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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO,
GAS NATURAL Y PETROQUÍMICA
ELABORACIÓN DE ESTUDIO DE RIESGOS COMO HERRAMIENTA
DE GESTION PARA EVALUAR Y REDUCIR LOS RIESGOS
DURANTE LAS ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN
EXPLORATORÍA EN SELVA, ACORDE A RCD 240-2010 OS/CD
INFORME DE SUFICIENCIA
PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL
PRESENTADO POR:
EDWIN FRANCISCO CANALES PÉREZ
PROMOCIÓN: 2011- 2
LIMA – PERÚ
2015
Dedicatoria
A mi madre por su apoyo incondicional, a mi padre por su
soporte, a mi esforzada esposa que siempre está conmigo y
me alienta a continuar, a mis hermosas hijas Sophia y Farah,
a mi hermano y especialmente a mis abuelitos Julia y Eloy.
Agradecimientos
A Dios por su guía, a la empresa donde me inicie en la
industria donde siempre las puertas del conocimiento y las
oportunidades están abiertas, a mis anteriores y actuales
gerentes por su orientación y enseñanzas.
SUMARIO
El presente trabajo tiene la finalidad de dar las pautas para la elaboración de un
Estudio de Riesgos para las actividades de perforación exploratoria en la selva peruana,
mediante una metodología semi-cuantitativa utilizando técnicas de identificación de
peligros para la evaluación de los riesgos inherentes a esta actividad. Esta metodología,
nos permite realizar una descripción sistemática de los procesos y actividades
involucradas durante la perforación de pozos exploratorios. De esta manera podemos
identificar los peligros que pueden afectar la integridad física del personal propio/
terceros, el medio ambiente, los equipos y facilidades de la instalación, del mismo
modo nos permite la evaluación de los riesgos.
Para una estimación adecuada del riesgo, resulta indispensable identificar,
describir y estimar las frecuencias y cuantificar las consecuencias que generan los
posibles eventos en el equipo de perforación a evaluar; siendo éste el componente
primario de dicha instalación, se debe desarrollar los análisis de riesgos en función de
las actividades que se llevan a cabo en la plataforma de perforación, desarrollándolo en
tres fases a fin de; identificar y describir los peligros, estimar las frecuencias y
consecuencias y finalmente dar medidas de prevención, protección y/o mitigación según
corresponda.
De los eventos obtenidos de los diferentes escenarios probables (ignición
inmediata – retardada), resulta que un Incendio de gas durante fuga a presión (chorro de
fuego - jet fire), Incendio tipo Bola de fuego por fuga de gas (fogonazo- flash fire) o
dispersión de nube de gas por descontrol de pozo (Blowout), o Incendio en superficie de
diesel derramado (piscina de fuego - pool fire) en el área de almacenamiento de
combustibles; tienen niveles de riesgos bajo (principalmente por las bajas
frecuencias/probabilidades de estos escenarios).
Finalmente, se recomienda la aplicación de las protecciones pasivas
(espaciamiento de equipos y campamento); y la necesidad de evaluar los tiempos de
respuesta del personal quienes tomarán las acciones necesarias para minimizar o evitar
un evento indeseable o cualquier escenario de riesgo durante la operación.
El contenido y estructura de los Estudio de Riesgos a nivel nacional para el
sector Hidrocarburos están normado por la Resolución de Consejo Directivo RCD 240-
2010 OS/CD, por ende estudio de riesgo que presentamos tendrá la estructura de esta
resolución.
vi
INDICE
Dedicatoria ...................................................................................................................... ii
Agradecimientos ............................................................................................................ iii
SUMARIO ...................................................................................................................... iv
INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 1
CAPÍTULO I. - PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ......................................... 3
1.1. Planteamiento del problema: ................................................................................ 3
1.2. Objetivos de la investigación ................................................................................ 3
1.2.1. Objetivo general .................................................................................................... 3
1.2.2. Objetivo específico ............................................................................................... 3
1.3. Justificación .......................................................................................................... 4
1.4. Limitaciones ......................................................................................................... 6
CAPÍTULO II. - MARCO TEORICO ......................................................................... 7
2.1. Antecedentes ......................................................................................................... 7
2.2. Definición de términos clave ................................................................................ 8
2.2.1. Accidente de trabajo ............................................................................................. 8
2.2.2. Control de riesgos ................................................................................................. 8
2.2.3. Evaluación de riesgos ........................................................................................... 8
2.2.4. Identificación de peligros ..................................................................................... 9
2.2.5. Peligro ................................................................................................................... 9
2.2.6. Riesgo ................................................................................................................... 9
2.2.7. Riesgo aceptable ................................................................................................... 9
2.3. Metodología de elaboración de Estudios de Riesgos ......................................... 10
2.3.1. Identificación de las actividades ......................................................................... 13
2.3.2. Identificación de peligros ................................................................................... 14
2.3.3. Postular escenarios de riesgos ............................................................................ 15
2.3.4. Estimación de la frecuencia de ocurrencia de los escenarios ............................. 17
2.3.5. Estimación del impacto ....................................................................................... 18
2.3.6. Estimación del riesgo .......................................................................................... 19
2.3.7. Indicador de alerta .............................................................................................. 20
2.3.8. Tolerabilidad del riesgo ...................................................................................... 21
2.3.9. Medidas de reducción del riesgo ........................................................................ 24
2.4. Contenido de los Estudios de Riesgos de acuerdo a normativa nacional ........... 25
CAPÍTULO III: HIPÓTESIS Y VARIABLES ......................................................... 29
3.1. Hipótesis ............................................................................................................. 29
3.2. Variables ............................................................................................................. 29
3.2.1. Variable de consecuencias producto de los peligros presentes en la instalación 29
3.2.2. Variable de frecuencia de daños producto de los peligros presentes en la
instalación ........................................................................................................... 29
3.3. Operacionalización de variables ......................................................................... 30
3.4. Matriz de consistencia ........................................................................................ 32
CAPÍTULO IV: PLANTEAMIENTO PARA EL ESTUDIO .................................. 33
4.1 Fases del Estudio de Riesgos .............................................................................. 33
4.1.1 Fase 1: Identificación y descripción de los peligros ........................................... 34
4.1.2 Fase 2: Estimación de Frecuencias y Consecuencias. ........................................ 39
4.1.3 Fase 3. Establecer Medidas de Prevención y Protección. .................................. 44
CAPÍTULO V: RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN ................................... 45
5.1. Análisis de los resultados .................................................................................... 45
5.1.1. Identificación y descripción de peligros ............................................................. 45
5.1.2. Estimación de Frecuencias y consecuencias ....................................................... 50
5.1.3. Medidas de Prevención y Protección .................................................................. 57
CAPÍTULO VI: PRESUPUESTO .............................................................................. 60
CAPÍTULO VII: CONCLUSIONES .......................................................................... 62
BIBLIOGRAFIA .......................................................................................................... 64
ANEXO 1 ....................................................................................................................... 66
ANEXO 2 ....................................................................................................................... 67
1
INTRODUCCIÓN
La industria a nivel mundial ha sido testigo de innumerables accidentes que son
registrados en nuestra historia, y es evidente que las personas, los bienes materiales y el
medio ambiente que se encuentran próximos a instalaciones industriales, están
expuestos a peligros por la sola presencia de dicha instalación. La cuestión clave está en
decidir qué tipo y nivel de riesgos estamos dispuestos a admitir en función de los
beneficios que suponen la presencia de estas instalaciones.
Por tanto, para poder decidir si este tipo de riesgos es aceptable, se requiere
estimar su magnitud, por lo que se hace necesario realizar un análisis sistemático y más
completo posible de todos los aspectos que implica para las personas, el medio ambiente
y los bienes materiales, la puesta en marcha de un determinado proyecto, instalación, las
sustancias que utiliza, los equipos, los procedimientos, etc. Se hace inevitable analizar
estos riesgos y valorar si su presencia es o no admisible. Es lo que se denomina análisis
de riesgos. Se trata de estimar el nivel de riesgo de una actividad industrial para las
personas, el medio ambiente y los bienes materiales, en términos de cuantificar la
magnitud del daño y de la probabilidad de ocurrencia.
Los análisis de riesgos, por tanto, tratan de estudiar, evaluar, medir y prevenir
los fallos y las averías de los sistemas técnicos y de los procedimientos operativos que
pueden iniciar y desencadenar sucesos no deseados (accidentes) que afecten a las
personas, los bienes y el medio ambiente.
Ahora bien, los Estudios de Riesgos para el caso de las Actividades de
Perforación Exploratoria en la Selva Peruana, permitirán a la media y alta dirección
tomar decisiones que aseguren niveles aceptables de riesgo en este tipo de proyectos.
Dentro del contexto nacional para el sector hidrocarburos, la normativa nacional
realiza una serie de exigencias para el control de la seguridad en las actividades de
perforación que no están ligadas a un previo análisis desde el punto de vista del Riesgo,
esto, teniendo en cuenta que cada proyecto es único en su clase por los diferentes
2
factores que intervienen para el desarrollo del mismo. Esta clase de exigencias, generan
una mayor inversión en sistemas de mitigación que pudieran no ser eficientes para la
reducción del riesgo de las operaciones de perforación exploratoria, y se deja de lado la
aplicación de capas de protección o medidas de control preventivas, que favorecen en
mayor medida a la seguridad de las personas, medio ambiente y a las operaciones de
perforación exploratoria.
3
CAPÍTULO I. - PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En el presente capitulo describimos la secuencia de cómo nos planteamos
realizar la secuencia de elaboración de los Estudios de Riesgos a las actividades de
perforación exploratoria y cuáles son los objetivos que queremos lograr.
1.1. Planteamiento del problema:
¿Cuáles son los peligros y el nivel de riesgos existentes durante las actividades
de perforación en la selva peruana, y de qué manera podemos identificarlos y evaluar su
impacto, para plantear medidas que las controlen, reduzcan o eliminen?
1.2. Objetivos de la investigación
Partimos por definir primero el objetivo general de la investigación para luego
establecer los objetivos específicos o puntuales.
1.2.1. Objetivo general
Analizar los riesgos existentes durante la perforación de pozos de exploración en
la selva peruana, estableciendo medidas de prevención y protección para reducir la
ocurrencia y consecuencia de los eventos que puedan afectar al personal, instalaciones y
al medio ambiente.
1.2.2. Objetivo específico
Se citan los siguientes objetivos específicos:
- Identificación y descripción de peligros
- Estimación de frecuencias y consecuencias (Cuantificar las consecuencias de los
escenarios de incendio) para la valoración de los riesgos
- Establecer medidas de prevención y protección.
4
1.3. Justificación
El desarrollo tecnológico experimentado por los países industrializados, ha
contribuido en una mejora notable en el nivel de vida del ser humano. Sin embargo, la
proliferación de las instalaciones industriales y el transporte de determinados materiales
han implicado la aparición de nuevos riesgos, que originan graves accidentes de
importante impacto poblacional y ecológico. En este sentido se debe considerar que la
industria en general ha tenido una evolución tecnológica de gran crecimiento que viene
provocando un aumento de la probabilidad de ocurrencia de accidentes de mayor
impacto al medio ambiente, personas y equipos.
Estos accidentes mayores se han evidenciado en las últimas décadas por desgracia a
causa de las graves consecuencias que ocasionaron. A continuación citamos algunas:
- En el año 1984 se registró tres de los accidentes más graves de la historia: 24 de
febrero en Sao Paulo en la colonia de Cubatao (rotura de un oleoducto genero un
incendio que causó la muerte de 508 personas), 19 de noviembre en Ciudad de México
en la colonia de San Juan (explosión e incendio de un planta de almacenamiento de
GLP, causó la muerte de 450 personas) y el 3 de diciembre en India en la región de
Bhopal (escape de gas con formación de una nube tóxica, que causó la muerte de 12 000
personas en total).
- En el año 1988, Mar del Norte en la plataforma Piper Alpha, ocurrió una
explosión que incendio toda la plataforma, ocasionando la muerte de aproximadamente
167 personas.
- En el año 1989, URSS en los Urales, ocurrió la explosión de una gran nube de
gas procedente de la fuga de un gasoducto, que provocó la muerte de aproximadamente
1000 personas.
- En el año 2010, Golfo de México la Plataforma Deepwater Horizon se
encontraba terminado la perforación del pozo Macondo, cuando ocurrió una explosión
que incendio la plataforma y provoco la muerte de 11 personas y el derrame de 4.9
millones de barriles de crudo que duro 84 días.
Ante estas situaciones (citadas), se hace latente la necesidad de dedicar mayores
esfuerzos para reducir los riesgos a niveles tolerables. En el proceso de evaluación o
5
análisis de los riesgos se entiende que los accidentes pueden ser prevenidos al anticipar
la forma en que pueden ocurrir. Virtualmente cualquier operación industrial donde se
utilice energía, maquinarias, productos químicos, entre otros, tiene un nivel riesgo, y los
accidentes en el ámbito laboral, tales como caídas, electrocución, contacto con partes de
equipos, entre otros, son comunes a la mayoría de las industrias.
La alta complejidad al momento del diseño y las nuevas legislaciones en virtud de la
aplicabilidad de nuevas tecnologías en los proyectos asignados a la cartera de
inversiones a corto, mediano y largo plazo han aumentado a grandes proporciones el
riesgo de accidentes, situación que está al descubierto al analizar antecedentes históricos
acontecidos en la industria petrolera a escala mundial.
Como pudimos apreciar en la industria mundial la ocurrencia de situaciones imprevistas
y sus posteriores efectos tienen repercusión directa en el éxito de los proyectos, y el país
no está ajeno a estas situaciones. Partiendo de esta premisa, se plantea el empleo de
técnicas de identificación de peligros efectivas que sirvan para reconocer desviaciones
de planificación y diseño, para prevenir situaciones que afecten negativamente a la
operación y a todos sus actores, y más aún para proteger la integridad de los mismos en
procura de la continuidad del proyecto.
Debemos tener en cuenta que en la Industria Petrolera Peruana los temas de seguridad
industrial, salud y medio ambiente están tomando relevancia desde apenas 8 años
(2007), esto por el desarrollo de reglamentaciones en seguridad para actividades de
hidrocarburos [1], y hace apenas 5 años se reglamentó la evaluación y aprobación de los
Instrumentos de gestión de Seguridad, como requisito de las empresas operadoras para
iniciar los proyectos de exploración y explotación.
La obligación legal de elaborar los instrumentos de gestión de seguridad, viene
generando la necesidad desde el punto de vista documental para cumplir con este
requisito, más que utilizarla para lo que fue concebida, como instrumento práctico y útil
de identificación de peligros y evaluación de riesgos para prevenir accidentes y/o
eventos negativos para los proyectos durante todas sus etapas.
La normativa nacional que regula el sector hidrocarburos, suma una serie de requisitos
que las empresas operadoras tiene que cumplir, como exigencia de la ley, para
garantizar la seguridad del personal y medio ambiente que participa en la operación,
6
pero que están enfocados en mitigar los efectos posteriores a los eventos no deseados, y
no en prevenir la ocurrencia de los mismos.
Por lo tanto se hace evidente la necesidad de elaborar instrumentos de gestión de
seguridad útiles que nos permitan prevenir eventos negativos para nuestros proyectos e
implantar medidas control o capas de protección eficientes que prevengas la ocurrencias
de eventos indeseados o mitiguen la ocurrencia de los mismo y de esta forma realizar
con mayor eficiencia el control de riesgos de las operaciones de perforación
Exploratoria en la Selva Peruana.
1.4. Limitaciones
El conocimiento estadístico de la accidentabilidad para actividades de
perforación exploratoria en la industria nacional y actividades similares en la industria
internacional, es fundamental para identificar los puntos más recurrentes a error o
desviación de los procesos. Este conocimiento faculta al estudio de riesgos de una
herramienta útil y medible para la valoración de los niveles de riesgo de las operaciones
que se desarrollaran, y así identificadas las desviaciones plantear las medidas
preventivas y de control necesarias para el desarrollo seguro de las actividades en justo
equilibrio entre los diferentes entornos interactuantes.
Actualmente la industria petrolera nacional, y más específicamente el área de
perforación, no cuenta con una base de datos estadística de accidentabilidad confiable,
ya que ninguna entidad estatal ni privada en el país cuenta con esta información. Es en
este contexto que la frecuencia de ocurrencia considerada para los estudios quedan
limitados a la comparación con industrias similares a nivel mundial basándonos en
reportes estadísticos de asociaciones internacionales como IADC y otros.
Adicionalmente, la regulación nacional para el sector Hidrocarburos tiene normada la
elaboración de Estudios de Riesgo para proyectos en este sector, donde la RCD 240-
2010 OS/CD indica el contenido que deben tener los Estudios de Riesgos para poder ser
presentados a las entidades correspondientes.
7
CAPÍTULO II. - MARCO TEORICO
La metodología para los análisis de riesgos y la estructura que debe tener un
estudio de riesgos de acuerdo a la normativa nacional se presenta en este capítulo.
2.1. Antecedentes
Los proyectos de perforación exploratoria en la industria de hidrocarburos en el
país hacia los años anteriores al 2007, se realizaban sin las consideraciones previas de
las probables contingencias que se podrían presentar durante la ejecución de las
operaciones (propias) de este tipo de proyectos.
Ya para el año 2010 con la puesta en vigencia del Procedimiento de Evaluación y
Aprobación de los Instrumentos de Gestión de Seguridad para las Actividades de
Hidrocarburos RCD 240-2010 OS/CD, se establece la obligatoriedad de realizar
Estudios de Riesgo previos al inicio de proyectos relacionados con Hidrocarburos. Con
esta medida las empresas operadoras quedaron obligas a realizar estudios de riesgos
para iniciar las operaciones de sus proyectos, así a partir del 2010 se elaboran
Instrumentos de Gestión de Seguridad para el inicio de operaciones.
En el sector Hidrocarburos (especialmente en proyectos de perforación) del país los
Estudio de Riesgos como instrumentos de gestión de seguridad, aun no se reflejan como
herramientas de prevención de riesgos, ya que se realizan con la única convicción de
cumplir con lo que requiere la regulación nacional para continuar con el desarrollo de
los proyectos, en desmedro de la seguridad de las personas, el medio ambiente y de los
equipos e instalaciones. Puesto que en el país no hay registros oficiales de accidentes de
mediana o gran magnitud que pudieran generar la alerta en la industria, para comenzar a
tomar conciencia de lo expuestos que nos encontramos a toda clase de accidentes que
pueden resultar perjudiciales para todos los entornos involucrados en proyectos del
sector.
Las actividades de perforación, están constantemente expuestas a toda clase de peligros,
y a nivel mundial existen registros de accidentes catastróficos de los que la humanidad
8
aún se viene recuperando, (Macondo, Golfo de México el año 2010). Nuestro país tiene
zonas muy sensibles como la selva peruana, donde se desarrollando proyectos de
perforación exploratoria, que pueden desencadenar eventos con impactos negativos para
el entorno humano y medio ambiental.
2.2. Definición de términos clave
Antes de iniciar a describir la metodología empleada para la elaboración de un
estudio de riesgos, debemos empezar por conocer la definición de conceptos base.
2.2.1. Accidente de trabajo
Todo suceso repentino que sobrevenga por causa o con ocasión del trabajo y que
produzca en el trabajador una lesión orgánica, una perturbación funcional, una invalidez
o la muerte. Es también accidente de trabajo aquel que se produce durante la ejecución
de órdenes del empleador, o durante la ejecución de una labor bajo su autoridad, y aun
fuera del lugar y horas de trabajo [2].
2.2.2. Control de riesgos
Es el proceso de toma de decisiones basadas en la información obtenida en la
evaluación de riesgos. Se orienta a reducir los riesgos a través de la propuesta de
medidas correctivas, la exigencia de su cumplimiento y la evaluación periódica de su
eficacia [2].
2.2.3. Evaluación de riesgos
Proceso de evaluar el riesgo o riesgos que surgen de uno o varios peligros,
teniendo en cuenta lo adecuado de los controles existentes, y decidir si el riesgo o
riesgos son o no aceptables [3].
Proceso posterior a la identificación de los peligros, que permite valorar el nivel, grado
y gravedad de los mismos proporcionando la información necesaria para que el
empleador se encuentre en condiciones de tomar una decisión apropiada sobre la
oportunidad, prioridad y tipo de acciones preventivas que debe adoptar [2].
9
2.2.4. Identificación de peligros
Proceso mediante el cual se reconoce que existe un peligro y se definen sus
características [3].
Proceso mediante el cual se localiza y reconoce que existe un peligro y se definen sus
características [2].
2.2.5. Peligro
Situación o característica intrínseca de algo capaz de ocasionar daños a las
personas, equipos, procesos y ambiente [2].
Fuente, situación o acto con potencial para causar daño en términos de daño humano o
deterioro de la salud, o una combinación de estos [3].
2.2.6. Riesgo
Probabilidad de que un peligro se materialice en determinadas condiciones y
genere daños a las personas, equipos y al ambiente [2].
Combinación de la probabilidad que ocurra un suceso o exposición peligrosa y la
severidad de las lesiones o daño o deterioro de la salud que puede causar el suceso o la
exposición [3].
