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División de Estudios de Posgrado e Investigación
“ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE UNA PLATAFORMA
MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS”
TESIS
Para obtener el grado de: MAESTRO EN GESTIÓN ADMINISTRATIVA
Presenta: ING. ANAKAREN ADAME AGUILAR
G07070854
Director de Tesis: DR. JOSÉ CLEMENTE GONZÁLEZ ROCHA
Co Director de Tesis: M.A. JESÚS GÓMEZ ROJAS
CD. MADERO, TAMAULIPAS, MÉXICO. DICIEMBRE 2016
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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ÍNDICE .................................................................................................................................................. 1
1. CAPITULO Introducción. .............................................................................................................. 9
1.1 Introducción. ................................................................................................................................ 9
1.2 Descripción del Problema. ....................................................................................................... 11
1.3 Objetivo general. ..................................................................................................................... 12
1.4 Objetivos específicos. .............................................................................................................. 12
1.5 Justificación. ............................................................................................................................ 13
1.6 Importancia. ............................................................................................................................ 13
1.7 Limitaciones de la investigación. ............................................................................................. 14
1.8 Delimitaciones de la Investigación. ......................................................................................... 15
1.9 Conceptualización de las Variables de la Investigación........................................................... 15
1.10 Hipótesis planteada. .............................................................................................................. 16
2. CAPITULO II. Marco Teórico ....................................................................................................... 17
2.1 Marco Terminológico .................................................................................................................. 17
2.2 Marco teórico. ......................................................................................................................... 23
2.3 Marco organizacional .............................................................................................................. 23
2.3.1 Antecedentes de la empresa. ............................................................................................... 29
2.3.2 Dirección de la Empresa. ...................................................................................................... 29
2.3.3 Ubicación de la Empresa. ..................................................................................................... 31
2.3.4 Descripción del entorno. ...................................................................................................... 31
2.3.5 Condiciones Ambientales. ....................................................................................................... 34
2.4 Marco Normativo .................................................................................................................... 35
2.4.1 Normatividad del Tablero de Control de Pozos (TCP) .......................................................... 36
2.4.2 Normatividad del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar. .................................... 40
2.5 Fundamentos teóricos. ............................................................................................................ 52
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2.5.1 Introducción de Costos. ........................................................................................................... 52
2.5.2 Tipo de costo aplicado a la investigación. ............................................................................... 56
2.5.3 Conceptos de Análisis de Riesgos. ........................................................................................ 56
2.5.4 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos. .......................................................................... 56
2.6 Identificación de Peligros y Condiciones Peligrosas. ............................................................... 57
2.7 Metodología de la Investigación. ............................................................................................ 59
2.7.1 Tipo de estudio. .................................................................................................................... 59
2.7.2 Diseño de la investigación. ................................................................................................... 60
2.7.3 Nacimiento de la idea. .......................................................................................................... 61
2.7.4 Sujeto de estudio. ................................................................................................................. 62
2.7.5 Formulaciones. ..................................................................................................................... 63
3. CAPITULO III. Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos. .... 65
3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos (TSCP). ................................................................... 65
3.2 Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar. .................................................................... 72
3.3 Bombas de Agua Contraincendio. ........................................................................................... 74
