conocedor del derecho de vía, con el objeto de poder distinguir si los fenómenos son o no recientes.
Para poder identificar las zonas inestables, en adición a las detectadas en los patrullajes del derecho de vía, se realizan estudios geológicos a lo largo de todo el Oleoducto, especialmente en la zona entre la Estación No 5 y Bayóvar, estos basados en información de aerofotografías e inspecciones visuales de dichas zonas nos permiten preparar planos donde se detallan, a lo largo de toda la longitud de la tubería, condiciones geológicas, uso que se le da a dichos sectores, etc. así como recomendaciones de frecuencia de patrullajes y acciones de mantenimiento predictivo y preventivo.
Cuando se tiene ubicado puntos o zonas que muestran probabilidades de deslizamientos se realizan monitoreos topográficos utilizando la técnica de microtriangulación tomando como referencia puntos fijos. Esta actividad también comprende el control de erosión de las riveras de los ríos utilizando el método de poligonales abiertas.
EN LOS CRUCES DE RÍOS
Otro aspecto importante en el Oleoducto son los problemas generados por la erosión de los ríos, con Cías especializadas se define la condición de la tubería en dichas zonas especialmente en los cruces subacuáticos, para conocer la cobertura que tiene en dichas zonas la tubería, en vista de que los ríos de la selva y de la sierra modifican con mucha frecuencia su curso, lecho y cause. Uno de los inconvenientes que se tiene en los cruces subacuáticos de los ríos de la selva, es la incertidumbre para conocer la ubicación exacta del tubo bajo el lecho de los ríos.
MAPAS DE SENSIBILIDAD
Debido a que el oleoducto atraviesa una amplia extensión de terreno con diferentes características (selva, sierra y desierto) en la cual existe abundante flora y fauna, así como agrupaciones étnicas que deben ser protegidas, y considerando que los recursos económicos financieros son limitados, se tienen Mapas de Sensibilidad que son estudios realizados en las zonas con mayor riesgo de rotura, con el objetivo de tener un inventario de los recursos que pueden ser afectados por un derrame y evaluar el grado de sensibilidad de los mismos. Esto con la finalidad de priorizar los trabajos de prevención en las zonas más sensibles.
Los Mapas de Sensibilidad (MS) ubican en forma clara y precisa los recursos sensibles o vulnerables que puedan ser afectados por el derrame de petróleo crudo, tales como:
– Recursos físicos, que comprende la Geomorfología del terreno en la cual se debe mencionar el tiempo de exposición de la mancha, tipo de substratos, permeabilidad del terreno, movilidad de sedimentos, etc.
– Recursos biológicos, es decir la flora y fauna que puede ser afectada por el derrame en forma directa (sofocación, exposición tóxica) o indirectamente (perdida del hábitat o fuentes alimentarias).
– Recursos de uso por el hombre, comprenden los recursos que el hombre requiere para: Su desarrollo (zonas pobladas, vías de comunicación, tomas de agua, etc.), recreación (lugares de acampar, pesca deportiva, buceo, etc.), extracción de recursos (campos de cultivo, pesca comercial, caza, otros) zona de ordenación (limites geográficos, parques nacionales, zonas protegidas, refugio para fauna y flora) zonas culturales (restos arqueológicos, lugares históricos)
La mayor parte del PTMT es ejecutado por medio de la tercerización, quedando bajo responsabilidad de Operaciones Oleoducto la inspección y supervisión de los trabajos contratados.
Como se puede apreciar, estos trabajos de mantenimiento no se pueden programar con la antelación que necesita un Plan Maestro, como se hace con Equipos e Instalaciones, debido a que ellos dependen de diversas circunstancias relacionadas con la naturaleza, que muchas veces no pueden ser previsibles. Luego de las inspecciones los trabajos son programados según su prioridad.
2.3 PLAN DE MITIGACIÓN DE DAÑOS POR EL FENÓMENO "EL NIÑO"
El fenómeno "El Niño" ( tiene este nombre debido a que ocurre generalmente en o cerca de la Navidad) esta asociado a cambios en las corrientes del océano pacifico en el área ecuatorial. Esto produce mayor evaporación de las aguas del mar y el clima de la zona de la costa americana, al lado oeste de la cordillera de los andes, cambia produciendo fuertes lluvias, en lo que normalmente es un desierto árido en el caso del Perú. Los efectos no tienen la misma influencia, sin dejar de hacerlo, en el lado este de los andes.