Es el producto de la frecuencia prevista para un determinado suceso por la magnitud de
las consecuencias probables (Riesgo = frecuencia x magnitud consecuencias). Así, si un
accidente X tiene una frecuencia estimada de una vez cada 50 años y sus consecuencias
se estiman en un centenar de muertos, el riesgo es de 2 muertes/ año [4].
2.2.7. Riesgo aceptable
Riesgo que se ha reducido a un nivel que puede ser tolerado por la organización
teniendo en consideración sus obligaciones legales y su propia política de Seguridad
Salud en el Trabajo [3].
10
2.3. Metodología de elaboración de Estudios de Riesgos
La metodología empleada para el Estudio de Riesgos consiste en desarrollar el
proceso de análisis en etapas: descripción de actividades y el proceso, identificación de
peligros, estimación de frecuencias de ocurrencia y de la severidad de las consecuencias
de un evento peligroso, la valoración y clasificación del riesgo, y el establecimiento de
medidas de prevención, control y/o mitigación del riesgo. Para realizar la evaluación es
necesario conocer las características de la instalación y de los materiales que son
procesados en la misma, así como la capacidad de respuesta propia en caso emergencias
y su vulnerabilidad. Este proceso cubre los requerimientos expresados por las
regulaciones gubernamentales peruanas en materia de estudios de riesgos [5].
La industria de los hidrocarburos, ha aprendido a través de los años que para enfrentar
de forma exitosa el control de los riesgos de accidentes y/o eventos indeseables, no es
suficiente con ejercer esfuerzos mínimos provenientes de la sola aplicación de las
regulaciones, sino que conlleva además, la implantación de un sistema de gestión de
riesgos, profundamente arraigado en el proceso de toma de decisiones de la empresa
operadora. Los estudios de riesgos, como herramientas e instrumentos de gestión de
seguridad, se enmarcan dentro de ese sistema de gestión de riesgos, como uno de los
elementos principales del mismo, y a la vez como uno de los más objetivos y que mejor
información proveen a la hora de tomar una decisión de índole preventivo y de control.
En este sentido, es necesario aclarar que las herramientas disponibles para gestionar el
riesgo han avanzado considerablemente en estas últimas décadas.
El proceso completo desde el análisis del riesgo hasta el establecimiento de las medidas
de control es lo que se conoce como gestión de riesgos. De forma tal que la gestión de
riesgos no es más que la aplicación sistemática de políticas gerenciales, procedimientos
y prácticas a las tareas de analizar, valorar y controlar los riesgos [6].
A continuación se presenta un esquema gráfico del modelo de gestión de riesgos,
comúnmente aceptado en la industria de los hidrocarburos:
11
Figura 2.1 Modelo de Gestión de Riesgos
(Análisis de Riesgos - QHSE Energy Services S.A.C.)
Los estudios de riesgos son herramientas que permiten una identificación sistemática de
los Peligros, estimación y evaluación de los Riesgos asociados, permitiendo la
generación de acciones preventivas y de mitigación de accidentes industriales (fuegos,
explosiones, escapes tóxicos, etc.) que pudieran ocurrir como resultado de fallos en el
proceso, procedimientos o equipos, como también de factores exógenos; cumpliendo
con lo dispuesto en las regulaciones del país, normas nacionales e internacionales y
buenas prácticas de ingeniería en la industria.
Estas herramientas nos ayudan a:
Definir posibles escenarios de riesgos.
Identificar puntos de potencial riesgo contra la integridad física de los
trabajadores, salud, Medio ambiente o activos.
Definir acciones para reducir el riesgo a niveles tolerables.
Bajo esta premisa es muy importante y en algunos casos vitales, usar la herramienta más
adecuada a la instalación u operaciones y a la etapa del ciclo de vida en que se
encuentre el proyecto en estudio. Las claves de este proceso estarían en:
VALORIZACIÓN
DEL RIESGO:
ANÁLISIS
DEL
RIESGO:
Identificación de Peligros
Estimación del Riesgo
Evaluación del Riesgo
Preparación del Plan de Control de Riesgo
Controles de ingeniería
Control operacional
Control de emergencia
Monitoreo del Plan de Acción
GESTIÓN DEL
RIESGO:
12
Definir un equipo de trabajo idóneo, con las habilidades, experiencias y
conocimientos necesarios para cada tipo de estudio.
Usar y manejar convenientemente las diferentes técnicas y herramientas,
metodologías y tecnologías.
Identificar peligros sobre la salud, seguridad, medio ambiente, imagen
institucional y activos.
Formar la base de un proyecto de registro de riesgos.
Establecer recomendaciones y acciones adecuadas para llevar a cabo en las
siguientes fases del proyecto.
Obtener datos de partida para la realización de estudios específicos (como de
impacto ambiental y otros medios de análisis de riesgos).
Identificar incertidumbres, preocupaciones y necesidades de formación.
Una vez identificados el objetivo del estudio y descritas con detalle las actividades del
proyecto se procede a realizar la evaluación de los riesgos en base al siguiente Flujo
grama de aplicación paso a paso:
Figura 2.2 Flujo grama de pasos para la elaboración de un estudio de riesgos
(Análisis de Riesgos - QHSE Energy Services S.A.C.)
Identificar
los Peligros
Postular
escenarios Valorar el
Riesgo
ANÁLISIS DE RIESGOS
Criterio de Riesgo
Recomendación de
Medidas para la
Reducción del Riesgo
Registrar
Resultados en
el reporte
¿El Riesgo está
en el rango
aceptable?
SI
NO
EVALUACIÓN DE RIESGOS
Estimar
Frecuencia del
evento
Estimar
Consecuencia
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Una mención especial lo revisten los Estudios Cuantitativos de Riesgos. En las últimas
tres décadas también se ha visto un desarrollo profundo y constante de los Análisis
(Estudios) Cuantitativos de Riesgos como herramienta fundamental para la toma de
decisiones basadas en riesgo [4].
Hoy en día estamos en capacidad de estimar diversas medidas del riesgo postulando una
serie de eventos de fallo creíbles, cuyas consecuencias y frecuencia son estimadas
mediante el uso de modelos matemáticos altamente sofisticados y precisos. Estos
modelos permiten estimar desde las tasas de descarga de productos peligrosos a la
atmósfera, hasta el impacto de los mismos en las personas, medio ambiente y equipos,
pasando por la dispersión de esos productos peligrosos en la atmósfera circundante [4].
Para la elaboración de estudio de riesgo desarrollaremos un método semi-cuantitativo
que consiste en estimar la frecuencia mediante la percepción de un equipo idóneo de
trabajo (personal con experiencia y conocimiento del proceso) y la comparación con
índices de accidentes nacionales e internacionales, particularmente aplicables a la
actividad y si es necesario, en función de la determinación de los escenarios de
accidentes, calcular los eventos de riesgos mayores, tales como Incendio en superficie
de diesel derramado (Piscina de Fuego - pool fire), por la formación de derrames y
posterior incendio, mediante la utilización de software o modelos matemáticos [4].
Este modelo de estudios de riesgos nos permite hoy en día desarrollar la información de
apoyo, criterios, etc. necesarios para que se consideren y apliquen las medidas de
reducción y control de riesgos respectivos. Una vez estimadas las diversas medidas del
riesgo, es fácil determinar, en caso necesario, las medidas de control de los mismos. En
algunas circunstancias, la determinación de las medidas de control conlleva la ejecución
de un Análisis Costo-Beneficio, cuyo objetivo principal es reducir los riesgos hasta un
nivel tolerable [4].
2.3.1. Identificación de las actividades
En esta etapa, se identifican las actividades del proyecto que pueden implicar un
riesgo en las etapas pre-constructiva, constructiva, operación, desmantelamiento y/o
abandono. Para nuestro caso, nos limitaremos a la etapa operativa.
14
La descripción precisa y detallada de las actividades proporcionará información valiosa
para el proceso de identificación de peligros.
2.3.2. Identificación de peligros
En esta etapa, se identifican los peligros asociados a las actividades descritas. El
proceso de identificación de peligros lleva a la siguiente pregunta: ¿cómo puede ese
peligro afectar una actividad?, o ¿qué puede salir mal?, etc. El proceso consiste en
definir cuáles pueden ser los eventos desencadenantes de un escenario de riesgo, tal
como la perdida de contención (derrames o fugas) dentro de las instalaciones
incluyendo recipientes, tanques tuberías, bombas y otros equipos o caída de materiales
durante el izamiento mediante grúas o equipos de levantamiento mecánico. Para ello se
emplean principalmente cuatro (04) métodos:
El método Revisión de Peligros (Hazard Review). También conocida como
Revisión de seguridad (Safety Review), consiste en la revisión cualitativa de los peligros
de una instalación o proceso, en base a las opiniones de un grupo de expertos y bajo la
dirección de un coordinador o facilitador. Se sustenta en las siguientes premisas:
- Se realiza de manera intuitiva.
- Las discusiones pueden desarrollarse indistintamente a distancia en
forma anónima o en reuniones de grupo de trabajo.
- La instalación a evaluar debe ser descrita completamente.
- Los expertos plantean sus puntos de vista con entera libertad, pudiendo
éstos ser o no directamente concordantes. Si lo son, se habrá alcanzado el
consenso y la cuestión estará resuelta. Si no lo son, el coordinador resume las
opiniones e invita a los expertos a reconsiderar sus opiniones en atención a las
opiniones discrepantes de sus pares. El proceso puede repetirse tanto como el
coordinador juzgue necesario.
- El juicio de un grupo tiene mayor validez que el juicio de un individuo.
- Normalmente, este proceso iterativo lleva a la reducción de las
discrepancias entre las diversas opiniones, e idealmente debe alcanzar el
consenso.
El método Lista de Verificación de Peligros (Hazard Check-list). Este método
implica una revisión de la instalación mediante una lista de chequeo (check-list), que ha
15
sido previamente evaluada en instalaciones pasadas y que contiene adicionalmente los
requerimientos y recomendaciones de normas y estándares nacionales e internacionales.
El método Análisis Preliminar de Peligros - APP (PHA - Preliminary Hazard
Analysis), es un método de identificación de peligros para etapas tempranas en el diseño
de los procesos o sistemas de las instalaciones. La identificación temprana de los
peligros es considerada de importancia primaria para muchas compañías, las cuales usan
algún tipo de esta técnica para éste propósito. Es una técnica inductiva y estructurada,
para identificar los principales peligros y situaciones accidentales, sus posibles causas y
consecuencias (efectos), evaluar cualitativamente sus riesgos, analizar las salvaguardas
existentes y proponer medidas adicionales de control, monitoreo, prevención y/o
mitigación (recomendaciones). Las bases principales de su aplicación están expresadas
en las guías de Técnicas de identificación de peligros - HAZID del CCPS (Chemical
Center Process Safety).
El método Árbol de eventos. Este método consiste en la revisión estructurada de
los peligros de un sistema, a partir de un evento iniciador, desencadenando a través de la
formación de un árbol, los diferentes escenarios finales (efectos). Esta técnica,
básicamente se utilizará en este estudio, para determinar los escenarios de riesgos
mayores (de procesos).
2.3.3. Postular escenarios de riesgos
Los escenarios analizan principalmente los factores y elementos de los riesgos
evaluados, que puedan llegar a afectar al personal, las instalaciones o al medio ambiente
por cada actividad e instalación.
La construcción de un escenario de riesgo se hace a partir de la interacción que puede
darse entre una amenaza de origen humano, material y/o natural con las
vulnerabilidades presentes en las instalaciones. En un escenario existen elementos
básicos que utilizaremos para el análisis, entre estos tenemos:
Identificación del proceso, sector u organización.
Ubicación, área y entorno del escenario.
Descripción de la actividad, tarea o paso.
16
Fuente u origen los peligros y los factores condicionantes y motivadores de la
amenaza.
Intensidad, cobertura, frecuencia, etc.
La descripción del Peligro.
Efectos, impactos, daños a las personas, comunidades, medio ambiente, las
instalaciones y/o imagen de la empresa operadora.
Categorización, tipo o clase del riesgo (entorno humano, socioeconómico y
natural).
Personal (número, funciones, medio ambiente de trabajo, turnos, capacitación
recibida, etc.).
Controles existentes, Políticas, Sistema de Gestión, etc.
En la descripción de los escenarios de Riesgos utilizamos estos elementos adaptados a
la Gestión de Riesgo de la empresa operadora. El escenario de riesgo debe representar y
permitir identificar el tipo de daños y pérdidas que puedan producirse en caso de
presentarse un evento peligroso en unas condiciones dadas de vulnerabilidad en este
sistema.
En este proceso, el equipo analiza que pudo causar la intensificación del peligro hasta la
ocurrencia de un evento final. En general, un escenario de riesgo está compuesto al
menos por dos tipos de representaciones:
1. Un cuadro o matriz de Evaluación de Riesgo, en la cual se establece la relación entre
una amenaza determinada (peligros) y la vulnerabilidad existente (protecciones y
controles).
2. Un mapa de riesgos, en el cual están representados, sobre dos planos, los principales
factores de amenaza y vulnerabilidad, e identificadas las primordiales pérdidas.
Aplicable este punto a estudios de riesgos para comunidades.
Un escenario, como mínimo, contiene una causa o fuente y sus consecuencias. Se deben
identificar los sucesos intermedios, o condiciones, entre la causa y la consecuencia
(Explosiones, Perdidas de contenido - LOC, fuego, etc.). Cuando se habla de escenarios
de riesgos de procesos, se deben mencionar los sucesos que originaron el accidente (por
ejemplo, sucesos iniciadores, causa original, modo de fallo, etc.).
17
Para el caso previsto utilizaremos una representación del escenario del riesgo a través de
una matriz. Los riesgos pueden afectar (03) tres distintos tipos de entorno (receptores)
considerados como sigue:
Entorno Natural: Comprende riesgos sobre medio físico, medio biológico, medio
ecológico.
Entorno Humano: Riesgos sobre el personal del proyecto, riesgos sobre la población del
área de influencia.
Entorno Socio Económico: Comprende los riesgos sobre el desarrollo de los proyectos,
la operación de los mismos y sobre la reputación de la empresa operadora.
2.3.4. Estimación de la frecuencia de ocurrencia de los escenarios
La frecuencia es determinada por medio de la información de incidentes de
ocurrencias previas, tanto en la industria (indicadores internacionales), como de la
empresa operadora, o de las percepciones del personal en relación con que tan a menudo
el incidente sucede o pudiera suceder, el juicio y percepción del personal es importante
para estimar la frecuencia.
La frecuencia de un acontecimiento o escenario representa la posibilidad de ocurra un
evento de perdida por año de operación. La ocurrencia del evento es la posibilidad de
que un evento iniciador pueda ocurrir en términos de veces al año. Para la mayoría de
los escenarios, es más sencillo evaluar la ocurrencia del evento que la frecuencia del
escenario en conjunto, ya que para un mismo evento iniciador, pueden existir diversas
causas que lo inicien, como falla mecánica, error operacional o eventos externos que
son más fácilmente estimados con la experiencia de campo que la probabilidad de un
escenario.
En la tabla 2.1 muestro una escala típica de niveles de Probabilidad/ Frecuencia, que se
utiliza para encasillar por niveles los diferentes valores de probabilidad/ frecuencia que
son establecidos durante el análisis de los escenarios. La organización (empresa) es la
que fija normalmente la escala de este tipo de tablas de probabilidad.
18
Tabla 2.1 Escala Típica de Niveles de Frecuencia
Nivel Frecuencia Descripción
A Muy Baja: < 1x10-5
v/años Hay evidencia de ocurrencia en la industria de hidrocarburos.
B Baja: 1x10-4
- 1 x10-5
v/años Ha ocurrido en operaciones similares en la industria de Hidrocarburos.
C Media: 1x10-3
- 1 x10-4
v/años Ha ocurrido en operaciones similares de la empresa.
D Alta: 1x10-2
- 1x10-3
v/años Ha ocurrido repetidas veces en operaciones similares de la empresa.
E Muy Alta: > 1 x10-2
v/años Ha ocurrido en operaciones similares de la empresa en el país.
2.3.5. Estimación del impacto
Para cada uno de los escenarios de riesgos probables se estiman las
consecuencias y la severidad o gravedad de las mismas. Estas pueden ser según el caso,
determinado en cada uno de los entornos considerados como personal, socio-económico
y natural.
En el caso de estimaciones cuantitativas el análisis se realiza mediante el empleo de un
software especializado con el cual se calculan las zonas de afectación al personal que
opera las instalaciones y a terceros. En este caso una vez estimados los factores
necesarios, tales como clima, condiciones de almacenamiento de sustancias peligrosas,
parámetros operacionales, etc. se utilizan modelos matemáticos para fuga de
gas/liquido, dispersión de gas/liquido, incendio de gas/liquido, etc., con el fin de estimar
el nivel de daño de las consecuencias identificadas.
La severidad de un evento se evalúa sobre los factores de vulnerabilidad al daño, y se
califica dentro de una escala. En la tabla 2.2 un modelo típico. La organización
(empresa) es la que fija normalmente la escala de este tipo de tablas de impacto o
consecuencia.
19
Tabla 2.2 Escala Típica de Nivel de Impacto o Consecuencia
Valor Nivel Humano Material Ambientales
5 Muy Alta Una o más fatalidades > $ 10x106 Efectos masivos o derrames
>200 Bls No Controlados.
4 Alta
Incapacidad
permanente/ parcial >
100 días-Enfermedad
Profesional.
$1x106 - $10x10
6
Efectos mayores o derrame No
Controlados entre 101 a 200 Bls.
3 Medio Incapacidad temporal,
de 2 a 99 días. $100x10
3- $1x10
6
Efectos localizados o derrame
contenidos entre 51 a 100 Bls.
2 Bajo
Lesión menor sin
incapacidad. Caso
médico / trabajo
restringido.
$10x103 - $100x10
3
Efectos menores o derrame
contenido entre 21 a 50 bls.
1 Insignificante Lesión Leve, primeros
auxilios. < $10x10
3
Efectos leves o derrame
contenido entre 1 a 20 Bls
Para el caso de eventos de gran afectación como incendios en el área de
almacenamiento de combustibles, etc., se calculan mediante simulaciones en Software
Effects versión. 9.0.23 de TNO, los niveles de daño en términos de radiación,
sobrepresión y/o toxicidad (según sea el caso) y cuál es la exposición de personal
propio, tercero a las instalaciones y/o al ambiente.
La severidad o gravedad involucra riesgos en el entorno, razón por la cual se consideran
al menos (03) tres aspectos:
Lesión / Enfermedad Ocupacional
Medio Ambiente.
Bienes activos
El nivel de gravedad considerado será el mayor de los aspectos analizados.
2.3.6. Estimación del riesgo
Los valores determinados de Ocurrencia o Probabilidad, al combinarse con el
impacto para cada escenario, se expresan numéricamente en base a los datos de las
tablas de niveles de impacto y ocurrencia según sea el entorno analizado.
20
El fundamento de estimar el Riesgo, mediante la combinación numérica para reducir la
subjetividad en la evaluación del mismo. Se muestra en un cuadro los valores de
ocurrencia (parte vertical) y los niveles de estimación del impacto (parte horizontal). La
intersección de la probabilidad y el impacto (severidad) nos permite identificar el nivel
de Riesgo, el cual se puede ubicar en diferentes zonas, las cuales se encuentran
diferenciadas por colores específicos y representación la evaluación del riesgo estimado.
La evaluación del riesgo representa el proceso de comparar el nivel estimado
(Probabilidad x impacto) con el criterio de riesgo, el cual determina si el riesgos es
tolerable o no.
Tabla 2.3 Matriz Típica de Aceptabilidad del Riesgo
Frecuencia
Con
secu
enci
as
5A 5B 5C 5D 5E
4A 4B 4C 4D 4E
3A 3B 3C 3D 3E
2A 2B 2C 2D 2E
1A 1B 1C 1D 1E
Es importante resaltar que el nivel de riesgo se estima bajo dos perspectivas distintas.
Una donde no se contemplan las medidas de prevención y mitigación (Riesgo actual) y
otra donde se consideran todas las medidas planteadas en el estudio (Riesgo Residual).
2.3.7. Indicador de alerta
Un indicador de alerta es una variable o suma de variables que proporciona una
información sintetizada y simple sobre un fenómeno complejo, y que permite conocer y
evaluar el estado y la variación en el proceso que se pretende medir. Los indicadores
son útiles como herramientas para evaluarla situación de seguridad de un proceso o
actividad. Un buen indicador es aquel que indica rápidamente una propiedad de un
proceso y que de otra manera seria difícil evaluar.
El objetivo de los indicadores de alerta es realizar un seguimiento estratégico de los
aspectos de Seguridad, Salud y Medio Ambiente de la empresa. El marco de referencia
de los indicadores es, por tanto, la estrategia y aquellas actividades que son claves para
21
la consecución de la estrategia. La dirección general debe obtener información sobre la
adecuación de la estrategia y su implementación y poder tomar decisiones para la
mejora continua de la empresa.
En cuanto a seguridad, el mejor indicador de alerta del proceso, es propiamente el nivel
de riesgo, expresándose cualitativamente en términos del grado de tolerabilidad de
determinada actividad. Sin embargo es posible expresar un indicador auxiliar al nivel de
riesgo, que exprese con mayor detenimiento o resalte los atributos del mismo.