3.4 Tablero de Control de Bomba Contraincendio. ....................................................................... 78
3.5 Red de agua contraincendio. ................................................................................................... 80
3.6 Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego ...................................................................... 85
3.7 Tipos de detectores. ................................................................................................................ 86
3.8 Detector de Flama Ultravioleta (UV). ...................................................................................... 87
3.9 Detector de Flama Infrarrojo (IR)………………………………………………………………………………………….88
3.10 Sistemas de supresión de fuego a base de agente limpio para cuartos de control. ............... 95
3.11 Muro Contraincendio. ........................................................................................................... 103
3.12 Equipo Autónomo de Respiración. ........................................................................................ 109
3.13 Equipo de Respiración Autónomo (SCBA) ............................................................................. 110
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3.14 Equipo de Bomberos. ............................................................................................................ 116
3.15 Balsas salvavidas. ................................................................................................................... 123
3.16 Aro salvavidas. ....................................................................................................................... 127
3.17 Chalecos salvavidas. .............................................................................................................. 129
3.18 Letreros de seguridad y rutas de escape. .............................................................................. 130
4. CAPITULO IV. Resultados y Análisis. ........................................................................................ 137
4.1 Relación y Ponderación de los Escenarios Identificados. ........................................................ 137
4.2 Método del Árbol de Eventos (o sucesos). .............................................................................. 141
4.2.1 Dispersión de Nube/Inflamable. ............................................................................................ 141
4.2.2 Incendio de tipo charco (Pool Fire). ...................................................................................... 143
4.2.3 Flamazo (Flash Fire). .............................................................................................................. 144
4.2.5 Dardo de fuego (Jet Fire) ....................................................................................................... 145
4.2.5 Incendio Tipo Bola de Fuego (Fire Ball). ................................................................................ 150
4.2.6 BLEVE (Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición). ........................... 150
4.3 Evaluación de Riesgos. .......................................................................................................... 151
4.3.1 Matrices de Riesgo. ............................................................................................................... 151
4.4 Análisis de Riesgo. ................................................................................................................. 155
4.4.1 Árbol de Eventos – Fuga de Gas Tóxico. ................................................................................ 155
4.4.2 Árbol de Eventos – Fuga de Liberación de Líquidos. ............................................................ 156
4.5 Costos de los Sistemas de Seguridad de la Plataforma Marina de Perforación de Pozos. ...... 157
4.6 Costos estimados de una plataforma marina de perforación de pozos y sus sistemas de
seguridad……………………………………………………………….…………………………………………………………………..163
4.7 Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de
Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados. ................................................................. 166
4.7.1 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de
Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados. ............................................................................ 167
4.7.2 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de
Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos
Instalado. ......................................................................................................................................... 169
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4.7.3 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de Perforación con Todos
los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar. ............................................... 170
4.8 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio. ............................................................................................... 173
4.9 Conclusiones. ............................................................................................................................ 183
4.10 Recomendaciones. .................................................................................................................. 183
4.11 Bibliografía. ............................................................................................................................. 184
ÍNDICE DE FIGURAS.
Figura 2.1 Ubicación Exploración y Producción PEMEX. ................................................................. 31
Figura 2.2 Localización Geográfica de la Región Marina Noreste .................................................... 33
Figura 2.3 Localización General del Campo Ku‐Maloop‐Zaap. ........................................................ 33
Figura 2.4 Clasificación de Bombas Centrífugas. ............................................................................... 47
Figura 2.5 Curva de presion‐Tiempo para estimar las cargas por explisión……………………………………48