Si bien es cierto que las predicciones meteorológicas son inexactas y aunque los efectos pueden ser predecibles para una región, estos tienden a depender de la naturaleza. Con los pronósticos oportunos realizados por expertos nacionales del SENAMHI (servicio nacional de meteorología e hidrología), e internacionales de la NOA, considerando medidas de diagnostico tales como el comportamiento de las corrientes marinas y la temperatura del océano pacifico, la presencia del fenómeno "El Niño", el cual traería como consecuencias fuertes precipitaciones pluviales entre los meses de Nov. 97/Abr. 98, era eminente. Por esto era prioritario tomar las precauciones necesarias para evitar y/o mitigar los daños en las estaciones más vulnerables del oleoducto ubicadas en las zonas este y oeste de los andes norperuanos, como son las Estaciones de Bombeo Nº 8, 9 y el terminal costero de Bayóvar.
Estos trabajos bajo el título de PLAN DE EMERGENCIA PARA LA PROTECCÓN DE EQUIPOS E INSTALACIONES DE OPERACIONES OLEODUCTO CONTRA POSIBLES DAÑOS QUE SE PUEDAN ORIGINAR A CONSECUENCIA DEL FENOMENO "EL NIÑO", se iniciaron con anticipación en el mes de octubre 97, concluyéndose en diciembre del mismo año.
2.3.1 PROTECCIÓN A LAS INSTALACIONES RIESGOSAS
La protección a las instalaciones se dio para asegurar que los sistemas existentes de desagüe operasen en completo orden. Para esto se utilizó la experiencia ganada durante el fenómeno "El Niño" 1982/1983 para diseñar las adiciones o perfeccionamientos considerados necesarios. La mayoría de los trabajos realizados en las estaciones de bombeo y el terminal costero de Bayóvar han sido trabajos de reparación de sistemas de desagües, alcantarillado, carreteras y algunos movimientos de tierras para desviaciones de las crecientes de agua en las quebradas que normalmente se encuentran secas, como es el caso del terminal costero de Bayóvar. Al inicio de la temporada de las lluvias más fuertes, se realizaron ajustes menores en los trabajos y además existieron inspecciones programadas así como un plan de mantenimiento de cangrejeras y alcantarillas. El requerimiento en las estaciones 8 y 9 se da mas en prevenir acumulaciones de agua que viene de afuera, ya que ésta puede inundar la zona de la estación.
En las dos estaciones mencionadas y en el Terminal Marítimo de Bayóvar se detectaron puntos que podían ser vulnerables y originar problemas a las instalaciones en caso de fuertes precipitaciones pluviales; con la finalidad de eliminar su vulnerabilidad, se ejecutaron principalmente los siguientes trabajos:
– Limpieza y/o reconstrucción de las canaletas, alcantarillas y drenes de los sistemas de evacuación de aguas pluviales.
– Construcción de muros de tierra para desviar el flujo del agua pluvial.
– Construcción de nuevos sistemas de drenes para la evacuación de las aguas
– Relleno de zonas bajas
– Protección de cables eléctricos expuestos
– Canalización de quebradas
– Relleno de zonas erosionadas (cangregeras)
2.3.2 RECOMENDACIONES GENERALES
– Incrementar en las estaciones de occidente y en el terminal Bayóvar los inventarios de combustibles para la operación de bombeo y unidades móviles, por un periodo de dos meses, teniendo en cuenta que los accesos por tierra pueden quedar inutilizados como consecuencia de las lluvias.
– Almacenar agua en el terminal de Bayóvar para la operación (medidores), consumo humano y servicio doméstico, precaviendo que la tubería que abastece de agua pueda sufrir algún percance y su reparación no sea de inmediato.
– Chequear la operatividad de las válvulas de drenaje de las posas de contención de todos los tanques de almacenamiento de petróleo crudo o productos de las estaciones 8,9 y el Terminal de Bayóvar.
– Realizar el mantenimiento de los sistemas de pararrayos existentes.
– Contar con un tractor (D7 ó D5, de preferencia este último), cautivo en estación 8, 9 y el terminal Bayóvar desde el mes de Setiembre hasta que pase el periodo de lluvias, para realizar obras de drenajes que se requieran, así como de auxilio durante la época lluviosa.