El indicador de alerta intenta reflejar la desviación en el sistema de gestión, peligro o
posible problema de operatividad. Algunos indicadores de alerta típicos en base al
peligro, sus fuentes o sus consecuencias, son:
Medidores de presión
Indicadores de temperatura
Sistemas de observación preventiva
Indicadores de mantenimiento (disponibilidad, confiabilidad, etc.)
El indicador de alerta irá inserto en la matriz como parte de la valoración de los niveles
de riesgo, tanto actual como residual.
2.3.8. Tolerabilidad del riesgo
Las actividades propias del proyecto son evaluadas en función de los peligros
que presenta cada una de ellas. Posteriormente, los riesgos son determinados de forma
cualitativa, semi-cuantitativa o cuantitativamente según sea el caso. El riesgo que
presenta cada uno de esos peligros, es clasificado según la frecuencia de ocurrencia o
probabilidad y las consecuencias asociadas o impacto, en función del criterio de
tolerancia de riesgos de la empresa operadora se compara entonces, el riesgo estimado
versus los criterios de riesgos.
Todos los resultados de la evaluación de riesgo serán comparados con la Matriz de
Criterio de Riesgos Estándar y manejados por consiguiente de acuerdo a su
clasificación.
A continuación presento un modelo de un criterio de tolerancia de riesgos (típico) y un
modelo de una matriz de criterio de riesgos.
22
Tabla 2.4 Modelo de Criterio de Tolerancia de Riesgos
TOLERABILIDAD DE MEDIDAS DE REDUCCIÓN DE RIESGOS
Riesgo Intolerable: Suspender la actividad si no se toman
medidas inmediatas para reducir el nivel de riesgo.
Riesgo ALARP: (Tan bajo como sea razonablemente
practicable). Las medidas de reducción de riesgo deberán ser
implantadas basadas en un análisis costo-beneficio. Las
medidas de reducción de riesgo deben ser evaluadas, registradas
e implantadas, siempre que sea razonablemente practicable.
Riesgo Tolerable: Reducir el riesgo a través del uso de
medidas administrativas (procedimientos, planes de
contingencia, etc.) y gestionar un sistema de mejoramiento
continuo.
23
Tabla 2.5 Modelo de una Matriz de Criterio de Riesgos
FRECUENCIA
A B C D E
CONSECUENCIAS
N HA
OCURRIDO EN
LA INDUSTRIA
HA OCURRIDO
EN
OPERACIONES
SIMILARES EN
LA INDUSTRIA
HA OCURRIDO
EN
OPERACIONES
SIMILARES DE
LA EMPRESA
HA OCURRIDO
REPETIDAS
VECES EN
OPERACIONES
SIMILARES DE
LA EMPRESA
HA OCURRIDO
EN
OPERACIONES
SIMILARES DE
LA EMPRESA EN
EL PAÍS
PERSONAS MATERIAL AMBIENTAL VALOR < 1x10-5 v/años 1x10-4 - 1x10-5
v/años
1x10-3 - 1 x10-4
v/años
1x10-2-1x10-3
v/años > 1 x10-2 v/años
Una o más fatalidades > $ 10x106 Efectos masivos o derrames
>200 Bls No Controlados. 5 5A 5B 5C 5D 5E
Incapacidad
permanente/ parcial >
100 días-Enfermedad
Profesional.
$1x106 -
$10x106
Efectos mayores o derrame
No Controlados entre 101 a
200 Bls.
4 4A 4B 4C 4D 4E
Incapacidad temporal,
de 2 a 99 días.
$100x103-
$1x106
Efectos localizados o
derrame contenidos entre 51
a 100 Bls.
3 3A 3B 3C 3D 3E
Lesión menor sin
incapacidad. Caso
médico / trabajo
restringido.
$10x103 -
$100x103
Efectos menores o derrame
contenido entre 21 a 50 bls. 2 2A 2B 2C 2D 2E
Lesión Leve, primeros
auxilios. < $10x10
3
Efectos leves o derrame
contenido entre 1 a 20 Bls 1 1A 1B 1C 1D 1E
24
2.3.9. Medidas de reducción del riesgo
Una vez realizada la evaluación del riesgo, se procede a determinar el tipo de
medidas de reducción requeridas por cada riesgo, basándose en los criterios presentados en
la Matriz de Criterio de Riesgos. Si el Riesgo medido es Intolerable deberá reducirse a un
nivel menor. Si el riesgo estimado resultante se encuentra en la región ALARP se
adoptarán medidas para disminuir el riesgo si y solo si el beneficio de esta reducción
supera el costo de implementar dichas medidas. Si el riesgo estimado se encuentra dentro
del nivel BAJO se deberán adoptar medidas administrativas que permitan mantener y/o
reducir el nivel del riesgo obtenido, siempre y cuando el costo de implantación sea
razonablemente bajo.
El riesgo está definido por la frecuencia de ocurrencia de un evento no deseable y sus
consecuencias en términos de pérdidas. Por lo tanto los esfuerzos dedicados a la reducción
de riesgos, estarán dirigidos a la disminución de la frecuencia, de su impacto, o de una
combinación de estos. Debemos recordar que la frecuencia de ocurrencia de un evento de
accidente puede ser reducido a través del incremento o fortalecimiento (mayor
confiabilidad) de los elementos de seguridad o de la reducción (prevención) de eventos
peligrosos que pueden desencadenar un evento de pérdida.
En todo caso, el objetivo principal del diseño u operación debe ser seleccionar y aplicar
medidas apropiadas de ingeniería y otros recursos, para lograr la reducción del riesgo hasta
un nivel mínimo al menor costo posible. Para ello se debería diseñar u operar en función de
la siguiente secuencia:
Todo peligro debe ser eliminado o reducido en su fuente, a través de la aplicación de
medidas de diseño y usando los materiales y las condiciones de proceso con menor
potencialidad de daño.
Si a pesar de haber realizado todos los esfuerzos posibles, no se logra eliminar o reducir el
peligro en su fuente hasta un nivel de riesgo mínimo, será necesario utilizar sistemas de
protección. Estos sistemas deben ser diseñados y construidos cumpliendo con lo
establecido en las normas técnicas vigentes, aplicando en primer lugar sistemas pasivos y
de ser necesario sistemas activos.
25
Los sistemas pasivos eliminan o reducen el peligro a través del diseño de equipos y
procesos que disminuyen la frecuencia o consecuencias del riesgo, sin la necesidad de que
un sistema funcione activamente, ejemplo: separación entre equipos e instalaciones, diques
de contención, revestimiento contra incendios, etc.
2.4. Contenido de los Estudios de Riesgos de acuerdo a normativa nacional
El Artículo 11° de la RCD 240-2010 OS/CD (Procedimiento de Evaluación y
Aprobación de los Instrumentos de Gestión de Seguridad para las Actividades de
Hidrocarburos), establece el contenido que deben tener los Estudios de Riesgos
desarrollados para los proyectos del sector hidrocarburos, que deben ser presentadas a la
Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos – DGAAE.
Entonces de acuerdo a la normativa nacional del sector Hidrocarburos el Estudio de
Riesgos debe contener los siguientes puntos (Describo cada punto):
A. Resumen Ejecutivo
Se hace una síntesis del contenido por ítem.
B. Introducción
Se tiene que presentar la Política de Seguridad, Salud y Medio Ambiente de la Empresa.
C. Objetivo del Proyecto o de las Instalaciones y del Estudio de Riesgos
Se describe lo mencionado en este ítem C.
D. Integrantes del equipo que realiza el Estudio de Riesgos
En este punto se presenta al equipo que elabora el estudio, incluyendo en el equipo a tres
profesionales registrados en OSINERGMIN como especialistas en las especialidades de:
Actividades de Hidrocarburos, Seguridad Industrial y Evaluación de Riesgos.
E. Descripción de la metodología utilizada
Se describe lo mencionado en este ítem E.
26
F. Descripción del Proyecto o de las Instalaciones
Se describe los componentes y características del proyecto, de acuerdo a los siguientes
puntos:
a. Ubicación: Se debe indicar la localización geográfica indicando las coordenadas
UTM, las distancias respecto a lugares poblados e instalaciones y cuáles son las vías de
acceso del proyecto. En este punto se deben incluir mapas de ubicación y de áreas de
influencia.
b. Materias Primas, Insumos, Productos Intermedios y Finales: Se debe hacer una lista
de los productos químicos que serán empleados en el proyecto e incluir las cartillas de
seguridad de los materiales peligrosos.
c. Descripción Detallada de las Áreas de Procesos, Servicios, Tanques de
Almacenamiento, Instalaciones Portuarias, Edificaciones (Salas de control, laboratorios,
almacenes, oficinas, vías de circulación vehicular interna y externa, cerco perimetral, etc.):
En este punto se describen las características del área del proyecto, componentes del
equipo de perforación (incluyendo las especificaciones del mismo), cantidad y volumen de
tanques diese (incluyendo dimensiones de sus diques), campamento, programa de
perforación, etc. Se debe incluir diagramas de flujo del proceso.
d. Disposición de Equipos, Unidades de Procesos, Tanques de Almacenamiento,
Oficinas, Almacenes, etc. Se debe incluir planos de distribución: Se debe presentar un
plano indicando la ubicación de cada uno de los componentes del proyecto, distinguiendo
claramente cada equipo, facilidad, etc. En este punto se deben incluir los planos del
proyecto.
e. Sistemas de Detección de: Gas, Temperatura, Humo, etc.: Se debe realizar la
descripción y detallar las características de los sistemas de seguridad como; alarmas,
detectores de gas y de humo, paradas de emergencia, etc., con las que cuentas los equipos
que componen el proyecto. En este punto también se deben incluir planos de ubicación de
los sistemas de detección.
f. Características y ubicación de los componentes del Sistema de Agua y Espuma
Contra Incendios (Incluir diagramas de flujo y planos de distribución): En este punto se
debe sustentar cual es el sistema de protección contra incendios que implementará en
función del resultado del análisis de riesgos. En este punto se debe incluir los planos de
distribución de extintores, si es requerido también el plano del sistema contra incendios.
27
G. Evaluación de Riesgos
a. Determinación de los Probables Escenarios de Riesgo: Se describe en el Capítulo V
del presente documento.
b. Identificación de Riesgos: Se describe en el Capítulo V del presente documento.
c. Técnicas de Evaluación de Riesgos: Se describe en el Capítulo V del presente
documento.
H. Matriz de Riesgos
a. La Matriz de Riesgos debe considerar como mínimo las siguientes secciones:
* Fuente de Riesgo, Peligro o Factor de Riesgo
* Ubicación
* Riesgo
* Indicador de alerta
* Control existente
* Calificación del Riesgos (Consecuencia o impacto x probabilidad) antes de
tratamiento
* Medida de Mitigación, Prevención, Monitoreo, Control del Riesgo
* Calificación del Riesgo Residual (Consecuencia x probabilidad)
Para la elaboración de la Matriz se empleó el software para análisis de riesgos PHAPRO
6.0. En base al punto H, la Matriz para la Evaluación de Riesgos quedará conformada
como se muestra en la figura 2.3.
Figura 2.3 Formato de Matriz de Evaluación de Riesgos
(Formato diseñado en Software PHAPRO 6.0)
28
Dónde: S es la severidad o consecuencia, F es la frecuencia y RR es el valor del Riesgo.
b. Estudio de la valoración de las consecuencias o impactos de eventos mayores.
Para el modelamiento de las consecuencias de eventos mayores, OSINERGMIN requiere
el uso de un programa con licencia, para este caso se empleará el software Effects versión
9.0.23 de TNO, con licencia vigente perteneciente a la empresa QHSE Energy Services
SAC.
c. La estimación de la probabilidad debe ser realizada en función de registros
históricos, estudios o modelamientos para riesgos similares de otros proyectos.
La estimación de la frecuencia se determinara en base a la comparación de la experiencia
del equipo de trabajo multidisciplinario reunido, con las bases de datos (estadísticos) de
entidades internacionales como IOGP (Asociación Internacional de Productores de gas y
Petróleo, por sus siglas en inglés) y IADC (Asociación Internación de Contratistas de
Perforación, por sus siglas en ingles). Así mismo se realizara la estimación de las
frecuencias de los eventos mayores por la técnica de árbol de eventos.
I. Las Medidas de mitigación, Prevención, Monitoreo y Control
Es la parte esencial del Estudio de Riesgos para el control de los riesgos, que deberá
detallar el tiempo y la capacidad de respuesta en la instalación para el caso del riesgo
mayor.
Todas las Medidas propuestas deberán ser específicas, concretas, medibles y supervisarles,
evitando todo tipo de generalidad, y serán acompañadas del presupuesto planificado para
su implementación.
Toda medida planteada en el Estudio de Riesgo debe estar acompañada de un cronograma
de ejecución, el cual será supervisado por OSINERGMIN.
29
CAPÍTULO III: HIPÓTESIS Y VARIABLES
Se describe la hipótesis con la que se parte para desarrollar el presente documento,
y las variables que considere para su elaboración.
3.1. Hipótesis
La elaboración de un trabajo sistemático de identificación de peligros y la
evaluación de riesgos en las operaciones de perforación, permitirá reconocer las posibles
desviaciones del proyecto y su impacto (en las personas, medio ambiente e instalación),
para dar pasó a una serie de planteamientos y acciones destinadas a prevenir la ocurrencia
de los eventos no deseado o mitigar sus impactos. De esta manera mejorar las condiciones
de seguridad de las personas, medio ambiente y de las operaciones, aportando en el logro
eficiente de los objetivos del proyecto.
3.2. Variables
3.2.1. Variable de consecuencias producto de los peligros presentes en la instalación
Efectos causados a las personas, medio ambiente y/o materiales/instalación, por el
desencadenamiento de un peligro o peligros.
3.2.2. Variable de frecuencia de daños producto de los peligros presentes en la
instalación
Número de veces que ocurre un daño o daños a las personas, medio ambiente y/o
materiales/instalación, durante un periodo de tiempo determinado.
30
3.3. Operacionalización de variables
Variable Definición
conceptual
Definición
operacional Dimensiones Indicadores
Unidad de
medida Escala Valor final
Consecuencias
producto de los
peligros presentes
en la instalación
Son los Efectos
causados a las
personas, medio
ambiente y/o
materiales/instalación,
por el
desencadenamiento de
un peligro o peligros.
De acuerdo a la
actividad, tarea,
proceso que se realiza,
pude ser:
Persona: Fatalidades,
lesiones incapacitantes,
lesiones leves, Etc.
Medio Ambiente:
Extensión de la
contaminación del
ambiente debido a
derrames de materiales
químicos, incendios,
etc.
Materiales/Instalación;
Perdida de equipos de
procesos, productos e
insumos, etc.
Gravedad de las
lesiones causadas.
Extensión del
derrame, incendio,
explosión.
Costo de los equipos,
insumos, productos,
etc. afectados.
Registro de
accidentabilidad de fuentes
nacionales e
internacionales.
Experiencia del grupo de
análisis.
Tipo de lesión
sufrida (perdida
de miembros,
grado de las
quemaduras,
número de
fallecidos, etc.)
Radio de
afectación en
metros.
Dólares
americanos
De razón o
proporción
Nominal
Nominal
Nivel 5: Una o más
fatalidades/ > $ 10x106
/ Efectos masivos o
derrames >200 Bls No
Controlados
Nivel 4: Incapacidad
permanente/$1x106 -
$10x106 / Efectos
mayores o derrame No
Controlados entre 101 a
200 Bls.
Nivel 3: Incapacidad
temporal/ $100x103-
$1x106 / Efectos
localizados o derrame
contenidos entre 51 a
100 Bls
Nivel 2: Lesión menor,
trabajo restringido /
$10x103 - $100x10
3 /
Efectos menores o
derrame contenido
entre 21 a 50 bls.
31
Nivel 1: Lesión leve,
primeros auxilios/ <
$10x103 / Efectos leves
o derrame contenido
entre 1 a 20 Bls
Frecuencia de daños
producto de los
peligros presentes
en la instalación
Número de veces que
ocurre un daño o
daños a las personas,
medio ambiente y/o
materiales/instalación,
durante un periodo de
tiempo determinado.
Número de veces al
año que una persona
sufre lesión durante la
ejecución de una
actividad, tarea, etc.
Número de veces al
año que ocurre un
derrame, incendio,
descontrol de pozos,
etc., durante la
ejecución de una
actividad, tarea, etc.
Número de veces al
año que ocurre un
derrame, incendio,
descontrol de pozos,
etc., y que producto de
los mismos los
materiales/
instalaciones pueden
ser afectados.
Número de veces
ocurridas por año
Registro estadístico de la
frecuencia de accidentes
ocurridos en la industria
nacional e internacional.
Número de
lesionados y/o
fallecidos por
año
Número o
cantidad de
derrames,
incendios, etc.
por año
Número o
cantidad de
derrames,
incendios, etc.
por año, que
afectaron a los
materiales/
instalación.
Nominal
Muy Baja: < 1x10-5
v/años.
Baja: 1x10-4 - 1 x10-5
v/años.
Media: 1x10-3 - 1 x10-
4 v/años.
Alta: 1x10-2 - 1x10-3
v/años.
Muy Alta: > 1 x10-2
v/años.
32
3.4. Matriz de consistencia
Problema Objetivos Hipótesis Metodología Población
General
¿Cuáles son los peligros y riesgos
existentes durante las actividades
de perforación en la selva
peruana, y de qué manera
podemos identificarlos y evaluar
su impacto, para plantear medidas
que las controlen, reduzcan o
eliminen?
Específico
¿De qué manera la identificación
de peligros me permite
cuantificar las consecuencias de
los escenarios de incendios?
¿Es posible saber cuál es el nivel
de riesgo de las actividades que
se desarrollan en las actividades
de perforación?
General
Analizar los peligros y riesgos
existentes durante la
perforación de pozos de
exploración en la selva
peruana, estableciendo
medidas de prevención y
protección para reducir la
ocurrencia y consecuencia de
los eventos que puedan afectar
al personal, instalaciones y al
medio ambiente.
Específico
Identificación y descripción de
peligros
Estimación de frecuencias y
consecuencias (Cuantificar las
consecuencias de los
escenarios de incendio) para la
valoración de los riesgos
Establecer medidas de
prevención y protección.
General
El trabajo sistemático de la
identificación de peligros y la
evaluación de riesgos en las
operaciones de perforación,
permitirá reconocer las posibles
desviaciones del proyecto y su
impacto, para dar pasó a una serie
de planteamientos y acciones
destinadas a prevenir la ocurrencia
de los eventos no deseado o mitigar
sus impactos.
Específico
La identificación de peligros
permite reconocer el impacto de las
mismas.
Con la valoración de los riesgos
podemos estimar el nivel de los
mismos y así establecer medidas de
control.
Las medidas de prevención y
protección permiten lograr la
reducción de los niveles de riesgo.
Tipo
El tipo de investigación utilizada en nuestra
investigación es aplicada. Dentro de este
marco utilizaremos los referentes teóricos
y metodológicos ya existentes en relación a
nuestra variable, para resolver los problemas
prácticos, buscando en la gestión de riesgos
mecanismos de acción para la reducción de
riesgos.
Método
El método que utilizaremos es el descriptivo.
Diseño de la investigación
La investigación que se desarrolla presenta el
diseño Descriptivo Correlacional.
Dónde:
M= Muestra
V1= Variables de consecuencias producto de
los peligros presentes en la instalación.
V2= Variable de frecuencia de daños producto
de los peligros presentes en la instalación.
r= Relación.
Población
La población está
constituida por el
personal que desarrolla
las actividades de
perforación de
desarrollo.
Muestra
Personal presente en el
taladro de perforación
durante la perforación.
V1
M r
V2
33
CAPÍTULO IV: PLANTEAMIENTO PARA EL ESTUDIO
El presente estudio está basada en una investigación aplicada, tipo descriptivo, que
inicialmente busca identificar los riesgos a fin de que estos sean reducidos a un nivel
tolerable con el uso eficaz e integrador de los recursos; pero pretender incluir todos las
previsiones posibles de seguridad en un proceso de perforación exploratoria, sin tomar
en cuenta: los conocimientos de los participantes, las normas / procedimientos de las
empresas, y las herramientas computacionales existentes; para la búsqueda del mayor
número de variables (peligros) en éstos equipos, pudieran traducirse en proyectos de
altos niveles de riesgos y donde a pesar de tomar ciertas previsiones el investigador,
existan riesgos no visualizados.
Sin embargo, en este tipo de estudio, se obtendrá una buena data inicial, debido a la
sinergia de conocimientos que se logra con la participación de la personas involucradas
en el procesos de perforación (buscando la máxima información), promoviendo
desarrollar un buen diagnóstico; el cual permitirá plantear soluciones transcendentes,
transformadoras y novedosas a fin de propiciar la adopción de las medidas y
recomendaciones a ser establecidas en éste estudio.
Teniendo presente que los recursos estadísticos y/o numéricos de por sí, no siempre
significa progreso ni mejoría para los sistemas de protección. Son los hombres (en
interacción) y el uso eficaz que hacen con los recursos los que crean y mantienen el
progreso.
Por último, los análisis de riesgos realizados a las Actividades de Perforación
Exploratoria, deberán conducir a los objetivos planteados.