Figura 2.6 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos. .................................................................. 57
Figura 2.7 Plataforma "Sea Pony" ..................................................................................................... 62
Figura 2.8 Plataforma "Sea Horse". ................................................................................................... 62
Figura 2.9 Plataforma "Trípode" ....................................................................................................... 63
Figura 2.10 Plataforma "Tetrápodo" ................................................................................................. 63
Figura 2.11 Plataforma "Octápodo" .................................................................................................. 64
Figura 3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos……………………………………………………………………72
Figura 3.2 Tablero de Control del paquete de bomba contraincendio GA‐2999A. ......................... 78
Figura 3.3 Instalación de líneas de fibra de vidrio para la Red Contraincendio. .............................. 81
Figura 3.4 Sistema de monitoreo. .................................................................................................... 82
Figura 3.5 Tipos de boquillas aspersoras. ........................................................................................ 85
Figura 3.6 Detectores de Fuego…………………………………………………………………………………………………….86
Figura 3.7 Detectores de combustible……………………… …………………………………………………………………91
Figura 3.8 Detector de Gas Tóxico………………………………………………………………………………………………..94
Figura 3.9 Detector de Gas Tóxico… ……………………………………………………………………………………………94
Figura 3.10 Sistema de Gas y Fuego. ................................................................................................. 95
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Figura 3.11 Extintor de Polvo Químico Seco tipo ABC. ................................................................... 100
Figura 3.12 Extintor de Polvo Químico Seco de Presión Contenida. ............................................... 100
Figura 3.14 Extintor de Bióxido de Carbono .................................................................................. 108
Figura 3.17 Equipo de Respiración ................................................................................................. 113
Figura 3.18 Equipo de Bomberos. .................................................................................................. 118
Figura 3.19 Muñequeras. ............................................................................................................... 120
Figura 3.20 Muñequera con Lazo. ................................................................................................... 120
Figura 3.21 Muñequera sin Lazo. ................................................................................................... 120
Figura 3.22 Traje para combate de incendios. .............................................................................. 123
Figura 3.23 Pantalón para Combate de Incendios ......................................................................... 124
Figura 3.24 Balsa Salvavidas. .......................................................................................................... 129
Figura 3.25 Aro Salvavidas. ............................................................................................................. 130
Figura 4.1 Matriz de Riesgos de las consecuencias encontradas. .................................................. 138
Figura 4.2 Árbol de sucesos. .......................................................................................................... 140
Figura 4.3 Pool Fire envolviendo un equipo…………………………………………………….………………………....142
Figura.4.4 Representaciòn de un Flash Fire…………………………………………………………………………………143
Figura 4.5 Representación de un Jet Fire. ..................................................................................... 150
Figura 4.6 Representación de un Fire Ball. .................................................................................... 150
Figura 4.7 Representación de un BLEVE. ........................................................................................ 152
ÍNDICE DE TABLAS.
Tabla 1.1 Conceptualización de las Variables Dependientes de la Investigación.______________15
Tabla 1.2 Conceptualización de las Variables Independientes de la Investigación. ____________16
Tabla 2.1 Normas de Referencia del Tablero de Control de Pozos._________________________37
Tabla 2.2 Normas de Referencia del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar._________41
Tabla 2.3 Metodologías para Análisis de Riesgos.______________________________________57
Tabla 3.1 Señales y acciones para el monitoreo y apertura/cierre de pozos._________________69
Tabla 3.2 Funciones de Seguridad del TCP.________________________________________71
Tabla 3.3 Características de Bombas.________________________________________________75
Tabla 3.4 Materiales para Bomba tipo Turbina.________________________________________76
Tabla 3.5 Selección de la densidad de aplicación del agua._______________________________84
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Tabla 3.6 Tipos de detección utilizados en instalaciones costa afuera y terrestres.____________85
Tabla 3.7 Indicadores de operación._________________________________________________87
Tabla 3.8 Características de Agente Limpio en Cilindros._________________________________95
Tabla 3.9 Características de máxima densidad de llenado y presiones de agente limpio.________96
Tabla 3.10 Clasificación de Muros Contraincendio.___________________________________104
Tabla 3.11 Propiedades Mecánicas del Acero Inoxidable._______________________________105
Tabla 3.12 Composición Química del Acero Inoxidable.________________________________106
Tabla 3.13 Especificación del aislante para Muros tipo “H‐60”.__________________________107
Tabla 3.14 Especificación del aislante para Muros tipo "H‐120"._________________________108