2.4 PLAN ZONAL DE CONTINGENCIAS (PZC)
Dentro de la misión de Operaciones Oleoducto esta establecido entre otros planteamientos la preservación del medio ambiente y los recursos naturales, para lo cual se ha definido una Política Ambiental y programas que contribuyen a que se realicen las actividades con el menor impacto negativo sobre la ecología.
Considerando que pueden ocurrir accidentes tecnológicos pese a las medidas de prevención establecidas, Oleoducto cuenta con un PZC necesario para minimizar cualquier daño accidental al medio ambiente. éste PZC forma parte del Plan Corporativo de Contingencias de PETROPERÚ S.A. el mismo que se encuadra en los lineamientos de la Ley Orgánica de Hidrocarburos del Perú.
Operaciones Oleoducto en caso de derrames considera como primera prioridad la seguridad de sus trabajadores y del publico en general y la mitigación del daño al medio ambiente.
El Plan Zonal de Contingencias tiene como objetivos los siguientes:
– Implementar una organización responsable de controlar cualquier derrame de hidrocarburos y ejecutar las operaciones de limpieza y rehabilitación de la zona afectada.
– Optimar el uso de los recursos humanos y materiales en el desarrollo de las operaciones de respuesta.
– El PZC para controlar derrames de hidrocarburos en Operaciones Oleoducto, considera lo siguiente
– Un mecanismo para la detección temprana de la emergencia, basada en el monitoreo constante de las condiciones de operación y en la información que puede ser obtenida de los moradores cercanos al derecho de vía del oleoducto, con quienes se tienen programas integrales de proyección a la comunidad.
– Una comunicación fluida y efectiva entre los responsables de la aplicación del PZC
– Una organización (brigada) contraderrames encargada de las operaciones in situ.
– Personal entrenado y equipado para combatir el derrame en forma efectiva y segura.
– Personal entrenado y equipado para mitigar los efectos del derrame y restaurar el área afectada.
III.- ESTIMADO DE COSTO DE LOS PLANES (MM$USA POR AÑO)
PMM
Mano de obra Contratada 0.917
Materiales 2.899
Total 3.816
PTML
Inspecciones internas 0.600
Inspecciones externas 0.250
Reparaciones de la tubería 0.500
Distencionamientos de la tubería 0.300
Total 1.650
PMPF
Trabajos en estación N°9 0.015
Trabajos en Estación N°8 0.004
Total 0.019
Gran Total 5.485
IV.-CONCLUSIONES
– El Plan Maestro de Mantenimiento (PMM) nos ha permitido disminuir el riesgo de que se produzcan fallas graves en los equipos de las estaciones que puedan truncar la continuidad de las operaciones del Oleoducto Norperuano.
– El cumplir con el Plan de Trabajo de Mantenimiento de Tubería y Derecho de Vía (mantenimiento preventivo) sobre la base del mantenimiento predictivo ejecutado con las inspecciones internas y externas, nos permite mitigar los riesgos de roturas de tubería por corrosión interna o externa, deslizamientos superficiales y/o reptantes, fenómenos naturales como "El Niño", movimientos sísmicos etc. en forma satisfactoria disminuyendo el riesgo de paralización de las operaciones del Oleoducto Norperuano y la contaminación del medio ambiente.
– El mantenimiento predictivo, análisis, seguido del mantenimiento preventivo, la acción, es un buen sistema para mitigar riesgos de fallas con consecuencias graves en equipos, instalaciones, tubería y derecho de vía.
– Las condiciones del clima, relieve y geología de la zona que recorre el oleoducto Norperuano favorecen la ocurrencia de deslizamientos, sin embargo es posible mitigar los riesgos manteniendo un programa de inspecciones tanto internas como externas de la tubería y del derecho de vía respectivamente, que nos permitan realizar los trabajos preventivos necesarios para dicha mitigación.
– Los deslizamientos e inundaciones son fenómenos naturales frecuentes en las cuencas hidrográficas que recorre el Oleoducto Norperuano.
– Con los trabajos realizados, a muy bajo costo, para contrarrestar las consecuencias del fenómeno "El Niño", se lograron mitigar los riesgos de acuerdo a lo esperado.
Autor:
Jaime Eyzaguirre Seminario
PETRÓLEOS DEL PERÚ-PETROPERÚ S.A.
OPERACIONES OLEODUCTO
PIURA – PERÚ
Agosto de 1998
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