4.1 Fases del Estudio de Riesgos
Este estudio se desarrolló en tres fases a fin de dar cumplimiento a los objetivos
planteados.
34
4.1.1 Fase 1: Identificación y descripción de los peligros
Esta fase se realiza de forma cualitativa, con la participación del personal
especialista de diferentes disciplinas (Seguridad Industrial, Ambiente e Higiene
Ocupacional, Mantenimiento, Operaciones, Ingeniería, Instrumentación, entre otras) y
representantes de las contratistas, según corresponda, reunidas en un lugar físico (salas,
salones, etc.) para realizar el análisis conjuntamente con el investigador.
La técnica empleada para la identificación de los peligros existentes será el
HAZID (Análisis de Identificación de Peligros); siendo esta técnica aplicada por la
buena experiencia adquirida por el investigador.
Para el logro de los objetivos planteados; el investigador deberá tomará el rol de
coordinador de la mesa HAZID, a objeto de propiciar la comunicación de forma fluida,
las intervenciones (ideas) de los participantes, el trabajo grupal, motivación y por ende
la dedicación a fin de cumplir con los objetivos previamente trazados.
Describiendo en forma global las actividades y el proceso, se contempla la
creación de unos formatos de trabajo (Formato de Matrices de valoración de Riesgos
basados en lo establecido en la RCD 240-2010 OS/CD), los cuales contendrán el
análisis de los riesgos efectuados a las actividades de perforación exploratoria y las
conclusiones venidas luego de una tormenta de ideas expuestas por los participantes
descritos anteriormente, considerando las opiniones del personal. Seguidamente se
realizaron las siguientes actividades:
Definición de los Sistemas del estudio
Se procede con la ayuda de la mesa de trabajo, a dividir el área de estudio en secciones
más pequeñas que se puedan agrupar en sistemas que agrupen actividades relacionadas
entre sí a manera de secuencia, y poder describir de esta manera todo el proceso de
perforación. Sirve de referencia el plano de planta de la plataforma para identificar que
sistemas tenemos en interacción.
Identificación de las actividades por cada sistemas
Se procede a identificar cada una de las actividades derivadas de cada sistema definido.
35
Tabla 4.6 Actividades por Sistemas identificados (Modelo de caso Real)
Sistema Actividades
1. Perforación,
cementación y registro
1.1. Pruebas de arranque (pre spud date) e inspección del equipos
1.2. Movimiento de química en taladro
1.3. Almacenamiento, recepción, preparación y pruebas de fluidos de perforación
1.4. Bombeo de fluidos de perforación
1.5. Limpieza y descontaminación del fluido de perforación con equipos de
control de sólidos
1.6. Operaciones rutinarias en plataforma de perforación (conexiones de tubería,
armado de herramientas de fondo, corrida de tuberías y herramientas, etc.)
1.7. Operaciones no rutinarias en plataforma de perforación(actividades conexas)
1.8. Armado y bajada del bha superficial
1.9. Perforación de la sección superficial
1.10. Sacada de tubería de perforación de sección superficial
1.11. Preparación de equipo para corrida de revestidor superficial
1.12. Corrida de revestidor superficial
1.13. Instalación/ desarme de cabezal, líneas de cementación y prueba.
1.14. Cementación de revestidor superficial
1.15. Prueba de resistencia de revestidor
1.16. Armado de BOP
1.17. Armado de BHA de sección de fondo
1.18. Perforación de la sección de fondo
1.19. Sacada de tubería de perforación de sección de fondo
1.20. Instalación/ armado de herramientas/ componentes para registro
1.21. Corrida de registros en hoyo abierto
1.22. Bajada de tubería para calibrar hoyo
1.23. Preparación de equipo para corrida de revestidor para sección de fondo
1.24. Corrida de revestidor de sección de fondo
1.25. Instalación/ desarme de cabezal, líneas de cementación y prueba.
1.26. Cementación de revestidor de sección de fondo
2. Consumo y
suministro de
combustible al sistema
de energía del taladro
2.1. Abastecimiento de combustible a tanques
2.2. Suministro de combustible a generadores
2.3. Suministro de combustible con bomba auxiliar
3. Generación eléctrica
3.1. Arranque de generadores
3.2. Arranque inicial de sala de control de energía
3.3. Distribución y sincronización de energía a equipos
3.4. Puesta en acción de equipos energizados
4. Acumulador y choke
manifold
4.1. Prueba de BOP, choke manifold, válvulas hidráulicas, HCR y kill line
4.2. Prueba de funcionamiento de acumulador
4.3. Utilización del choke manifold durante descontrol de pozo
4.4. Utilización del acumulador durante descontrol de pozo
5. Mantenimiento de
equipos y facilidades
5.1. Mantenimiento de BOP/cabezales
5.2. Revisión y mantenimiento de cables del top drive
5.3. Mantenimiento de bombas de lodo
5.4. Mantenimiento de generadores
5.5. Mantenimiento/ cambio de motores eléctricos
5.6. Mantenimiento de tableros eléctricos
5.7. Calibración y mantenimiento de instrumentación
6. Agentes externos 6.1. Operaciones en general
36
Una vez que se conocen las actividades que se realizaran, con el equipo de trabajo se
identifican los peligros derivados de actividad sobrevenidos por distintos tipos de
agentes generadores, para cada uno de los cuales se reconocerán las consecuencias y los
niveles de riesgos correspondientes.
En general los agentes se reconocerán a partir de la siguiente clasificación de la tabla
4.7.
Tabla 4.7 Agentes generadores de peligros
Agentes internos Agentes externos
Instalación o el área
Fenómenos naturales (Sismos, etc.)
Actividades, tareas y/o procedimientos
Puestos de trabajo
Proceso, sustancias y materiales
utilizados
Determinación de los probables escenarios de riesgo
Para la evaluación de riesgos del Proyecto se deben determinar los posibles escenarios
de accidentes, derivados de las condiciones de proceso (probables desviaciones de las
variables o parámetros de la operación), de las principales actividades involucradas
durante el proyecto.
Estos escenarios de riesgos se categorizan considerando los principales objetos de
riesgos:
- Entorno Humano: Riesgos sobre el personal del proyecto, riesgos sobre la
población del área de influencia.
- Entorno Socio Económico: Riesgos sobre la infraestructura del proyecto, bienes,
servicios y medios de vida de la población del área de influencia; otros riesgos.
- Entorno Natural: Comprende riesgos sobre medio físico, medio biológico, medio
ecológico.
37
Identificación de peligros para eventos mayores
Se procede con la ayuda de la mesa de trabajo, a dividir el área de estudio tomando el
plano de planta (Plot Plant) de la plataforma de perforación, realizando diversos trazos y
empleando diversos colores, a fin de identificar por sección tomada, los posibles
eventos, desviaciones, peligros y riesgos existentes de cada sección analizada.
Los peligros potenciales asociados a las actividades en la Plataformas, están en función
de los materiales manejados, almacenamiento, procedimientos usados para operación y
mantenimiento de los equipos y facilidades, y sistemas de detección y mitigación. Los
peligros que tienen la probabilidad de ocurrir para los materiales manejados han sido
identificados por sus propiedades físicas y químicas y sus condiciones de operación.
Para los hidrocarburos manejados, los peligros comunes son:
- Dispersión de nube de gas por fuga.
- Incendio de gas durante fuga a presión (Chorro de Fuego).
- Incendio tipo Bola de fuego por fuga de gas (Fogonazo).
- Incendio en superficie de diesel derramado (Piscina Incendiada).
Para la evaluación de la plataforma modelo han sido divididas en dos Zonas (De
acuerdo a su ubicación): taladro de Perforación, Almacenamiento de Diésel.
La identificación de peligros de eventos mayores tiene como finalidad definir los
escenarios de máximo peligro creíbles, que podría resultar en un impacto para las
personas, medio ambiente y activos. La metodología es desarrollada en seis pasos:
- Revisión inicial.
- Revisión detalla del Proceso.
- Revisión del balance de materia.
- Revisión de estudios de seguridad previos.
- Lista final de potenciales áreas peligrosas
- Elaboración de escenarios de eventos mayores
Revisión inicial: El análisis inicia con una revisión general de la información disponible
del proceso y actividades en la instalación. Toda descripción del proceso es estudiada
para determinar las propiedades físicas y químicas de los materiales, cantidad de
material almacenado, tipo de almacenamiento y las condiciones ambientales del sitio.
38
Revisión detalla del Proceso: Cuando se ha determinado las corrientes principales de la
Unidad, se revisa el balance de materia para cada corriente principal determinando la
exacta naturaleza del material en estas líneas o equipos. Cada línea de flujo es analizada
individualmente para determinar el potencial de producir un peligro, como la ocurrencia
de una fuga por rotura de la línea o equipo. En este punto del análisis, se genera una
lista de potenciales zonas peligrosas. Esta lista es continuamente afinada y reevaluada
en las siguientes etapas del análisis.
Varios factores se tienen en consideración en la selección inicial de las zonas
potencialmente peligrosas:
- Inflamabilidad y/o toxicidad del material en el proceso.
- Flujo normal en la tubería y/o conexión a equipo.
- Condiciones de operación.
Revisión del balance de materia: Aunque el balance de materia ha sido realizado para
cada uno de las principales corrientes de proceso, ella es revisada a fondo durante esta
etapa del análisis para localizar áreas dentro del proceso donde se pueda encontrar
materiales inflamables y/o tóxicos que no han sido identificados previamente en el
punto de Revisión detalla del Proceso. Las mismas que luego se incluirán en la lista de
potenciales áreas peligrosas.
Revisión de estudios de seguridad previos: Se realiza la revisión de la Matriz de
Valoración de Riesgos, para identificar peligros de eventos mayores no considerados en
la lista de potenciales áreas peligrosas, para luego incluirlas en esta.
Lista final de potenciales zonas peligrosas: La Lista de potenciales zonas peligrosas
desarrolladas en los puntos anteriores se debe presentar en una tabla, con la siguiente
información:
- Zona de proceso
- Descripción donde se genera el evento peligroso
- Fase en equipo o línea (liquido, gas, bifásico)
- Diámetro de la línea que conecta al equipo.
- Volumen total de equipo.
- Volumen de líquido en equipo
39
Entonces inicialmente se procede a identificar cada una de las áreas peligrosas en la
plataforma de perforación, dándole una codificación a las mismas, como se muestra en
la Tabla 4.8.
Tabla 4.8 Listas de área peligrosas para eventos mayores (Ejemplo de caso Real)
Área Descripción del área
A Boca de Pozo
B Tanques de almacenamiento de diésel
4.1.2 Fase 2: Estimación de Frecuencias y Consecuencias.
En ésta fase de medición de frecuencias y consecuencias, se realizó bajo el
método semi-cuantitativo, apoyándonos en la experiencia del personal de la mesa de
trabajo, estadística internacional, la técnica de árbol de eventos y un software llamado
Effects versión 9.0.23 de TNO para el modelamiento de las consecuencias de eventos
mayores. A continuación describimos las actividades que se llevaron a cabo.
Estimación de Frecuencias
Para estimar las frecuencias de los escenarios de riesgo por actividad se utilizará la
experiencia del personal (juicio de experto) comparada con la estadística recopilada de
fuentes de datos confiables como son el reporte de IOGP y IADC. Para el caso de
eventos mayores las frecuencias se determinan en función de tasas de fallas
referenciales a ser usadas en las evaluaciones que realizan la industria petrolera y
petroquímica y la aplicación de los métodos de árbol de eventos para identificar y
cuantificar los eventos resultantes del inicial.
Con la información de la lista final de áreas peligrosas, se desarrollan las frecuencias de
eventos mayores, con el método de Árbol de eventos.
El Árbol de Eventos permite establecer, a partir de un evento iniciador, las secuencias
de eventos que originan un escenario de accidente, relacionando las fallas de los equipos
con el error humano.
El árbol de eventos es un modelo binario gráfico y lógico que identifica los posibles
escenarios que se generan al ocurrir un evento iniciador. Además, proporciona una
40
cobertura sistemática de la secuencia de propagación del accidente, ya sea a través de
una serie de acciones de sistemas de protección, funciones normales de la plataforma,
etc.
Para el presente estudio, los tipos de escenarios de accidentes identificados por esta
metodología son los siguientes:
- Incendio de gas durante fuga a presión (Chorro de fuego - Jet Fire): Este
escenario se desarrollará cuando ocurre la ignición inmediata de una fuga de un gas o
vapor inflamable.
- Incendio tipo Bola de fuego por fuga de gas (Fogonazo - Flash Fire): Este
escenario ocurrirá cuando exista una fuga de gas o vapor inflamable que no se incendia
inmediatamente, dando origen a la formación de una nube de gas. Cuando la nube
alcanza un punto lejano de ignición, ésta se incendia sin llegar a explotar, debido a que
no están presentes las condiciones necesarias para una explosión. Los efectos de este
escenario se determinan en base a radiación térmica, y está delimitado por el límite
inferior de inflamabilidad (LII) del gas o vapor inflamable.
- Dispersión de nube de gas: Este escenario ocurrirá cuando exista una fuga de
gas o vapor inflamable que no llega a encenderse, dando origen a la formación de una
nube de gas la que está delimitado por el límite inferior de inflamabilidad (LII) del gas
inflamable.
- Explosión tipo nube de gas confinado y no confinado (Vapour Cloud
Explosion/Unconfined Vapour Cloud Explosion - VCE/UVCE): Debido a que las
locaciones de perforación en tierra no tienen las condiciones propicias, como
confinamiento y obstrucción espacial que evite la natural dispersión de la nube de gas,
así como por la naturaleza del gas natural que tiene menor densidad que el aire el cual
se dispersa y difunde fácilmente en esta, y al no haber registro histórico de explosiones
de nube de gas confinado y no confinado (VCE/UVCE) para operaciones durante la fase
de perforación exploratoria en tierra, por lo que para efectos del estudio no se
consideran los efectos por VCE, dado que la progresión de la misma es improbable por
el tipo de sustancia manejada en la instalación (gas natural), el grado de confinamiento
y obstrucción y la falta de evidencia de ocurrencia de dicho evento en instalaciones
similares.
41
- Incendio en superficie de diesel derramado (Piscina de Fuego - Pool Fire):
Este escenario se desarrollará cuando un producto inflamable es derramado y ocurre la
ignición del mismo. Generalmente, este tipo de escenario está limitado al área que lo
contiene y los resultados del mismo son expresados en términos de radiación térmica.
El Árbol de Evento ha sido utilizado para examinar posibles accidentes que resulten
producto de la ocurrencia de un evento iniciador. Cada rama del árbol representa un
escenario separado. A continuación se describe la secuencia de desarrollo del árbol de
eventos.
- Identificación del evento iniciador: El evento iniciador normalmente
corresponde a la descarga del material peligroso, a través de la ruptura de una tubería o
recipiente, explosión interna, entre otros.
- Identificar funciones de seguridad: Las funciones de seguridad son
dispositivos, barreras o acciones que pueden interrumpir la secuencia entre el evento
iniciador hasta un escenario peligroso; por ejemplo, sistemas de seguridad automáticos,
alarmas que avisan al operador, diques de contención, etc.
- Construir el árbol de eventos para todos los escenarios importantes: El árbol
es construido de izquierda a derecha. Para cada modificador se analizan dos o más
alternativas hasta obtener el escenario final. El modificador se indica en el tope de la
página, sobre la rama apropiada del árbol de eventos. Usualmente se obtienen respuestas
de Si en la rama de arriba y No en la rama de abajo.
- Clasificar los escenarios en categorías de consecuencias similares: El
objetivo de la construcción del árbol de eventos es identificar los escenarios posibles
importantes que tienen sentido en el análisis. El escenario final del árbol se clasifica de
acuerdo con el tipo de modelo de consecuencias que deba emplearse para completar el
análisis.
En las tablas 4.9 y 4.10, se muestran los Árboles de Eventos típicos para eventos de
fuga continua de gas y derrame de combustibles líquidos.
42
Tabla 4.9 Árbol de eventos para fuga continúa de Gas (descontrol de pozo)
Fuga de Gas
(descontrol
de pozo)
Ignición
inmediata
Ignición
retardada Combinación
de Eventos Consecuencia
A
B
C
SI AB Chorro de fuego
SI A(1-B)C Fogonazo
NO
NO A(1-B)(1-C) Dispersión
Tabla 4.10 Árbol de eventos para fuga de combustibles líquidos
Escape de
diésel Tipo de fuga
Ignición de
vapores Combinación de
Eventos Consecuencia
A B C
ABC
Incendio en
superficie de diesel
en derrame mayor
Rotura total
SI
NO AB(1-C) Derrame mayor
A(1-B)C
Incendio en
superficie de diesel
en derrame menor
SI
Agujero NO A(1-B)(1-C) Derrame menor
Estimación de Consecuencias:
La determinación de las consecuencias se efectuará empleando un programa
computarizado (Effects versión 9.0.23 de TNO) cuyas bases de cálculos (cuantitativos)
están aceptados por OSINERGMIN.
Para el modelamiento de las consecuencias se tiene las siguientes consideraciones:
- Tamaño de agujeros: Los tamaños de agujero normalmente son definidos en
términos de un diámetro circular equivalente. Aunque los agujeros reales en equipos de
procesos son improbables que sean circulares, el flujo depende del área del agujero y es
independiente de la forma del agujero.
- Criterios de daño: El análisis realizado para las actividades operativas,
envuelve la evaluación de peligros potenciales debido a fuga de los materiales
43
manejados (Gas y Diésel). Las potenciales fugas pueden resultar en uno o más de los
siguientes peligros:
o Exposición a radiación térmica.
o Incendio tipo Piscina Incendiada (Derrame e ignición de hidrocarburos
líquidos).
o Incendio tipo Chorro de Fuego (ruptura de una de las líneas e ignición
inmediata de nube de gas)
o Incendio tipo Fogonazo (ignición retardada de nube de gas)
El establecimiento de criterios de exposición a las personas por radiación térmica, como
consecuencia de accidentes probables, requiere de la adopción de niveles de exposición
específicos, los cuales representan consecuencias conocidas para un nivel determinado
de exposición en función de la duración de la misma.
Para la ubicación de zonas de concentración en caso de emergencia, se utiliza el criterio
de daño de 1.58 Kw/m2 (por radiación térmica debido a un posible incendio), el cual
permite una exposición continúa con ropa normal.
Para la ubicación de Puesto de Comando en sitio para la actuación en caso de
emergencias, se utiliza el criterio de daño de 4.73 Kw/m2, el cual permite Exposición
por varios minutos, solamente para llevar a cabo acciones de emergencia como cerrar
válvulas, buscar heridos etc., sin barreras protectoras, pero con ropa Contraincendios
adecuada.
El criterio para el espaciamientos de las áreas se basa en el criterio de daño (por
radiación térmica debido a un posible incendio) de 12.5 KW/m2, que es la intensidad de
radiación a la que los materiales plásticos, recubrimientos eléctricos y materiales de
bajo punto de fusión pierden sus propiedad mecánicas y dejan de desempeñar su
función de controlar los procesos, aislar la energía eléctrica, etc.
Para efectos del modelamiento a continuación, se citan los datos y consideraciones
establecidas, para ser introducidas al simulador Effects, a objeto de realizar las corridas:
o Para el cálculo de consecuencias se consideraran según las condiciones de
estabilidad meteorológicas de Pasquill , dónde se tomó dos casos D y F (Tabla 4.8),
por ser las predominantes en el área de estudio.
44
o El ángulo de liberación tomado para la simulación fue (0°) para eventos
Horizontales y (90°) para eventos Verticales.
o Con relación a los tamaños de los orificios seleccionados para las fugas de líneas
/ tuberías, fueron consideradas:
- Para descargas Pequeñas: 25 mm (1 Pulgada) [7] [8].
- Para descargas Grandes: Ruptura total de la tubería [7] [8].
Para determinar los niveles de radiación se ha usado la tasa de fuga máxima para
todos los casos. El tiempo de fuga máximo asumido es de 600 s, para contener el
derrame del combustible o el tiempo promedio que tarda en dispersarse el gas
fugado [9].
4.1.3 Fase 3. Establecer Medidas de Prevención y Protección.
Luego de identificar los peligros y haber evaluado los riesgos existentes durante
las actividades de perforación exploratoria, con la ayuda y participación del personal
que trabaja en la perforación, y estimar las frecuencias de eventos y consecuencias; se
debe proceder a establecer medidas de prevención y protección para darle respuesta al
objetivo general, éstas son: Sistemas contra incendios, sistemas de Detección/Alarmas;
formación y concienciación del personal implicado en la perforación y estudios de
riesgos requeridos (HAZOP, SIL, SIS).
Si bien es cierto, la responsabilidad para que sean aplicadas las recomendaciones
establecidas en el presente estudio, no depende del investigador; es importante destacar
que se hará un esfuerzo, y se citarán ciertas acciones en las recomendaciones para
propiciar que la Gerencia responsable del proyecto, tome las consideraciones a fin de
velar por su aplicación.