Tabla 3.15 Componentes del Equipo Autónomo de Respiración._________________________109
Tabla 3.16 Colores de seguridad, significado, indicaciones y precisiones.___________________132
Tabla 3.17 Señales de seguridad e higiene.__________________________________________133
Tabla 3.18 Señales indicativas e informativas.________________________________________134
Tabla 3.19 Señales en caso de incendio._____________________________________________135
Tabla 3.20 Señales prohibitivas.___________________________________________________135
Tabla 3.21 Señales de salvamento._________________________________________________136
Tabla 3.22 Señales obligatorias.__________________________________________________136
Tabla 4.1 Descripción de los índices de riesgo que contiene la matriz de riesgos de las
consecuencias encontradas.______________________________________________________138
Tabla 4.2 Zonas de Riesgo por Toxicidad, Inflamabilidad y Explosividad. SEMARNAT. NFR‐018‐
PEMEX‐2007___________________________________________________________________141
Tabla 4.3 Efectos de emisiones tóxicas.____________________________________________142
Tabla 4.4 Substancias con un nivel de seguridad por el umbral olfativo aceptable._______143
Tabla 4.5 Efectos presentados a diferentes niveles de radiación térmica.__________________145
Tabla 4.6 Tabla de vulnerabilidad de materiales._____________________________________146
Tabla 4.7 Tabla efectos de Flash Fire.______________________________________________146
Tabla 4.8 Efectos derivados de sobrepresión________________________________________148
Tabla 4.9 Categorías de frecuencia para aplicaciones en PEMEX.____________________153
Tabla 4.10 Categorías de consecuencia para aplicaciones de PEMEX. ______________154
Tabla 4.11 Costo de Sistema de Seguridad. Tablero de Seguridad de Control de Pozos._______158
Tabla 4.12 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio.______________________159
Tabla 4.13 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio.______________________161
Tabla 4.14 Costo de Sistema de Seguridad. Equipo de Salvamento._______________________162
Tabla 4.15 Costo de Sistema de Seguridad. Muro Contraincendio.________________________163
Tabla 4.16 Costo Total de los Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de
Pozos.________________________________________________________________________163
Tabla 4.17 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus Sistemas
de Seguridad._________________________________________________________________164
Tabla 4.18 Producción promedio de Hidrocarburos de un Pozo de una Plataforma marina de la
Sonda de Campeche.____________________________________________________________166
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Tabla 4.19 Precio del Petróleo Mezcla Mexicana (MME).________________________________166
Tabla 4.20 Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación
de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados._______________________________167
Tabla.4.21 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación
de Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados.____________________________________169
Tabla.4.22 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación
de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos
Instalado._____________________________________________________________________170
Tabla 4.23 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de Perforación con
Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar.________________172
Tabla.4.24 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Probable, Menos Severo, Más
Controlable.___________________________________________________________________174
Tabla 4.25 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Probable, Severo._________________176
Tabla 4.26 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Severo y Menos Indeseable.______178
Tabla 4.27 Análisis Costo‐Riesgo Beneficio ‐ Evento: Más Severo y Menos Indeseable.______180
Tabla 4.28 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Catastrófico y Menos Probable._____182
ÍNDICE DE GRÁFICAS.
Gráfica 4.1 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus
Sistemas de Seguridad.______________________________________________________165
Gráfica 4.2 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos
los Sistemas de Seguridad Instalados.________________________________________168
Gráfica 4.3 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN
Sistemas de Seguridad Instalados._______________________________________________169
Gráfica 4.4 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos
los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos Instalado._______171
Gráfica 4.5 Plataforma de Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base
de Agua de Mar._____________________________________________________________173
Gráfica 4.6 Evento: Más Probable, Menos Severo, Más Controlable.___________________175
Gráfica 4.7 Evento: Probable, Severo.____________________________________________177
Gráfica 4.8 Evento: Más Severo y Menos Indeseable.________________________________179
Gráfica 4.10 Evento: Más Catastrófico y Menos Probable._______________________________183
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AGRADECIMIENTOS
A DIOS, por brindarme la oportunidad de obtener otro triunfo personal, darme salud, sabiduría y entendimiento para lograr esta meta.
A mi madre y padre María de la Luz y Guillermo, por ser siempre incondicional y darme siempre su apoyo en todo momento. Gracias por existir y ser los mejores padres, que DIOS los bendiga siempre.
A mis hermanos, cuñados, sobrinos y mis familiares que de alguna manera u otra celebrarán mi éxito.
A Adrián, por estar siempre brindándome su apoyo y caminar conmigo en todo momento, te lo agradezco.
A mis compañeros de PEP que estuvieron brindándome sus conocimientos, experiencias y paciencia en cuando a mis estudios.
A mis Asesores Académicos de Posgrado, los profesores; José Clemente González Rocha, Irma B. Florencia, Margarita Arce P. y Marco Antonio de León O, por su gran apoyo y valiosa colaboración.
A mis demás profesores que estuvieron en el periodo de mi Maestría, gracias por su dedicación y atención incondicional, muchas gracias.
A mis compañeros, por su apoyo y amistad brindada.
A mí persona, por todo el esfuerzo, voluntad, esmero, ganas y perseverancia en alcanzar este logro significativo; a pesar de los sacrificios e inconvenientes que suelen presentarse.
DIOS les pague a todos y a todas aquellas personas que hayan contribuido conmigo.
Anakaren Adame Aguilar.
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1. CAPITULO Introducción.
1.1 Introducción.
Una de las principales preocupaciones que tiene el personal a cargo de la toma de
decisiones para nuevas instalaciones petroleras es la seguridad del personal, así
como mantener la integridad de las instalaciones dentro de márgenes de una
operación segura y controlada de los procesos para la obtención de hidrocarburos.
Es importante saber que las instalaciones petroleras deben ser certificables, para
operar en un mundo globalizado. Lo cual obliga a la empresa a cumplir las normas
que regulan los sistemas de proceso y seguridad con que debe de contar una
plataforma.
Así mismo, en los últimos años la comunidad internacional de productores de
hidrocarburos han empeñado su esfuerzo en disminuir a niveles mínimos la
cantidad de contaminantes enviados al medio ambiente, lo que se traduce en
hacer más eficientes los procesos de extracción y transporte de crudo y gas,
manteniendo de esta forma un entorno amigable, natural y socialmente. Sin
embargo, lo relativo a considerar significativamente los riesgos de accidentes, el
costo que conlleva y el beneficio que se pudiera tener al darle más atención a la
seguridad de la instalación.
Por otro lado, cuando se diseña una plataforma marina de perforación se toma en
cuenta que será del tipo deshabitada. Sin embargo, no puede ser diseñada como
libre de mantenimiento y libre de riesgo de trabajo. Por lo que, es necesario que
en algún momento se presente una cuadrilla de trabajadores para dar
mantenimiento o toma de datos de los procesos intrínsecos de la extracción de
hidrocarburos, con sus respectivos riesgos de accidentes. Donde, resulta
imperioso contar con un sistema de seguridad, que opere lo más rápidamente
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posible, para salvaguardar la vida de los trabajadores y mantener la integridad de
los equipos y la infraestructura de la plataforma, así mismo una producción
constante.
Los sistemas de seguridad industrial tienen como función principal salvaguardar al
personal, las instalaciones y al medio ambiente.
Los sistemas de seguridad que se emplean en una plataforma marina de
perforación son:
Tablero Hidroneumático de Control y Seguridad de Pozos.
Sistema de contraincendio.
Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego.
Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo
electrónico (Agente Limpio).
Extintores contraincendio portátiles de polvo químico seco y de bióxido de
carbono.
Muro contraincendio.
Equipo autónomo de respiración.
Equipo de bomberos.
Balsas salvavidas.
Aros salvavidas.
Chalecos salvavidas.
Letreros de seguridad y rutas de escape
Los tableros de control de pozos son la primera protección con que cuenta una
plataforma de perforación y se emplean para cerrar los pozos en caso de una
situación de riesgo, donde pueda sufrir daños la instalación petrolera.
La implementación de los sistemas de seguridad en una plataforma marina de
perforación es parte de los requisitos mínimos necesarios sugeridos por las casas
certificadoras (Lloyd’s, DNV) internacionales, así como del cumplimiento de
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normas internacionales (ANSI, API, ISA, NFPA, SOLAS) y nacionales (NOM, NRF)
para la instalación de dichos sistemas. Donde surge el compromiso del costo de
dichos sistemas de seguridad en relación al costo total de la plataforma. Es decir,
si la plataforma cuenta con una gran cantidad de equipos de proceso (producción
de crudo y gas), el costo de ésta será mayor.