45
CAPÍTULO V: RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
En este capítulo se logra aplicar métodos novedosos de identificación de peligros
con la participación activa personal de la empresa operadora y contratistas, asignados a
los proyectos de perforación exploratoria; y evaluar con éstos, las actividades y los
procesos operacionales del proyecto. Igualmente, se llevó a cabo el análisis de los
resultados, con el fin de extraer significados relevantes y presentar soluciones con
relación al problema de investigación.
5.1. Análisis de los resultados
El análisis de la información obtenida, se debe realizar preservando la naturaleza
o postura de los participantes, colocando en práctica tareas de categorización y
recurriendo a las técnicas descriptivas, por lo tanto, el cómo va a realizar el proceso de
extraer los datos y transformarlos depende de la persona que realiza el estudio.
La búsqueda y recolección de datos se refuerza con la información de visitas al lugar del
proyecto (de ser posible), mesas de trabajo y diálogos realizados con el personal durante
el desarrollo del estudio. Es decir, para dar respuesta a los diferentes objetivos
específicos, se deben recolectar, considerar y analizar datos que nos permitirán obtener
la siguiente información.
5.1.1. Identificación y descripción de peligros
Para identificar y describir los peligros se procederá a utilizar con la
participación del personal, la técnica HAZID. El mismo estuvo conformado por tres
etapas, las cuales fueron; definición de sistema del estudio, identificación de actividades
y determinación de los probables escenarios de riesgo y escenario de eventos mayores.
46
Determinación de los probables escenarios de riesgo
Con la ayuda de la Matriz de Evaluación de Riesgos, y con los sistemas y actividades ya
definidos (Tabla 4.6 - Modelo caso real), el equipo de trabajo reunido identifica cada
uno de los peligros asociados a las actividades reconocidas ya así definir los escenarios
de riesgos. En la tabla 5.11 presentamos una representación modelo de cómo debería
quedar nuestra matriz de evaluación de riesgos que define cada uno de los campos ahí
establecidos (contenido requerido por la RCD 240.2010 OS/CD).
Tabla 5.11 Listas de unidades de áreas para eventos mayores (Ejemplo de caso Real)
Sistema: 1. Perforación, cementación y registro Fuente de riesgo, peligro o factor de riesgo: Influjo de
fluidos de formación al pozo (arremetida/descontrol de pozo)
Actividad: 1.18. Perforación de la sección de fondo Indicador de alerta: Sistema de medición de presión
(indicador de presión); Indicador de nivel de fluido
Ubicación: Taladro de perforación
Medidas de
Control
Existentes /
Salvaguardas
Efectos
Pérdidas
Económicas
(Dólares)
Categoría
de Riesgo
Riesgo Medidas de
Mitigación,
Prevención,
Monitoreo y/o
Control /
Recomendaciones
Categoría
de la
Medida
Riesgo
Residual
S F RR S F RR
Sistema de
Gestión integrado
Procedimientos de
Seguridad
Procedimientos
Operativos
Programas de
entrenamiento y
capacitación
Certificaciones,
estándares, etc.
Daños
materiales,
demoras en la
operación,
pérdidas de
productos
10x106 Socio-
económico 4 A 4A
Certificación del
equipo de perforación
adicional al de la
contratista (incluyendo
equipos del sistema de
seguridad)
Estudio HAZOP al
proceso de
cementación
Mitigación
Prevención
4 A 4A
Fatalidad(es) N/A Humano 5 A 5A 4 A 4A
Contaminación
ambiental N/A Natural 5 A 5A 5 A 5A
Luego de definir cada sistema y reconocer las actividades pasamos a definir cada una de
sus secciones:
1°. Con el equipo de trabaja se debate que actos, condiciones o situaciones durante la
actividad pueden causar un efecto negativo durante la ejecución de dicha actividad. Para
nuestro caso modelo identificamos el Peligro de Influjo de fluidos de la formación al
pozo pude desencadenar efectos catastróficos durante la actividad de perforación de la
sección de fondo. El apoyo del personal operativo (integrantes del equipo de trabajo)
47
que conoce del proceso y de las actividades es una pieza clave para identificar los
peligros inherentes a la actividad analizada.
2°. Reconocemos cuales son los indicadores que evidencian que un influjo de la
formación ingreso al pozo, entonces los indicadores de presión de cabeza y el indicador
de nivel de fluido en el pozo (ubicados en la cabina de perforación y en el tanque de
viaje) nos mostraran que está pasando. El apoyo del personal operativo (integrantes del
equipo de trabajo) como en el punto anterior es clave para ayudar a reconocer los
indicadores con los que se cuenta.
3°. Identificamos las Medidas de Control Existentes que viene hacer todos los sistemas
de gestión, equipos y herramientas que la empresa cuenta para el proyecto. El personal
presente de las diferentes disciplinas ayudara a identificar todas las medidas de control
con las que se cuenta.
4° y 5°. Los efectos que se pueden desencadenar por el influjo de fluidos de formación
al pozo, serán descritos en base a la experiencia del equipo de trabajo, así mismo con el
entorno que será afectado.
6°. La valoración del Riesgo por niveles se realiza con la valoración de las
consecuencias y la frecuencia que se asigna a determinado evento. La experiencia del
equipo de trabajo permite encasillar las consecuencias y la frecuencias dentro de la
Matriz de Criterio de Riesgos (ver Tabla 2.5). Para el caso de las frecuencias,
posteriormente a la sesión del equipo de trabajo (en gabinete) se compara con la
frecuencia estimada de los datos estadísticos internacionales. Por lo general el valor de
la frecuencia establecida en la mesa de trabajo y por base de datos es similar.
7°. En base al nivel de riesgo establecido se emiten las recomendaciones pertinentes con
la finalidad de reducir el riesgo a niveles menores. Cuando el nivel de riesgo llega a un
nivel Intolerable se deben tomar medidas efectivas para su reducción, en caso de los
riesgos de nivel ALARP, se debe análisis el costo-beneficio de implementar la medida
en función de la consecuencia del evento en cuestión. Para nuestro caso modelo, si bien
el nivel de riesgos para las consecuencias respectivas en los tres entornos resulta siendo
media, la implementación de dos medias (una de prevención y otra de mitigación)
resulta beneficioso, en contra posición que el costo de implementar ambas
recomendaciones es menor que las pérdidas que pude ocasionar dicho evento.
48
8°. El riesgo residual se estable en función de la categoría de la recomendación
(prevención o mitigación). Si la recomendación es preventiva se establece una
reducción de un punto en el valor de la frecuencia puesto que previene la ocurrencia del
evento y si es de mitigación se establece una reducción de un punto en el valor de la
consecuencia debido a que no previene la ocurrencia del evento si no establece una
protección cuando el evento se origine. Así para el caso modelo se formularon dos
recomendaciones; la certificación del equipo de perforación adicional al de la contratista
(incluyendo equipos del sistema de seguridad) y, un estudio HAZOP al proceso de
cementación siendo las recomendaciones de mitigación y prevención respectivamente.
Identificación de peligros para eventos mayores
Definidas las áreas de estudio en secciones menores (unidades de área), empleando un
plano de planta del proyecto, a fin de evaluar las posibles desviaciones operacionales
que pueden resultar en peligros y riesgos para las personas que realizan actividades en la
plataforma de perforación.
Figura 5.4 Identificación de áreas peligrosas
B
A
49
Identificación de potenciales áreas peligrosas de eventos mayores por Árbol
de Eventos
En la lista de la tabla 4.8 se muestran la lista de áreas peligrosas para eventos mayores,
que viene a ser las áreas donde podrían desencadenarse escenarios de incendio.
Tabla 5.12 Potenciales área peligrosas para eventos mayores (Ejemplo de caso Real)
Área Descripción del
área
Equipo
asociado Fase
Tamaño
de tubería
(pulg)
Volumen
de equipo
Volumen
de líquido
A Boca de Pozo Tubería de
perforación Gas 7 --- ---
B
Dique del Tanque
de almacenamiento
de diésel
Tanques de
almacenamiento
de Diésel
Diésel 3 8800
gal/tanque
8800
gal/tanque
Los valores ingresados en la tabla 5.12, son referenciales de casos reales que resultar ser
las condiciones más desfavorables.
Luego debemos identificar (Tabla 5.13) cual es el escenario que se podría desencadenar
en las áreas identificadas.
Tabla 5.13 Escenarios por área peligrosa (Ejemplo de caso Real)
Área Descripción del área Peligro mayor identificados en el área
A Boca de Pozo
Evento iniciador: Posible descontrol de pozo
(Blowout).
Evento final (Escenario) :
- Dispersión de gas.
- Incendio tipo "Fogonazo".
B
Dique del Tanque de
almacenamiento de
diésel
Evento iniciador: Posible fuga de Diésel, por
rotura y/o grietas en las conexiones de
instrumentos, tuberías, válvulas, bridas, u otras
conexiones.
Evento final (Escenario) :
- Derrame de Diésel.
- Incendio tipo "Piscina de fuego".
50
5.1.2. Estimación de Frecuencias y consecuencias
Estimación de Frecuencias
La estimación se realiza construyendo la frecuencia de ocurrencias de cada escenario a
través de bases de datos que obtenemos reportes estadísticos de la IADC [10] y IOGP
[11] . En el Anexo 1 Registro histórico e información estadística de incidentes y
accidentes de proyectos similares para la estimación de la frecuencia y probabilidad, se
detalla los datos estadísticos que fueron elaborados en función de los reporte de la
IADC y IOGP, así como la manera en la se estima la frecuencia de determinado evento.
La estadística nos sirve como referencia para lo establecido a juicio de expertos.
Cuantificación de la frecuencia de ocurrencia de los eventos mayores, por árbol de
eventos: Por ser un modelo binario, gráfico y lógico que identifica y cuantifica los
posibles escenarios resultantes de un evento iniciador, dando una cobertura sistemática
de la secuencia de propagación del accidente. Mediante los árboles de eventos se
identificaron los primeros escenarios que siguen al evento iniciador. Los mismos se
construyeron de izquierda a derecha (modo convencional) y los títulos de eventos se
indicaron en la parte superior del árbol, para los cuales se analizaron dos alternativas, la
de ocurrencia “SI” y la de no ocurrencia “NO”; por lo tanto las probabilidades asociadas
con cada rama del árbol sumaron 1 para cada título. Se utilizaron los siguientes valores
de frecuencia para:
- Fuga de diésel: Para ruptura total de la tubería del tanque (Valor referencial para
el modelamiento), una frecuencia de 2.7x 10-3
v/año, [12], que representa el la
frecuencia de fugas de diesel por la ruptura de la tubería asociada al tanque de
almacenamiento.
- Descontrol de pozo; se utilizó en principio como referencia la frecuencia de
4.4x10-4
v/año [13], que representa 39 de eventos de descontrol durante la
perforación en tierra de 88856 pozos entre el periodo del 2002 al 2006 (en la
actividad petrolera mundial según IOGP). Para nuestro caso peruano, en el
periodo del 2011 al 2015 se perforaron 32 pozos en tierra, si hacemos una
relación de tres simple, la frecuencia para eventos de descontrol de pozos será
1.58x10-7
v/año (esta será la frecuencia que utilizaremos)
51
En las tablas 5.14 y 5.5 se muestra el resultando las frecuencias para cada uno de los
eventos mayores finales.
Tabla 5.14 Árbol de eventos para descontrol de pozo
Fuga de Gas
(descontrol
de pozo)
Ignición
inmediata
Ignición
retardada Combinación de
Eventos
(Frecuencia)
Consecuencia
A
B
C
SI 0.07*
1.11x 10-8
Chorro de fuego
1.58x10-7
SI
1.62x10-8
Fogonazo
NO 0.93
0.11*
NO
1.31x10-7
Dispersión
0.89
*El valor de las probabilidades que se muestra se obtuvieron de [14]
Tabla 5.15 Árbol de eventos para fuga de diesel
Escape de diesel
por rotura total
Ignición de
vapores Combinación de
Eventos
(Frecuencia)
Consecuencia
A
B
2.70x 10-6
Piscina de fuego
2.70x 10-3
SI 0.001*
NO 0.999 2.69x 10
-3 Derrame
*El valor de las probabilidades que se muestra se obtuvieron de [14]
En la tabla 5.16 presentamos las frecuencias de ocurrencias para eventos mayores
52
Tabla 5.16 Frecuencias de ocurrencias para eventos mayores
Área Descripción
del área
Equipo
asociado Fase Escenarios
Tamaño de
agujero (in)
Frecuencia
fuga
(1/año)
Probabilidad
de
ocurrencia
del escenario
Frecuencia
del
escenario
(1/año)
A Boca de
Pozo Cabeza de pozo Gas
Incendio tipo
"Chorro de
Fuego"
Rotura total
de revestidor 1.58x10
-7 0.07 1.11x 10
-8
Incendio tipo
"Fogonazo"
Rotura total
de revestidor 1.58x10
-7 0.10 1.62x10
-8
Dispersión de
gas
Rotura total
de revestidor 1.58x10
-7 0.83 1.31x10
-7
B
Dique del
Tanque de
almacenami
ento de
diésel
Tanques de
almacenamient
o de Diésel
Diésel
Incendio tipo
"Piscina de
fuego" dentro
del dique
Rotura total
de línea (3
pulg)
2.70x10-3
0.001 2.70x10-6
Derrame de
Diésel dentro
del dique
Rotura total
de línea (3
pulg)
2.70x10-3
0.999 2.69x10-3
Estimación de consecuencias
Cómo se mencionó en el capítulo anterior, la estimación de las consecuencias se
realizará mediante la simulación en el programa computarizado Effects versión 9.0.23
de TNO; para los posibles eventos no deseados que fueron identificados por medio del
método de árbol de eventos.
Los escenarios a ser modelados (simulados), estarán enmarcados en los factores de:
Dispersión y Radiación (Chorro de Fuego, fogonazo y piscina de fuego).
Para el cálculo de consecuencias se debe considerar los datos meteorológicos,
propiedades del gas y del diésel, y las condiciones de operación del proceso.
Para este caso continuare tomando valores modelo de casos reales, que servirá para
realizar la simulación de los escenarios y poder estimar sus consecuencias. Entonces los
siguientes datos de las tablas 5.17, 5.18 y 5.19 serán ingresados al programa
computarizado Effects.
53
Tabla 5.17 Condiciones climáticas (Referencia modelo)
Temperatura máxima / mínima, °C 30.4 / 18.9
HR (%) 99.6 - 96.1
Velocidad del viento (m/s) 4.4
Estabilidad Meteorológica de Pasquill D
Dirección del viento
(viene del ) NW
Tabla 5.18 Propiedades del Diésel
COMPONENTE VALOR
Flash Point (°C) 52 min.
Gravedad especifica @ 60 °F 0.84 - 0.87 aprox.
Límite inferior de inflamabilidad de los vapores , %
vol. en aire 1.3
Límite superior de inflamabilidad de los vapores, %
vol. en aire 6.0
Tabla 5.19 Composición del Gas
Componente %Molar
Nitrógeno 1.28
CO2 0.236
C1 84.178
C2 9.045
C3 3.343
i-C4 0.411
n-C4 0.75
i-C5 0.216
n-C5 0.199
C6 0.18
C7 0.085
C8 0.049
C9 0.014
C10+ 0.004
99.99
54
Las condiciones de operación y principales variables del proceso.
o Pozo de gas
- Diámetro de casing de producción: 7pulg
- Absolute Open Flow (AOF) MMscfd: 420
- CGR: 25 Bls/ MMscf
- Temperatura de fondo: 182° F
- Presión en fondo: 2820 psi
o Almacenamiento de diésel
- Dimensión del Tanque (Diámetro, Largo): Ø 96” / L 23 pies
- Capacidades de Almacenamiento de tanque: 8,800 Galones.
- Dimensiones de Cubeto (Largo, ancho, alto): 14.5 m / 13 m/ 0.8 m
Simulación de Effects versión 9.0.23 de TNO
Para nuestro caso modelo se realizaron 13 corridas de simulación, para todos los
escenarios identificados con el método de árbol de eventos. En la tabla 5.20
presentamos el resultado de la simulación.
Las longitudes resultantes de la simulación, se deben medir desde el centro de la fuga o
derrame.
En la figura 5.5 mostramos la afectación de las curvas de radiación.
55
Tabla 5.20 Resultados de la simulación para eventos mayores
Área Descripción
del área
Equipo
asociado
Escenarios
Distancias de daño por
incendio (m)
Tamaño
de
dispersión
de gas (m)
Tamaño
de
derrame
(m)
1.58
Kw/m2
4.73
Kw/m2
12.50
Kw/m2
50%
LFL
Diámetro
Equiv.
A Boca de Pozo Cabeza de pozo
Dispersión
de gas - - - 127 -
Incendio
tipo
"Fogonazo"
- - - 127
-
Incendio
tipo
"Chorro de
Fuego"
137 75 31 - -
B
Dique del
Tanque de
almacenamiento
de diésel
Tanques de
almacenamiento
de Diésel
Derrame de
Diésel - - - - 16
Incendio
tipo
"Piscina de
fuego"
27.84 19.3 14.25 - -
Derrame de
Diésel - - -
- 16
Incendio
tipo
"Piscina de
fuego"
27.84 19.3 14.25 - -
Las curvas de radiación que se muestran en la figura 5.4, se pude observar que las
curvas de iso-radiación de 4.73 Kw/m2, supera el área de la plataforma, así mismo las
curvas de radiación de 12.50 Kw/m2 para las área A y B, afectan a los equipos
cercanos.
En el Anexo 2 se muestran los resultados de las corridas del programa de simulación
Effects.
56
Figura 5.5 Curvas de iso-radiación
A
B
Radió 75 m
Radió 31 m
Radió 19 m
Radió 14 m
Radió 27 m
Radió 137 m
Curva de radiación de 1.58 Kw/m2
Curva de radiación de 4.73 Kw/m2
Curva de radiación de 12.50 Kw/m2
57
5.1.3. Medidas de Prevención y Protección
Las medidas de prevención y protección se realizan en función del análisis
realizado previamente, a objeto de buscar maximizar los controles de protección con
respecto al proyecto inicial de perforación. Las medidas deberán ser consideradas por la
Gerencia del Proyecto, tomando en consideración las distintas responsables de cerrar
cada una de las brechas detectadas, según las distintas áreas de atención que serán
señaladas a continuación de manera general que aplica para proyectos generales:
Sistemas de protección pasivas:
- El alejamiento de los tanque de almacenamiento de combustibles (tanque
diésel), una distancia suficiente de tal manera que la radiación que se genera en
un escenario de incendio no afecte a ningún equipo adyacente y mucho menos a
instalaciones donde exista personal habitándolo. (Para el caso modelo el tanque
debería estar ubicado a por lo menos 40 metros de la instalación más próxima).
De esta manera podemos evitar la instalación de un sistema contra incendio
complejo, puesto que no existen instalaciones que enfriar y solo se enfocaría en
la extinción del incendio en el dique.
- La ubicación adecuada (distanciamiento) y en una zona elevada del
terreno, del campamento del personal. Debe ubicarse en función del radio de
alcance de la radiación de 1.58 Kw/m2, para el evento de mayor impacto. Para el
caso modelo el campamento debería estar ubicado a por lo menos a 137 m de
distancia medido desde el pozo.
Clasificación de Áreas: Se deberá revisar el plano de clasificación de áreas en la
fase de ingeniería de detalle con el fin de actualizarlo; debido a los posibles cambios
que se puedan presentar en ésta fase.
Planes de Respuesta Control de Emergencia:
- Sistemas Contra Incendios: Revisar lo equipos de extinción portátiles.
- Sistemas de Detección /Alarmas: Verificar que se consideren, sistemas
de detección correspondientes a los tipos de materiales empleados por las áreas
de proceso, es decir; eventos tales como: Incendio, fuga de Sulfuro de
58
Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (CO2). La distribución y ubicación
de los detectores deberá considerarse en cada caso particular aquellos puntos que
representen mayor riesgo potencial de fugas, tales como tanques de combustibles
y cabezal del pozo. Así mismo, deberá considerarse la densidad de los gases o
vapores, dirección del viento prevaleciente, lugares donde sea factible la
acumulación de gases o vapores y el buen juicio de ingeniería, experiencia
previa, así como recomendaciones del fabricante. Por otra parte, la ubicación de
los detectores no deberá interferir en las actividades habituales de operación y
mantenimiento de los equipos protegidos.
Con relación a las alarmas, es conveniente que existan dispositivos visuales y
sonoros (audibles) a fin de que éstas sean captadas por los trabajadores. El
silenciamiento de la alarma audible no deberá apagar la alarma visual, la cual
deberá permanecer encendida mientras exista el evento iniciador por encima del
nivel de alarma pre–establecido.
Cabe destacar la importancia de instalar en diferentes áreas, manga de vientos,
empleando las especificaciones técnicas de materiales (características y
parámetros) tomando en consideración los posibles riesgos y peligros existentes.
Formación y Concienciación: Desarrollar / elaborar programas y procedimientos
de inducción para el personal y comunidades adyacentes, a fin de informarles las
estrategias y medidas de control a ser impartidas para la disminución, control y/o
eliminación de peligros. Asimismo, se deberá desarrollar planes de ayuda mutua con
organismos públicos y privados de la región (Bomberos, Policía, otros), en los
simulacros de contingencias.
Procedimientos de Trabajo: Verificar los procedimientos de inspección,
operación y mantenimiento de los equipos de la plataforma, con el objeto de que se
contemplen todas las actividades (rutinarias y no rutinarias), prácticas de trabajo seguro,
y a su vez contengan los listados de todos los tipos de productos (líquidos / gaseosos)
identificando hojas de seguridad según sustancias / fluidos manejados por áreas.
Mapas de Riesgos: Integrar en los mapas de riesgos por áreas / proceso, los
peligros existentes en la plataforma tomando en consideración equipos e instrumentos,
las sustancia y/o productos manejados.
59
Equipos y Componentes: Verificar a través de una certificación adicional al
equipo de perforación (diferente al de la contratista) que considere todos los equipos y
componentes de la plataforma. Verificar a su vez que se contemplen en los equipos y
componentes con corrientes de líquidos, drenajes de ciclos cerrados y sistemas de
alcantarillado a fin de evitar posibles efectos a la salud del personal, comunidades y
daños ambientales.
Estudios de Riesgos Requeridos: Es conveniente elaborar los siguientes estudios
de riesgos para las actividades de perforación, con el objeto de profundizar los análisis
efectuados:
Realizar un Estudio de Peligro y Operabilidad (HAZOP) al proceso de
cementación y bombeo de fluidos de perforación con el objeto de identificar peligros
potenciales, problemas operacionales, así como profundizar sus consecuencias. Como se
trata de un proceso exploratorio también se recomienda realizar un estudio HAZOP a la
etapa de prueba de pozos.
Por último, teniendo en cuenta que algunos desarrolladores de proyectos no visualizan
de forma asertiva la introducción de cambios, una vez iniciado el proceso de
construcción, argumentando que introducirá retrasos e impactará el resto del proyecto.
Es importante resaltar y definir un protocolo para la revisión, corrección y adaptación
de herramientas y sistemas, en la fase de implementación sin que se produzca un
impacto negativo significativo en la ejecución global del proyecto.
Los plazos establecidos para las modificaciones futuras, deben contar con un programa
de trabajo, el cual contemple evaluaciones periódicas a los distintos responsables, a
objeto de que éstos permitan detectar a tiempo problemas, debilidades y limitaciones e
iniciar procesos formales para su corrección a tiempo tomando en consideración el nivel
de riesgo presente y su jerarquía.
60
CAPÍTULO VI: PRESUPUESTO
La estimación del presupuesto y el establecimiento del cronograma para la aplicación de
las recomendaciones producto de la evaluación de los riesgos, es el siguiente paso que
da lugar a la implementación de estas medidas, indispensable para la reducción del nivel
de riesgo inicial.
La determinación de un presupuesto para la implementación de las recomendaciones
producto del análisis de riesgos, la realizaremos en función de los planteados en la Guía
de los Fundamentos para la Dirección de Proyectos (Guía del PMBOK).
Presupuesto del proyecto; contempla todos los fondos autorizados para ejecutar el
proyecto [15].
Línea Base de Costos; es la versión aprobada del presupuesto por fases del proyecto,
excluida cualquier reserva de gestión, y se utiliza como base de comparación con los
resultados reales. Se desarrolla como la suma de los presupuestos aprobados [15].
Reservas para contingencias; consisten en el presupuesto, dentro de la línea base de
costos, que se destina a los riesgos identificados y asumidos por la organización, para
los que se desarrollan respuestas de contingencia o mitigación. Las reservas para
contingencias se contemplan a menudo como la parte del presupuesto destinada a cubrir
los conocidos-desconocidos susceptibles de afectar al proyecto. Las reservas para
contingencias forman parte de la línea base de costos y de los requisitos generales de
financiamiento del proyecto [15].
Reservas de gestión; son cantidades específicas del presupuesto del proyecto que se
retienen por razones de control de gestión y que se reservan para cubrir trabajo no
previsto dentro del alcance del proyecto. El objetivo de las reservas de gestión es
contemplar las variables desconocidas-desconocidas susceptibles de afectar a un
proyecto. La reserva de gestión no se incluye en la línea base de costos, pero forma
parte del presupuesto total y de los requisitos de financiamiento del proyecto. Cuando se
utiliza una cantidad determinada de reservas de gestión para financiar un trabajo no
61
previsto, la cantidad de la reserva de gestión utilizada se suma a la línea base de costos,
dando lugar a la necesidad de aprobar un cambio de la línea base de costos [15]. Esta
figura podría presentarse por un evento no evaluado en el estudio de riesgos o por un
cambio de las condiciones iniciales durante el curso de ejecución del proyecto.
En función de estos conceptos previos podemos decir que; el Presupuesto del Proyecto
será la suma de las Reservas de Gestión con la Línea de Base de Costos, y la Línea Base
de Costos será la suma de las Reservas para Contingencias con las Estimaciones de los
Costos de los Paquetes de Trabajo [15] .
También se asume que:
Reservas de Gestión es el 15% de la Línea de Base de Costos
Reservas para Contingencias es el 10% de las Estimaciones de los Costos de los
Paquetes de Trabajo.
62
CAPÍTULO VII: CONCLUSIONES
Mediante la aplicación del método HAZID, con la participación activa del
personal podemos detectar las desviaciones del proceso de perforación, y tomar las
medidas requeridas.
Con relación, al análisis (del ejemplo modelo) de los eventos mayores de incendio en el
tanque diésel y descontrol del pozo (blowout), se concluyó que tienen un nivel de riesgo
medio (de acuerdo a la matriz de criterio de riesgos). Este ejemplo refleja con buena
aproximación el nivel de riesgo real de escenarios de este tipo, dado que la matriz de
criterio y los valores de las frecuencias utilizadas fueron tomados de casos y situaciones
reales, y además guardan relación con la tendencia mundial para dichos eventos.
Los productos obtenidos en los árboles de eventos, indicaron que los escenarios como;
incendio de gas durante fuga a presión (chorro de fuego - jet fire), incendio tipo Bola de
fuego por fuga de gas (fogonazo- flash fire), dispersión de nube de gas por descontrol
de pozo e incendio en superficie de diesel derramado (piscina de fuego - pool fire);
presentan frecuencias de ocurrencia en el nivel de Muy Baja, teniendo como referencia
base la matriz de criterio de riesgos. Estos resultados guardan mucha relación con lo
mencionado en el párrafo anterior.
Los escenarios estimados, enmarcados en tres factores de consecuencia: Dispersión,
Radiación (chorro de fuego) y Toxicidad por Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de
Carbono (CO2); arrojaron los siguientes resultados:
Con relación a las posibles consecuencias de presentarse un evento en la plataforma por
toxicidad, producto de una fuga de Sulfuro de Hidrógeno H2S y Dióxido de Carbono
CO2, la simulación no obtuvo resultados para las concentraciones ingresadas, es decir;
no se obtuvieron distancias para representar de forma gráfica los valores; en vista de que
el valor obtenido fue cero (0) “bajas concentraciones”. Estos valores podrían variar en
función de las características de los hidrocarburos presentes en las formaciones a
atravesar.
63
Para el evento de radiación (ejemplo modelo de caso real), Chorro de fuego (Jet Fire)
durante una descontrol de pozo, se puede apreciar que las curvas de iso-radiación sobre
el plano de ubicación de equipos de la instalación están fuera de los límites de la
plataforma. Es importante tomar las previsiones con las áreas alternas a éste equipo.
Estos valores podrían variar en función de las características de los hidrocarburos
presentes en las formaciones a atravesar.
La inclusión de personal de las contratistas al estudio HAZID, es de gran importancia,
debido al conocimiento de sus procesos.
Se concluye la necesidad de someter a evaluación los tiempos de respuesta del personal
de la instalación, quienes deberán tomar las acciones necesarias para minimizar o evitar
un evento indeseable y/o cualquier escenario de riesgo durante la operación.
Finalmente, debemos tener presente, que el verdadero potencial de la aplicación de la
tecnología y los recursos estadísticos/computacionales, no será alcanzado si éstos no
brindan los mecanismos que hacen posible la sinergia entre los actores, instituciones y
comunidades existentes; con el fin de promover y facilitar la producción, transferencia y
uso del conocimiento.
64
BIBLIOGRAFIA
1. MINAS, M. D. E. Y. Reglamento de Seguridad para Actividades en hidrocarburos. In: MINEM
DS N° 043-2007-EM. Lima: [s.n.], 2007.
2. TRABAJO Y PROMOCIÓN DEL EMPLEO. Reglamento de la Ley N° 29783, Ley de Seguridad y
Salud en el Trabajo. In: EMPLEO, T. Y. P. D. Decreto Supremo N° 005-2012-TR. Lima: El
peruano, 2012. Cap. Glosario de Términos.
3. GROUP, O. P. OHSAS 18001: 2007 Sistemas de gestión de la seguridad y salud en el trabajo.
2007. ed. Madrid: AENOR, 2007.
4. JOAQUIN CASAL, H. M. E. P. J. A. V. Análisis de riesgos en Instalaciones industriales.
primera. ed. Barcelona: Edicions UPC, 1999.
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de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos. In: OSINERGMIN Resolución
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Flamable liquids. HSE. [S.l.].
8. HEALTH AND SAFETY EXECUTIVE. PM/Technical/08 - Safety Report Assessment Guide:
Methane Bullets. HSE. [S.l.], p. 51.
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the calculation of physical effects. In: TNO Methods for the calculation of physical effects.
segunda. ed. [S.l.]: [s.n.], 2005. Cap. 4, p. 870.
10. ASOCIACIÓN INTERNACIONAL DE CONTRATISTAS DE PERFORACIÓN. IADC ISP PROGRAM
2012 – Summary of Occupational Incidents – South America Land Totals. IADC. [S.l.].
2013.
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de Gas y petróleo. [S.l.]. 2013. (Reporte N° 2012s).
12. IOGP. Storage incident frecuencies. IOGP. [S.l.], p. Tabla 2.6 & apartado Disel (pág. 14-15).
2010. (Reporte N° 434-3).
65
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14. OGP. Ignition Probabilitis. OGP. [S.l.], p. 14-20. 2010. (434-6.1).
15. PROJECT MANAGEMENT INSTITUTE, INC. GUÍA DE LOS FUNDAMENTOS PARA LA
DIRECCIÓN DE PROYECTOS. In: PROJECT MANAGEMENT INSTITUTE, I. Guía del PMBOK.
Quinta. ed. EE.UU: [s.n.], 2013. Cap. 7.3, p. 208-214.
66
ANEXO 1
REGISTRO HISTÓRICO E INFORMACIÓN ESTADÍSTICA DE INCIDENTES
Y ACCIDENTES DE PROYECTOS SIMILARES PARA LA ESTIMACIÓN DE
LA FRECUENCIA Y PROBABILIDAD
1
ÍNDICE DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 3
2. PROCEDIMIENTO Y ANÁLISIS .............................................................................................. 3
2.1. PROCEDIMIENTO ..................................................................................................................... 3
2.2. ANÁLISIS .................................................................................................................................... 5
3. PRINCIPALES INDICADORES Y DATOS UTILIZADOS ...................................................... 6
3.1. INDICADORES PRINCIPALES OGP ........................................................................................ 6
3.2. INDICADORES PRINCIPALES IADC .................................................................................... 17
3.3. AGENTES EXTERNOS ............................................................................................................ 28
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla N° 1. 1. FAR, LTIF, TRIR y Horas Hombre (H-H) del 2008 - 2012 ................................... 6
Tabla N° 1. 2. FAR, LTIF y TRIR para Perforación del 2008 - 2012........................................... 7
Tabla N° 1. 3. Horas-Hombre Perforación 2008 - 2012 .................................................................. 7
Tabla N° 1. 4. Fatalidades por Actividad -2012 .............................................................................. 9
Tabla N° 1. 5. Fatalidades por Categoría -2012 ............................................................................ 10
Tabla N° 1. 6. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Actividad – 2012 ................................. 10
Tabla N° 1. 7. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Categoría – 2012 ................................. 11
Tabla N° 1. 8. FAR Perforación por año y FAR periodo 2008 - 2012 ......................................... 12
Tabla N° 1. 9. LTIF Perforación por año y LTIF periodo 2008 - 2012 ........................................ 13
Tabla N° 1. 10. TRIR Perforación por año y TRIR periodo 2008 - 2012 ..................................... 14
Tabla N° 1.11. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Actividad ONSHORE– 2012 ............. 15
Tabla N° 1. 12. Indicadores principales del IADC ........................................................................ 17
Tabla N° 1. 13. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Ocupación ............................ 18
Tabla N° 1. 14. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Ocupación ....................................... 19
Tabla N° 1. 15. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Tipo de Incidente ................. 20
Tabla N° 1. 16. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Tipo de Incidente ............................. 21
Tabla N° 1. 17. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Operación ............................. 22
Tabla N° 1. 18. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Operación ........................................ 23
Tabla N° 1. 19. Total de Incidentes con Tiempo Perdido (LTI) por Área de Trabajo .................. 24
Tabla N° 1. 20. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Área de Trabajo ............................... 25
Tabla N° 1. 21. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Tiempo de Servicio .............. 26
Tabla N° 1. 22. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Tiempo de Servicio ......................... 27
Tabla N° 1.24. Número de Eventos Por Región ............................................................................ 28
2
Tabla N° 1.25. Número de Eventos Por Tipo de Evento ............................................................... 29
Tabla N° 1. 26. Número de Sismos por REGIÓN ......................................................................... 30
INDICE DE FIGURAS
Figura N° 1.1 FAR Promedio de los Últimos 5 años, por 100 millones de horas trabajadas al año
......................................................................................................................................................... 8
Figura N° 1.2. TRIR Promedio de los Últimos 5 años, por millón de horas trabajadas al año ....... 8
Figura N° 1.3. LTIF Promedio de los Últimos 5 años, por millón de horas trabajadas al año ........ 9
INDICE DE GRÁFICOS
Gráfico N° 1.1 Casos con Pérdida de días de Trabajo por Actividad: Empleadores vs
Contratista vs N° Casos ............................................................................................. 11
Gráfico N° 1. 2. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Categoría: Empleadores VS
Contratista VS N° Casos ............................................................................................. 12
Gráfico N° 1. 3. Comparativo: FAR Perforación por año VS FAR periodo 2008 -2012............. 13
Gráfico N° 1. 4. Comparativo: LTIF Perforación por año VS LTIF periodo 2008 – 2012 ........... 14
Gráfico N° 1. 5. Comparativo: TRIR Perforación por año VS TRIR periodo 2008 - 2012 .......... 15
Gráfico N° 1. 6. % LTI por Ocupación ......................................................................................... 18
Gráfico N° 1. 7. % TRI por Ocupación ......................................................................................... 19
Gráfico N° 1. 8. % LTI por Tipo de Incidente .............................................................................. 20
Gráfico N° 1. 9. % TRI por Tipo de Incidente .............................................................................. 21
Gráfico N° 1. 10. % LTI por Operación ........................................................................................ 23
Gráfico N° 1. 11. % TRI por Operación ........................................................................................ 24
Gráfico N° 1. 12. % LTI por Área de Trabajo ............................................................................... 25
Gráfico N° 1. 13. % TRI por Área de Trabajo .............................................................................. 26
Gráfico N° 1. 14. % LTI por Tiempo de Servicio ......................................................................... 26
Gráfico N° 1. 15. % TRI por Tiempo de Servicio ......................................................................... 27
3
1. INTRODUCCIÓN
Actualmente no se cuenta con una base nacional confiable y detallada de estadísticas de
accidentes para perforación exploratoria, afines o actividades similares que pueda ser base para
estudiar la frecuencia de accidentes o la probabilidad de escenarios de riesgos en el ámbito del
proyecto, por lo que es necesario recurrir a bases de datos aplicables internacionales, de
reconocido prestigio tales como OGP (Asociación Internacional de Productores de gas y
Petróleo, por sus sigla en inglés), en su Reporte N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE
INDICATORS – 2012 DATA, así como de IADC (Asociación Internación de Contratistas de
Perforación, por sus siglas en ingles), en su reporte del Programa de Estadística de Incidentes
2012 - Resumen de Incidentes Ocupacionales de operaciones en tierra en Sur América (IADC
ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South America Land Totals).
En especial para este proyecto, debido a la calidad de sus datos y aplicabilidad, se utilizará la
información aportada tanto por la IADC como por la OGP de forma complementaria, con las
limitaciones del caso, pero con una buena aproximación por la similitud del área del proyecto.
La OGP registra información de los incidentes de HSE las empresas que son sus miembros a
nivel mundial en la industria de hidrocarburos, que producen más de la mitad de los
hidrocarburos líquidos en el mundo y cerca de una tercera parte del gas. Posee un Comité de
miembros para Seguridad, el cual cuenta con un Sub-comité para DATA y han publicado
registros desde 1985, poseyendo unas extensas bases de datos de eventos de la industria de los
hidrocarburos. Para el reporte de referencia que usamos en el documento se consideraron 49
miembros que cuentan con actividades en todo el mundo.
La IADC registra los incidentes laborales recopilados voluntariamente de los contratistas de
perforación en todo el mundo. Para el reporte mundial al año 2012 se tomaron datos de 110
contratistas que representan aproximadamente el 74% del total existente en el mundo. Para el
reporte en Sudamérica se tomaron en cuenta reportes de 9 compañías con trabajos en tierra.
2. PROCEDIMIENTO Y ANÁLISIS
2.1. PROCEDIMIENTO
La frecuencia es determinada por medio de la información de incidentes de ocurrencias previas,
tanto en la industria, como en la empresa (Si es existente), o de las percepciones del personal en
relación con que tan a menudo el incidente sucede o pudiera suceder. El juicio y percepción del
personal es importante para estimar la frecuencia.
4
En el Perú no se cuenta con una base de datos de frecuencias que sea representativa de la
industria de los hidrocarburos, por lo que se recurre a la información estadística internacional de
instituciones reconocidas (Bases de datos internacionales) para obtener una Frecuencia Base de
ocurrencia de accidentes.
El procedimiento seguido para la determinación de las frecuencias es el siguiente:
1) Descripción del sistema
2) Identificación de peligros y escenarios de riesgos.
3) Verificación de bases de datos de accidentes y/o estadísticas de la empresa, nacionales e
internacionales; Las bases de datos internacionales tienen que ser aplicables al proceso y a
los escenarios de riesgos identificados. Para este caso se usaron bases de datos de la OGP,
y el IADC.
4) Extracción de datos; En base a los escenarios descritos se identifican en la bases de datos
los escenarios y/o peligros similares. Un dato importante son las medidas de
accidentalidad, tales como; FAR (Fatal Accident Rate), Frecuencias de lesiones
incapacitantes, lesiones de primeros auxilios, lesiones totales, severidad, etc. En las bases
de datos (según sea el caso), se encontraran descritos las frecuencias, porcentaje de
escenarios o peligros específicos (por ejemplo porcentaje de caídas a un mismo nivel). Los
índices combinados con estos porcentajes podrán dar referencia sobre la frecuencia del
evento o escenario en particular. Si existen bases de datos de la empresa, se usaran los
valores de la empresa y se compararán con los datos de las bases de datos internacionales.
A través de la técnica “juicio de expertos”, se validaran estas frecuencias. Datos como el
sistema de gestión de la empresa, tipo de trabajo, área, cantidad de trabajadores expuestos,
sistema de emergencia y protección, podrán hacer que se obtenga un factor para reducir o
aumentar la posibilidad del escenario. Cuando no se tienen índices de frecuencias
generales o específicas se utilizarán factores para obtener la probabilidad del escenario. Si
existen datos o información nacional sobre eventos similares se estudiaran para obtener un
dato más preciso. Las bases de datos nacionales son poco estructuradas e insuficientes en
la mayoría de los casos. En algunas bases de datos se establecen las causas de los
accidentes o factores para su ocurrencia. Este dato también puede ser aportado por la
empresa, si es que el proyecto está en operación o han realizado actividades similares en el
pasado. En el caso de nuevos proyectos de exploración no aplica esta revisión.
5) Una vez obtenidos los valores de frecuencia particular para cada escenario o peligro, o la
probabilidad estimada, se comparará con el criterio de la empresa para obtener la
“cualificación” del dato, según la matriz de tolerancia de riesgos de la misma. Este valor
5
será general para todos los escenarios o peligros similares y va a variar en función del
estudio de la actividad o lugar de ocurrencia.
Ejemplo: Si la frecuencia de fatalidades para las operaciones de Perforación en la industria
(Onshore – según OGP) es de 6.22 x10-5
v/año (FAR x 2000/100000000 = 3.11 x
2000/100000000 = 6.22 x10-5
v/año) y el porcentaje de fatalidades para actividades de
perforación de pozos es de 12.50% (Tabla N° 1.4) y el porcentaje de fatalidades para el peligro
de descontrol de pozos es de 44.32% (Tabla N° 1.5). Entonces tenemos que la frecuencia
estimada de fatalidades por descontrol de pozos durante las actividades de perforación es de
3.45x10-6
v/año, valor será comparado con la tabla 2.5 (Matriz de tolerancia) del informe de
suficiencia, donde se puede ubicar el nivel de frecuencia y consecuencia que corresponde, de
esta manera podemos decir que el riesgos de sufrir una fatalidad debido a un descontrol de pozo
en actividades de perforación tiene un nivel de riesgo Medio (5A).
2.2. ANÁLISIS
Las estadísticas están basadas en los principales indicadores de accidentalidad y la cantidad de
escenarios de accidentes presentados por área, actividad, puesto de trabajo y tipo de incidente.
Siguiendo el estándar internacional, los indicadores de accidentalidad usados por la OGP son:
LTIF: LOST TIME INJURY FREQUENCY (Frecuencia de Lesiones con pérdida de tiempo). La
cual representa el número de lesiones incapacitantes por Millón de H-H (Horas-hombres)
trabajadas.
TRIR: TOTAL RECORDABLE INJURY RATE (Tasa total de lesiones registradas). La cual
representa el número total de incidentes registrables por Millón de H-H trabajadas. Aquí se
agregan los incidentes sin lesiones, pero que requirieron primeros auxilios o atención médica y,
donde no fue necesario declarar “pérdida” de tiempo o asignar reposo médico, mas aquellos
incidentes donde si ocurrieron lesiones que ameritaron declarar “perdida” de tiempo
(incapacitantes o inhabilitadores parciales o totales y temporales o permanentes).
FAR: FATAL ACCIDENT RATE (Tasa de Accidentes Fatales). La cual representa la frecuencia
de fatalidades por cada 100 Millones de H-H trabajadas.
Estos indicadores de la OGP están basados en los siguientes factores:
3691MILLONES de horas-hombre trabajadas (aumento del 7% comparado con el año
2011)
49 de los 63 miembros de OGP reportaron datos para le documento referencia.
6
Operaciones en 107 países
Siguiendo el estándar internacional, los indicadores de accidentalidad usados por la IADC son:
MTO – Medical Treatment Only: Solo Tratamiento Médico. Lesiones o enfermedades
ocasionados por el trabajo, que requiere tratamiento médico más allá de los primeros auxilios.
No incluye los Trabajos Restringidos/Transferencia restringida (RWTC) o Incidentes con
pérdida de tiempo (LTI).
LTI – Lost Time incident: Es un Incidente relacionado con el trabajo (lesión o enfermedad)
donde el trabajador requiere días fuera del trabajo para recuperarse, recomendada por un médico.
RWC – Restricted Work Case: Los caso de trabajo restringido son los incidentes relacionados
con el trabajo donde el trabajador no puede realizare realice sus actividades normales.
Recordable Incidence: Son todos los casos registrado de lesiones que fueron causados por la
exposición en el trabajo.
Estos indicadores de la IADC están basados en los siguientes factores:
40.688.000 de horas-hombre trabajadas
110 reportaron datos para IADC, 8 para el reporte en trabajos en tierra en Sudamérica.
3. PRINCIPALES INDICADORES Y DATOS UTILIZADOS
3.1. INDICADORES PRINCIPALES OGP
En la Tabla N° 1.1 Se presentan los datos numéricos y el cálculo de los indicadores de
accidentalidad (LTIF, TRCF y FAR) desde el año 2008 hasta el año 2012, así como las horas de
exposición del personal.
Tabla N° 1. 1. FAR, LTIF, TRIR y Horas Hombre (H-H) del 2008 - 2012
FAR LTIF LTIF
ONSHORE TRIR
TRIR
ONSHORE FATALIDADES
H-H
(*1000)
2008 3.12 0.55 0.47 2.08 1.75 103 3304168
2009 2.76 0.45 0.38 1.75 1.45 99 3585842
2010 2.76 0.42 0.35 1.68 1.41 94 3411144
2011 1.88 0.43 0.34 1.77 1.45 65 3456078
2012 2.38 0.48 0.38 1.74 1.49 88 3691040
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
7
En la Tabla N° 1.2 se presentan los datos numéricos y el cálculo de los indicadores de
accidentalidad (LTIF, TRCF y FAR) para perforación desde el año 2008 hasta el año 2012. Así
como también se indica el promedio de los 3 últimos años. Estos últimos valores serán utilizados
como indicadores para las frecuencias bases de los escenarios de riesgos determinados.
Tabla N° 1. 2. FAR, LTIF y TRIR para Perforación del 2008 - 2012
FAR
PERFORACIÓN
LTIF
PERFORACIÓN
TRIR
PERFORACIÓN
2008 4.02 1.33 4.63
2009 4.59 1.02 3.81
2010 6.36 0.82 2.94
2011 1.87 0.7 2.84
2012 1.78 0.82 2.59
Promedio
de los 3
últimos
años al
2012
3.11 0.78 2.79
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE
INDICATORS – 2012 DATA
En la Tabla N° 1.3 se presenta el número de Horas Hombre (H-H) trabajadas en perforación, en
el periodo 2008 – 2012.
Tabla N° 1. 3. Horas-Hombre Perforación 2008 - 2012
H-H
PERFORACIÓN
2008 298,855
2009 348,515
2010 518,505
2011 642,662
2012 672,728
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY
PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
En la Figura N°1,.2 y 3 se muestran graficadas las curvas del FAR, TRIR y LTIF desde el año
2007 hasta el año 2012, mostrándose en general una tendencia estándar decreciente.
8
Figura N° 1.1 FAR Promedio de los Últimos 5 años, por 100 millones de horas trabajadas
al año
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS –
2012 DATA
Figura N° 1.2. TRIR Promedio de los Últimos 5 años, por millón de horas trabajadas al año
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE
INDICATORS – 2012 DATA
9
Figura N° 1.3. LTIF Promedio de los Últimos 5 años, por millón de horas trabajadas al año
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE
INDICATORS – 2012 DATA
En las Tablas N° 4 y 5 se muestra la cantidad de fatalidades por actividad y categoría en el 2012.
Tabla N° 1. 4. Fatalidades por Actividad -2012
ACTIVIDAD FATALIDADES %
Construcción 14 15.91%
Buceo / Subacuático 0 0.00%
Perforación, Workover y servicios a Pozos 11 12.50%
Operaciones de Izamiento y Levantamiento
Mecánico 2 2.27%
Mantenimiento / Inspección y Prueba 41 46.59%
Oficina, almacenamiento y operaciones de
campamento 0 0.00%
Operaciones de producción 3 3.41%
Operaciones sísmicas 2 2.27%
Transporte aéreo 2 2.27%
Transporte terrestre 9 10.23%
Transporte marino/fluvial 2 2.27%
Otros, no especificados 2 2.27%
TOTAL 88 100.00%
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
10
Tabla N° 1. 5. Fatalidades por Categoría -2012
CATEGORIA FATALIDADES %
Asalto o Acto violento 3 3.41%
Atrapado en, debajo o entre 16 18.18%
Espacios Confinados 2 2.27%
Cortes, perforación, raspadura 0 0.00%
Explosiones o Quemaduras (descontrol de pozos) 39 44.32%
La Exposición Eléctrica 3 3.41%
Exposición a Ruido, Químicos, Biológicos, Vibración 0 0.00%
Caídas de Diferente Nivel 3 3.41%
Esfuerzo excesivo, tensión 1 1.14%
Liberación de presión 4 4.55%
Caídas al mismo Nivel 0 0.00%
Golpeado por/ contra 14 15.91%
Relacionados con el Agua, Ahogándose 1 1.14%
Otro 2 2.27%
TOTAL 88 100%
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
En las Tablas N°6 y 7 se muestra el número de los casos con pérdida de días de
trabajo por actividad y categoría en el 2012, seguidos de una gráfica comparativa
por trabajadores.
Tabla N° 1. 6. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Actividad – 2012
ACTIVIDAD TRABAJADORES CONTRATISTAS N° CASOS %
Construcción 4 164 168 9.89%
Buceo / Subacuático 1 9 10 0.59%
Perforación, Workover y servicios a Pozos 43 317 360 21.19%
Operaciones de Izamiento y Levantamiento
Mecánico 11 122 133 7.83%
Mantenimiento / Inspección y Prueba 69 218 287 16.89%
Oficina, almacenamiento y operaciones de
campamento 46 85 131 7.71%
Operaciones de producción 79 132 211 12.42%
Operaciones sísmicas 1 22 23 1.35%
Transporte aéreo 5 3 8 0.47%
Transporte terrestre 19 50 69 4.06%
Transporte marino/fluvial 4 85 89 5.24%
Otros, no especificados 61 149 210 12.36%
TOTAL 343 1,356 1699 100%
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
11
0
100
200
300
400
TRABAJADORES
CONTRATISTAS
N° de Casos
Gráfico N° 1.1 Casos con Pérdida de días de Trabajo por Actividad: Empleadores vs
Contratista vs N° Casos
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
Tabla N° 1. 7. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Categoría – 2012
Categoria Trabajadores Contratistas N° de casos %
Asalto o Acto violento 2 15 17 1.00%
Atrapado en, debajo o entre 37 315 352 20.72%
Espacios Confinados 0 1 1 0.06%
Cortes, perforación, raspadura 7 54 61 3.59%
Explosiones o Quemaduras 31 96 127 7.47%
La Exposición Eléctrica 0 12 12 0.71%
Exposición a Ruido, Químicos,
Biológicos, Vibración 5 29 34 2.00%
Caídas de Diferente Nivel 35 123 158 9.30%
Esfuerzo excesivo, tensión 33 100 133 7.83%
Liberación de presión 4 12 16 0.94%
Caídas al mismo Nivel 69 196 265 15.60%
Golpeado por/ contra 70 338 408 24.01%
Relacionados con el Agua,
Ahogándose 1 2 3 0.18%
Otro 49 63 112 6.59%
TOTAL 343 1,356 1699 100.00%
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
12
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
TRABAJADORES
CONTRATISTAS
N° DE CASOS
Gráfico N° 1. 2. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Categoría: Empleadores VS
Contratista VS N° Casos
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
Se puede observar en el grafico N°.2 que para el escenario que contempla GOLPEADO
POR/CONTRA, tiene la mayor frecuencia de ocurrencia, lo cual se reflejara también dentro de
las actividades que se desarrollen en el Proyecto.
En la Tabla N°.8 tenemos el FAR de Perforación y el promedio del periodo 2008 – 2012, seguida
de sus respectivas graficas comparativas por año.
Tabla N° 1. 8. FAR Perforación por año y FAR periodo 2008 - 2012
FAR
PERFORACIÓN
FAR
(2008-2012)
FAR
PERFORACIÓN
(2010-2012)
2008 4.02 3.7 3.11
2009 4.59 3.2 3.11
2010 6.36 3.1 3.11
2011 1.87 2.7 3.11
2012 1.78 2.6 3.11
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS –
2012 DATA
13
Gráfico N° 1. 3. Comparativo: FAR Perforación por año VS FAR periodo 2008 -2012
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
El promedio que se usara para el cálculo de la frecuencia de fatalidades durante las operaciones
de PERFORACIÓN en el proyecto será el FAR promedio de Perforación del periodo 2010 –
2012 (3 últimos años, ver Tabla N° 1.2), ya que este índice se acerca más a los valores
calculados para FAR perforación.
En la Tabla N°9 tenemos el LTIF de Perforación y el promedio del periodo 2008 – 2012, seguida
de sus respectivas graficas comparativas por año.
Tabla N° 1. 9. LTIF Perforación por año y LTIF periodo 2008 - 2012
LTIF
PERFORACIÓN
LTIF
(2008-2012)
LTIF
(2008-2012)
PERFORACIÓN
2008 1.33 0.8 0.78
2009 1.02 0.7 0.78
2010 0.82 0.6 0.78
2011 0.7 0.5 0.78
2012 0.82 0.5 0.78
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
0
1
2
3
4
5
6
7
2008 2009 2010 2011 2012
FAR PERFORACIÓN
FAR (2008-2012)
FAR PERFORACIÓN (2010-2012)
14
Gráfico N° 1. 4. Comparativo: LTIF Perforación por año VS LTIF periodo 2008 – 2012
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
El promedio que se usara para el cálculo de la Frecuencia de Lesiones con Tiempo Perdido
(LTIF) durante las operaciones de PERFORACIÓN en el proyecto será el LTIF promedio de
perforación del periodo 2010 – 2012 (3 últimos años, ver Tabla N° 1.2), ya que este índice se
acerca más a los valores calculados para LTIF perforación.
En la Tabla N° 1.10 tenemos el TRIR de Perforación y el promedio del periodo 2008 – 2012,
seguida de sus respectivas graficas comparativas por año.
Tabla N° 1. 10. TRIR Perforación por año y TRIR periodo 2008 - 2012
TRIR
PERFORACIÓN
TRIR
(2008-2012)
TRIR
(2010-2012)
PERFORACIÓN
2008 4.63 2.8 2.79
2009 3.81 2.4 2.79
2010 2.94 2.2 2.79
2011 2.84 2.0 2.79
2012 2.59 1.8 2.79
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012
DATA
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
2008 2009 2010 2011 2012
LTIF PERFORACIÓN
LTIF (2008-2012)
LTIF (2008-2012)PERFORACIÓN
15
Gráfico N° 1. 5. Comparativo: TRIR Perforación por año VS TRIR periodo 2008 - 2012
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
El promedio que se usara para el cálculo de la frecuencia del total de lesiones registrados, se
calcula con la Tasa total de Lesiones Registradas (TRIR) durante las operaciones de
PERFORACIÓN en el Proyecto, para lo cual usamos el TRIR promedio de perforación del
periodo 2010 – 2012 (3 últimos años, ver Tabla N° 1.2), ya que este índice se acerca más a los
valores calculados para TRIR perforación.
Tabla N° 1.11. Casos con Pérdida de días de Trabajo por Actividad ONSHORE– 2012
ACTIVIDAD N° DE CASOS %
Construcción 113 11.63%
Buceo / Subacuático 1 0.10%
Perforación, Workover y servicios a
Pozos 189 19.44%
Operaciones de Izamiento y
Levantamiento Mecánico 52 5.35%
Mantenimiento / Inspección y Prueba 162 16.67%
Oficina, almacenamiento y operaciones
de campamento 94 9.67%
Operaciones de producción 105 10.80%
Operaciones sísmicas 18 1.85%
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
2008 2009 2010 2011 2012
TRIR PERFORACIÓN
TRIR (2008-2012)
TRIR (2010-2012)PERFORACIÓN
16
ACTIVIDAD N° DE CASOS %
Transporte aéreo 5 0.51%
Transporte terrestre 65 6.69%
Transporte marino/fluvial 15 1.54%
Otros, no especificados 153 15.74%
TOTAL 972 100.00%
Fuente: Reporte OGP N° 2012s – SAFETY PERFORMANCE INDICATORS – 2012 DATA
17
3.2. INDICADORES PRINCIPALES IADC
En la Tabla N° 1.12 se muestran los indicadores principales, sus índices y la frecuencia que
maneja la IADC, según el reporte de actividades de perforación en tierra durante el 2012.
Tabla N° 1. 12. Indicadores principales del IADC
INDICADOR ÍNDICE FRECUENCIA
(V/año)
MTO Incidence Rate 0.09 9.00E-04
RWC Incidence Rate 0.17 1.70E-03
LTI Incidence Rate 0.17 1.70E-03
LTI Frequency Rate 0.84 1.68E-03
DART Incidence Rate 0.33 3.30E-03
DART Frequency Rate 1.67 3.34E-03
Recordable Incidence Rate 0.42 4.20E-03
Recordable Frequency Rate 2.11 4.22E-03
FAR 2.46 4.92E-05
Medical Treatment Incidence Rate = MTOs X 200,000
Restricted Work Incidence Rate = RWCs X 200,000
Lost Time Incidence Rate = LTIs + FTLs X 200,000
Lost Time Frequency Rate = LTIs +FTLs X 1,000,000
DART Incidence Rate = LTIs + RWC X 200,000
DART Frequency Rate = LTIs + RWC X 1,000,000
Recordable Incidence Rate = RCRD X 200,000
Recordable Frequency Rate = RCRD X 1,000,000
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South America
Land Totals
En las siguientes tablas se presentan los incidentes ocurridos en las operaciones de perforación
realizadas en Sudamérica en relación a las actividades, categorías, áreas de trabajo y tiempo de
servicio desarrollados en plataformas de perforación en tierra, registrado por IADC.
18
Tabla N° 1. 13. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Ocupación
LTI POR OCUPACIÓN
N° DE INCIDENTES 33
OCUPACIÓN N°
CASOS %
SUPERVISORES/ OTROS SUPERVISORES 1 3.03%
MECANICO (REPARACIÓNES) 3 9.90%
MOTORISTA 3 9.09%
TOLLPUSHER 3 9.09%
ENCUELLADOR 6 18.18%
CUÑERO 6 18.18%
OBRERO DE PERFORACIÓN
(ROUSTABOUT) 10 30.30%
AYUDANTE DE PLATAFORMA (RIG
HELPER) 1 3.03%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
Gráfico N° 1. 6. % LTI por Ocupación
3.03%
9.90%
9.09%
9.09%
18.18% 18.18%
30.30%
3.03%
LTI por Ocupación
SUPERVISORES/ OTROS SUPERVISORES
MECANICO (REPARACIÓNES)
MOTORISTA
TOLLPUSHER
ENCUELLADOR
CUÑERO
OBRERO DE PERFORACIÓN
(ROUSTABOUT)
AYUDANTE DE PLATAFORMA (RIG
HELPER)
19
Tabla N° 1. 14. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Ocupación
TRI POR OCUPACIÓN
N° DE INCIDENTES 86
OCUPACIÓN N° CASOS %
SUPERVISORES/ OTROS SUPERVISORES 1 1.16%
MECANICO (REPARACIÓNES) 7 8.14%
MOTORISTA 6 6.98%
ELECTRICISTA 1 1.16%
TOLLPUSHER 6 6.98%
PERFORADOR 3 3.49%
ENCUELLADOR 11 12.79%
CUÑERO 26 30.23%
OBRERO DE PERFORACIÓN
(ROUSTABOUT) 16 18.60%
AYUDANTE DE PLATAFORMA (RIG
HELPER) 3 3.49%
SOLDADOR 1 1.16%
OTROS 5 5.81%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
Gráfico N° 1. 7. % TRI por Ocupación
1.16%
8.14%
6.98% 1.16%
6.98%
3.49%
12.79%
30.23%
18.60%
3.49% 1.16%
5.81%
TRI por Ocupación
SUPERVISORES/ OTROS SUPERVISORES
MECANICO (REPARACIÓNES)
MOTORISTA
ELECTRICISTA
TOLLPUSHER
PERFORADOR
ENCUELLADOR
CUÑERO
OBRERO DE PERFORACIÓN
(ROUSTABOUT)
AYUDANTE DE PLATAFORMA (RIG
HELPER)
SOLDADOR
OTROS
20
Tabla N° 1. 15. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Tipo de Incidente
LTI POR TIPO DE INCIDENTE
N° DE INCIDENTES 33
TIPO DE INCIDENTE N°
CASOS %
CORTES 1 3.03%
CONTACTO CON QUÍMICOS/FLUIDOS 2 6.06%
SOBREESFUERZO 1 3.03%
RESBALON/CAIDA DE DIFERENTE
NIVEL 4 12.12%
RESBALON/CAIDA A MISMOS NIVEL 2 6.06%
ATRAPADO POR - ENTRE 10 30.30%
GOLPEADO CONTRA 2 6.06%
GOLPEADO POR 9 27.27%
ESGUINCE 1 3.03%
POR VEHICULOS 1 3.03%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
Gráfico N° 1. 8. % LTI por Tipo de Incidente
3.03%
6.06% 3.03%
12.12%
6.06%
30.30%
6.06%
27.27%
3.03% 3.03%
LTI por Tipo de Incidente
CORTES
CONTACTO CON QUÍMICOS/FLUIDOS
SOBREESFUERZO
RESBALON/CAIDA DE DIFERENTE NIVEL
RESBALON/CAIDA A MISMOS NIVEL
ATRAPADOENTRE
GOLPEADO CONTRA
COLPEADO POR
ESGUINCE
POR VEHICULOS
21
Tabla N° 1. 16. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Tipo de Incidente
TRI POR TIPO DE INCIDENTE
N° DE INCIDENTES 86
TIPO DE INCIDENTE N°
CASOS %
CORTES 4 4.65%
SHOCK ELÉCTRICO 1 1.16%
CONTACTO CON QUÍMICOS/FLUIDOS 5 5.81%
SOBREESFUERZO 2 2.33%
RESBALON/CAIDA DE DIFERENTE
NIVEL 7 8.14%
RESBALON/CAIDA A MISMOS NIVEL 5 5.81%
ATRAPADO ENTRE 25 29.07%
GOLPEADO CONTRA 9 10.47%
COLPEADO POR 24 27.91%
ATRAPADO POR 1 1.16%
ESGUINCE 1 1.16%
POR VEHICULOS 1 1.16%
OTROS 1 1.16%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
Gráfico N° 1. 9. % TRI por Tipo de Incidente
4.65% 1.16%
5.81% 2.33%
8.14%
5.81%
29.07%
10.47%
27.91%
1.16%
1.16%
1.16% 1.16%
TRI por Tipo de Incidente
CORTES
SHOCK ELÉCTRICO
CONTACTO CON QUÍMICOS/FLUIDOS
SOBREESFUERZO
RESBALON/CAIDA DE DIFERENTE NIVEL
RESBALON/CAIDA A MISMOS NIVEL
ATRAPADO ENTRE
GOLPEADO CONTRA
COLPEADO POR
ATRAPADO POR
ESGUINCE
POR VEHICULOS
OTROS
22
Tabla N° 1. 17. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Operación
LTI POR OPERACIÓN
N° DE INCIDENTES 33
OPERACIÓN N° CASOS %
DESPLAZAMIENTO (A PIE) 3 9.09%
MEZCLA DE LODO/BOMBAS 2 6.06%
REPARACIÓN DE
EQUIPOS/MANTENIMIENTO 5 15.15%
INSTALACIÓN/MANTENIMIENTO DE
BOP/CABEZAL 1 3.03%
MONTAJE/DESAMOTAJE DE TALADRO 2 6.06%
MANEJO DE MATERIALES CON
GRUAS/EQUIPOS 1 3.03%
MANEJO MANUAL DE MATERIALES 1 3.03%
COLOCACIÓN/RECOGIDO DE TUBERIAS 3 9.09%
CORRIDA DE TUBERIAS 1 3.03%
OPERACIONES RUTINARIAS DE
PERFORACIÓN 5 15.15%
CONEXIONES DE TUBERIA 1 3.03%
VIAJES DE ENTRADA/SALIDA (BHA,
HERRAMIENTAS DE PRUEBA, ETC.) 5 15.15%
OTROS 3 9.09%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
23
Gráfico N° 1. 10. % LTI por Operación
Tabla N° 1. 18. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Operación
TRI POR OPERACIÓN
N° DE INCIDENTES 86
OPERACIÓN N° CASOS %
DESPLAZAMIENTO (A PIE) 4 4.65%
OPERACIONES ESPECIALES (REGISTROS, BALEO) 1 1.16%
MEZCLA DE LODO/BOMBAS 2 2.33%
REPARACIÓN DE EQUIPOS/MANTENIMIENTO 16 18.60%
INSTALACIÓN/MANTENIMIENTO DE BOP/CABEZAL 4 4.65%
MONTAJE/DESAMOTAJE DE TALADRO 9 10.47%
MANEJO DE MATERIALES CON GRUAS/EQUIPOS 2 2.33%
MANEJO MANUAL DE MATERIALES 4 4.65%
COLOCACIÓN/RECOGIDO DE TUBERIAS 4 4.65%
CORRIDA DE TUBERIAS 3 3.49%
OPERACIONES RUTINARIAS DE PERFORACIÓN 11 12.79%
CONEXIONES DE TUBERIA 3 3.49%
VIAJES DE ENTRADA/SALIDA (BHA, HERRAMIENTAS
DE PRUEBA, ETC.) 13 15.12%
OTROS 10 11.63%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
9.09% 6.06%
15.15%
3.03%
6.06%
3.03%
3.03%
9.09%
3.03%
15.15%
3.03%
15.15%
9.09%
LTI por Operación DESPLASAMIENTO (A PIE)
MEZCLA DE LODO/BOMBAS
REPARACIÓN DE
EQUIPOS/MANTENIMIENTOINSTALACIÓN/MANTENIMIENTO DE
BOP/CABEZALMONTAJE/DESAMOTAJE DE TALADRO
MANEJO DE MATERIALES CON
GRUAS/EQUIPOSMANEJO MANUAL DE MATERIALES
COLOCACIÓN/RECOGIDO DE TUBERIAS
CORRIDA DE TUBERIAS
OPERACIONES RUTINARIAS DE
PERFORACIÓNCONEXIONES DE TUBERIA
VIAJES DE ENTRADA/SALIDA (BHA,
HERRAMIENTAS DE PRUEBA, ETC.)
24
Gráfico N° 1. 11. % TRI por Operación
Tabla N° 1. 19. Total de Incidentes con Tiempo Perdido (LTI) por Área de Trabajo
LTI POR ÁREA DE TRABAJO
N° DE INCIDENTES 33
ÁREA DE TRABAJO N° CASOS %
CUARTO DE BOMBAS DE LODO 1 3.03%
VEHICULOS 1 3.03%
CELLAR/SUBESTRUCTURA/POZAS 1 3.03%
CUARTOS DE TRABAJO 1 3.03%
RIG PAD/RIG DECKS 2 6.06%
CUARTO DE MOTORES/GENERADORES 2 6.06%
TANQUES DE LODO 1 3.03%
ZARANDAS 3 9.09%
TANQUES DE MEZCLADO DE LODO 1 3.03%
ÁREA DE BOP/CABEZALES 1 3.03%
MASTÍL (CORNIZA, PISO DE ENCUELLADOR) 2 6.06%
PASARELA PARA TUBERIA (CATWALK/V-
DOOR) 3 9.09%
RACK DE TUBERIAS 2 6.06%
PISO DE PERFORACIÓN (MESA ROTARIA) 8 24.24%
OTROS 4 12.12%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South America
Land Totals
4.65%
1.16% 2.33%
18.60%
4.65%
10.47%
2.33%
4.65% 4.65%
3.49%
12.79%
3.49%
15.12%
11.63%
TRI por Operación DESPLASAMIENTO (A PIE)
OPERACIONES ESPECIALES (REGISTROS,
BALEO)MEZCLA DE LODO/BOMBAS
REPARACIÓN DE EQUIPOS/MANTENIMIENTO
INSTALACIÓN/MANTENIMIENTO DE
BOP/CABEZALMONTAJE/DESAMOTAJE DE TALADRO
MANEJO DE MATERIALES CON
GRUAS/EQUIPOSMANEJO MANUAL DE MATERIALES
COLOCACIÓN/RECOGIDO DE TUBERIAS
CORRIDA DE TUBERIAS
OPERACIONES RUTINARIAS DE
PERFORACIÓNCONEXIONES DE TUBERIA
VIAJES DE ENTRADA/SALIDA (BHA,
HERRAMIENTAS DE PRUEBA, ETC.)OTROS
25
Gráfico N° 1. 12. % LTI por Área de Trabajo
Tabla N° 1. 20. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Área de Trabajo
TRI POR ÁREA DE TRABAJO
N° DE INCIDENTES 86
ÁREA DE TRABAJO N° CASOS %
CUARTO DE BOMBAS DE LODO 5 5.81%
VEHICULOS 1 1.16%
CELLAR/SUBESTRUCTURA/POZAS 3 3.49%
CAMPAMENTOS 3 3.49%
CUARTOS DE TRABAJO 3 3.49%
RIG PAD/RIG DECKS 6 6.98%
CAURTO DE CONTROL (SCR) 1 1.16%
CUARTO DE MOTORES/GENERADORES 2 2.33%
TANQUES DE LODO 4 4.65%
ZARANDAS 3 3.49%
TANQUES DE MEZCLADO DE LODO 2 2.33%
ÁREA DE BOP/CABEZALES 3 3.49%
MASTÍL (CORNIZA, PISO DE ENCUELLADOR) 4 4.65%
PASARELA PARA TUBERIA (CATWALK/V-DOOR) 3 3.49%
RACK DE TUBERIAS 3 3.49%
PISO DE PERFORACIÓN (MESA ROTARIA) 25 29.07%
ELEVADORES 1 1.16%
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE
COMBUSTIBLE/ AGUA 2 2.33%
OTROS 12 13.95%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
3.03% 3.03% 3.03%
3.03%
6.06%
6.06%
3.03%
9.09%
3.03%
3.03%
6.06% 9.09%
6.06%
24.24%
12.12%
LTI por Área de Trabajo CUARTO DE BOMBAS DE LODO
VEHICULOS
CELLAR/SUBESTRUCTURA/POZAS
CUARTOS DE TRABAJO
RIG PAD/RIG DECKS
CUARTO DE MOTORES/GENERADORES
TANQUES DE LODO
ZARANDAS
TANQUES DE MEZCLADO DE LODO
ÁREA DE BOP/CABEZALES
MASTÍL (CORNIZA, PISO DE ENCUELLADOR)
PASARELA PARA TUBERIA (CATWALK/V-DOOR)
RACK DE TUBERIAS
PISO DE PERFORACIÓN (MESA ROTARIA)
OTROS
26
Gráfico N° 1. 13. % TRI por Área de Trabajo
Tabla N° 1. 21. Total de Incidentes con tiempo Perdido (LTI) por Tiempo de Servicio
LTI POR TIEMPO DE SERVICIO
N° DE INCIDENTES 33
TIEMPO DE SERVICIO N°
CASOS %
0 a < 3 MESES 4 12.12%
3 a < 6 MESES 6 18.18%
6 MESES a < 1 AÑO 5 15.15%
1 a < 5 AÑOS 9 27.27%
5 a < 10 AÑOS 3 9.09%
A MAS DE 10 AÑOS 6 18.18%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
Gráfico N° 1. 14. % LTI por Tiempo de Servicio
5.81%
1.16% 3.49% 3.49%
3.49%
6.98% 1.16%
2.33% 4.65%
3.49%
2.33%
3.49%
4.65% 3.49% 3.49%
29.07%
1.16%
2.33%
13.95%
TRI por Área de Trabajo CUARTO DE BOMBAS DE LODO
VEHICULOS
CELLAR/SUBESTRUCTURA/POZAS
CAMPAMENTOS
CUARTOS DE TRABAJO
RIG PAD/RIG DECKS
CAURTO DE CONTROL (SCR)
CUARTO DE MOTORES/GENERADORES
TANQUES DE LODO
ZARANDAS
TANQUES DE MEZCLADO DE LODO
ÁREA DE BOP/CABEZALES
MASTÍL (CORNIZA, PISO DE ENCUELLADOR)
PASARELA PARA TUBERIA (CATWALK/V-DOOR)
RACK DE TUBERIAS
PISO DE PERFORACIÓN (MESA ROTARIA)
ELEVADORES
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLE/ AGUA
OTROS
12.12%
18.18%
15.15% 27.27%
9.09%
18.18%
LTI por Tiempo de Servicio
0 a < 3 MESES
3 a < 6 MESES
6 MESES a < 1 AÑO
1 a < 5 AÑOS
5 a < 10 AÑOS
A MAS DE 10 AÑOS
27
Tabla N° 1. 22. Total de Incidentes Registrables (TRI) por Tiempo de Servicio
TRI POR TIEMPO DE SERVICIO
N° DE INCIDENTES 86
TIEMPO DE SERVICIO N°
CASOS %
0 a < 3 MESES 14 16.28%
3 a < 6 MESES 9 10.47%
6 MESES a < 1 AÑO 9 10.47%
1 a < 5 AÑOS 36 41.86%
5 a < 10 AÑOS 5 5.81%
A MAS DE 10 AÑOS 12 13.95%
OTROS 1 1.16%
Fuente: IADC ISP PROGRAM 2012 – Summary of Occupational Incidents – South
America Land Totals
Gráfico N° 1. 15. % TRI por Tiempo de Servicio
16.28%
10.47%
10.47%
41.86%
5.81% 13.95%
1.16%
TRI por Tiempo de Servicio
0 a < 3 MESES
3 a < 6 MESES
6 MESES a < 1 AÑO
1 a < 5 AÑOS
5 a < 10 AÑOS
A MAS DE 10 AÑOS
OTROS
28
3.3. AGENTES EXTERNOS
Para el cálculo de la frecuencia de Agentes Externos, se usó como referencia el COMPENDIO
ESTADÍSTICO DEL INDECI – En la Atención de Emergencias y Desastres 2011.
En la siguiente tabla se muestra le número de eventos que ocurrieron por Región durante el
periodo 2003 – 2011 (9 Años).
Tabla N° 1.23. Número de Eventos Por Región
REGIÓN N° DE EVENTOS
AMAZONAS 1832
ANCASH 718
APURÍMAC 4685
AREQUIPA 1173
AYACUCHO 2558
CAJAMARCA 2475
CALLAO 413
CUSCO 2477
HUANCAVELICA 1858
HUÁNUCO 2451
ICA 315
JUNÍN 1051
LA LIBERTAD 448
LAMBAYEQUE 416
LIMA 2390
LORETO 2891
MADRE DE DIOS 402
MOQUEGUA 673
PASCO 978
PIURA 1632
PUNO 2502
SAN MARTÍN 2236
TACNA 302
TUMBES 533
UCAYALI 1682
TOTAL 39091
29
En la siguiente tabla se muestra le número de eventos que ocurrieron por Tipo de Evento durante
el periodo 2003 – 2011 (9 Años).
Tabla N° 1.24. Número de Eventos Por Tipo de Evento
TIPO DE EVENTOS N° DE EVENTOS
ACTIVI DAD VOLCÁNICA 16
ALUD 12
ALUVIÓN 52
AVALANCHA 4
COLAPSO DE CONSTRUCCIÓN 1500
CONTAMINACIÓN DE AGUA 30
CRECIDA DE RIO 318
DERRAME DE SUST. NOCIVAS 22
DERRUMBE DE CERRO 708
DESLIZAMIENTO 1097
EPIDEMIA 62
EXPLOSIÓN 45
GRAN IZADA 725
HELADA 3103
HUAYCO 511
INCENDIO FORESTAL 272
INCENDIO URBANO 13245
INUNDACIÓN 2393
LLUVIA INTENSA 6790
MARETAZO (MAREJADA) 52
NEVADA 390
PLAGA 18
SEQU IA 569
SISMO (*) 628
TORMENTA ELECTRICA 138
VIENTO FUERTE 5732
OTRO 659
TOTAL 39091
30
(*) Para el caso de Sismos mayores (>4.5° E.R), durante el Periodo (2001 – 2011) se usó la data
correspondiente que se muestra en la siguiente tabla.
Tabla N° 1. 25. Número de Sismos por REGIÓN
REGIÓN N° DE SISMOS
AMAZONAS 10
ANCASH 18
APURÍMAC 6
AREQUIPA 89
AYACUCHO 5
CAJAMARCA 1
CALLAO 11
CUSCO 3
HUANCAVELICA 8
HUÁNUCO 85
ICA 33
JUNÍN 12
LA LIBERTAD 11
LAMBAYEQUE 35
LIMA 8
LORETO 2
MADRE DE DIOS 27
MOQUEGUA 4
PASCO 25
PIURA 5
PUNO 8
SAN MARTÍN 44
TACNA 9
TUMBES 24
UCAYALI 7
TOTAL 490
67
ANEXO 2
RESULTADOS DE LAS CORRIDA DE SIMULACIÓN CON EL PROGRAMA
EFFECTS VERSIÓN. 9.0.23 DE TNO
Case description: SI
Model: Neutral Gas Dispersion: Explosive massversion: 5.14 (23/07/2014)
Reference: Yellow Book (CPR-14E), 3rd edition 1997, Chapter 4
Effects report created by PC-QHSE\QHSE at 07/10/2014 12:08:44 p.m.
ParametersInputsChemical name METHANE (DIPPR)Type of neutral gas release ContinuousTotal mass released (kg)Mass flow rate of the source (kg/h) 3.3213E05Duration of the release (s)X-coordinate of release (m) 0Y-coordinate of release (m) 0Z-coordinate (height) of release (m) 1Pasquill stability class B (Unstable)Wind speed at 10 m height (m/s) 4.4
Roughness length descriptionHigh crops; scattered large
objects, 15 < x/h < 20.Predefined wind direction NWWind comes from (North = 0 degrees) (deg) 315Time t after start release (s)
ResultsExplosive mass at time t (kg) 1114.6Height to LEL at time t (m) 11.1Length of cloud (between LEL) at time t (m) 88.202Width of cloud (between LEL) at time t (m) 30.152Offset between release location and LEL at time t (m) 0.01Maximum explosive mass (kg) 1114.6...at time tmem (s) 0Start time where 95% of maximum of explosive mass is reached (s) 0Time where explosive mass starts decreasing below 95% of max (s) 0Length of cloud (between LEL) at time tmem (m) 88.202Width of cloud (between LEL) at time tmem (m) 30.152Offset between release location and LEL at time tmem (m) 0.01Maximum area of explosive cloud (m2) 2041.1...at time tmac (s) 0Explosive mass at time tmac (kg) 1114.6Length of cloud (between LEL) at time tmac (m) 88.202Width of cloud (between LEL) at time tmac (m) 30.152Offset between release location and LEL at time tmac (m) 0.01Offset between release centre and cloud centre at time tmac (m) 44.111Inverse Monin-Obukhov length (1/L) used (1/m) -0.051499Mixing height used (m) 1500Stand. dev. of turbulent velocity in vert. direction used (m/s) 2.3915Stand. dev. of turbulent velocity in horiz. direction used (m/s) 0.88647
Other informationMain program Effects 9.0.19.8723Chemical database DIPPR databaseChemical sourceChemical source date
07/10/2014file:///C:/Users/QHSE/AppData/Local/Temp/Eff9410.tmp
Case description: ESC
Model: Jet Fire (Chamberlain model)version: 5.16 (10/09/2014)Reference: Chamberlain, G.A., Development in design methods for predicting thermal radiation from flares~Chem. Eng. Res. Des.Vol.65 July 1987 pagina 299 - 309~Cook,J. et al, A comprehensive program for the calculation of flame radiation levels~Loss Prev. in
Process Ind. January 1990, vol.3 ~
Effects report created by PC-QHSE\QHSE at 07/10/2014 12:10:42 p.m.
ParametersInputsChemical name METHANE (DIPPR)(Calculated) Mass flow rate (kg/h) 3.3213E05Exit temperature (°C) 42Exit pressure (psi) 3000Hole diameter (inch) 7Hole rounding Sharp edgesDischarge coefficient (-) 0.62Outflow angle in XZ plane (0°=horizontal; 90°=vertical) (deg) 90Release height (Stack height) (m) 1Wind speed at 10 m height (m/s) 4.4Percentage of the flame covered by soot (-) 0Distance from release (Xd) (m) 5000X-coordinate of release (m) 0Y-coordinate of release (m) 0Height of the receiver (m) 1.5Predefined wind direction NWWind comes from (North = 0 degrees) (deg) 315Calculate contours for Physical effectsHeat radiation level (lowest) for first contour plot (kW/m2) 1.58Heat radiation level for second contour plot (kW/m2) 4.73Heat radiation level (highest) for third contour plot (kW/m2) 12.5Take protective effects of clothing into account
ResultsType of flow of the jet Choked flowExit velocity of expanding jet (m/s) 1002.5Angle between hole and flame axis (alpha) (deg) 7.8702Frustum lift off height (b) (m) 10.379Width of frustum base (W1) (m) 0.23277Width of frustum tip (W2) (m) 15.873Length of frustum (flame) (Rl) (m) 45.798Surface area of frustum (m2) 1373.3Surface emissive power (max) (kW/m2) 397.41Surface emissive power (actual) (kW/m2) 397.41Atmospheric transmissivity at Xd (%) 32.446View factor at Xd (-) 4.8301E-06Heat radiation at Xd (kW/m2) 0.00062279Heat radiation first contour at (m) 136.55Heat radiation second contour at (m) 74.914Heat radiation third contour at (m) 31.017
Other informationMain program Effects 9.0.19.8723Chemical database DIPPR databaseChemical sourceChemical source date
Página 1 de 1Effects case report
07/10/2014file:///C:/Users/QHSE/AppData/Local/Temp/Eff5FBC.tmp
Case description: ESC-
Model: Pool fireversion: 5.14 (11/09/2014)
Reference: Yellow Book (CPR-14E), 3rd edition 1997, Paragraph 6.5.4
Effects report created by PC-QHSE\QHSE at 07/10/2014 12:11:35 p.m.
ParametersInputsChemical name n-DODECANE (DIPPR)Pool size determination ConfinedTotal mass released (kg) 7793.7Mass flow rate of the source (kg/s) 14.072Duration of the release (s) 600Pool surface poolfire (m2) 61Height of the receiver (m) 1.5Height of the confined pool above ground level (m) 0.6Temperature of the pool (°C) 30.4Wind speed at 10 m height (m/s) 4.4Distance from centre of the pool (Xd) (m) 1000X-coordinate of release (m) 0Y-coordinate of release (m) 0Predefined wind direction NWWind comes from (North = 0 degrees) (deg) 315Calculate contours for Physical effectsHeat radiation level (lowest) for first contour plot (kW/m2) 1.58Heat radiation level for second contour plot (kW/m2) 4.73Heat radiation level (highest) for third contour plot (kW/m2) 37.5Take protective effects of clothing into account
ResultsMax Diameter of the Pool Fire (m) 8.8129Heat radiation at X (kW/m2) 0.00030715Heat radiation first contour at (m) 27.845Heat radiation second contour at (m) 19.637Heat radiation third contour at (m) 8.3895Combustion rate (kg/s) 3.3482Duration of the pool fire (s) 2327.7Heat emission from fire surface (kW/m2) 43.549Flame tilt (deg) 53.405View factor (-) 1.93E-05Atmospheric transmissivity (%) 36.545Flame temperature (°C) 665.56Length of the flame (m) 11.352Calculated pool surface area (m2) 61Weight ratio of HCL/chemical (%) 0Weight ratio of NO2/chemical (%) 0Weight ratio of SO2/chemical (%) 0Weight ratio of CO2/chemical (%) 310.15Weight ratio of H2O/chemical (%) 137.56
Other informationMain program Effects 9.0.19.8723Chemical database DIPPR databaseChemical sourceChemical source date
Página 1 de 1Effects case report
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