Por lo que, se requiere encontrar una media que satisfaga los requerimientos de
seguridad industrial de la instalación con los tiempos de recuperación de los
costos de dicha instalación, para obtener una rentabilidad favorable, tomando en
cuenta siniestros o accidentes dentro de ésta.
Desde el punto de vista administrativo resulta importante conocer el costo de la
seguridad instalada en una plataforma marina de perforación, así como el tiempo
de recuperación del costo del mismo.
Un sistema de seguridad de una plataforma marina de perforación de pozos
contempla ampliamente los siguientes equipos.
Por lo anterior, es de vital importancia conocer los parámetros de riesgo - beneficio
de la instalación petrolera que se pretenda construir.
1.2 Descripción del Problema.
Por medio de este trabajo, se presentará un análisis de costo - riesgo - beneficio
que sirva de apoyo en la toma de decisiones a nivel gerencial, para la
implementación de los equipos, mínimos necesarios, con que deben contar los
sistemas de seguridad de una plataforma marina de perforación, con énfasis
particular a los tableros de control de pozos y las bombas contraincendio,
considerados equipos fundamentales de la plataforma marina de perforación de
pozos.
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1.3 Objetivo general.
Realizar un análisis de costo-riesgo-beneficio con base en el costo de los equipos
de seguridad industrial y el costo total de la plataforma.
1.4 Objetivos específicos.
Identificar los principales componentes de los sistemas de seguridad industrial
aplicables a las plataformas marinas de perforación.
Realizar una búsqueda de información en campo, para conocer los sistemas
de seguridad instalados en una plataforma marina de perforación.
Realizar un estudio para detectar las principales diferencias entre las diferentes
marcas de Sistemas de Seguridad de una Plataforma, conociendo su
normatividad.
Conocer el costo global de cada uno de los sistemas de seguridad, el costo
total de una plataforma marina de perforación ya instalada, junto con los
tiempos de recuperación de la inversión base en la producción media de una
plataforma marina de perforación.
Elaborar una Tabla comparativa de tipos de sistemas de seguridad industrial y
sus respectivos costos ya instalados contra el riesgo por falta de dichos
sistemas en la plataforma marina.
Conocer los tiempos de recuperación de la inversión y su rentabilidad.
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1.5 Justificación.
Las regulaciones internacionales en el ámbito del medio ambiente, ha provocado
el desarrollo de nuevos sistemas de seguridad industrial que están siendo
aplicados en las instalaciones de la industria petrolera alrededor del mundo.
En la actualidad los componentes de los sistemas de seguridad industrial se han
desarrollado para cumplir con las normas más importantes relacionadas con la
industria petrolera mundial. Por lo que, resulta necesario realizar un estudio de
carácter técnico – administrativo que sirva de apoyo en la toma de decisiones para
la instalación de nuevas plataformas marinas de perforación, usándose así un
estudio de Costo-Riesgo-Beneficio.
Uno de los beneficios esperados de este trabajo al incrementar el nivel de
seguridad de las instalaciones marinas de perforación es disminuir los paros de
emergencia de la plataforma, para prolongar el tiempo de producción de
hidrocarburos.
1.6 Importancia.
El agua es el elemento vital de nuestra existencia. Nosotros confiamos en ella
para sobrevivir. Sin embargo, hay que recordar que uno de los peligros inherentes
en plataformas marinas de perforación es la altura en la que se trabaja, ya que por
lo regular el primer piso tiene una distancia al nivel medio del mar de 19.1 m.
El personal que labora en la sonda de Campeche es alrededor de 5,000
trabajadores y continua creciendo este número debido a la instalación y puesta en
operación de nuevas instalaciones marinas cada año. De lo anterior, se observa
que es importante contar con todos los equipos de seguridad, para que exista un
alto nivel de confiabilidad y así obtener una instalación segura.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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En ocasiones, cuando las condiciones climáticas se tornan severas, por
instrucciones del personal administrativo, se paran los trabajos de soldadura o de
electricidad, para evitar poner en riesgo a los trabajadores y así evitar algún
accidente laboral. Sin embargo, las instalaciones petroleras deben seguir
produciendo hidrocarburos.
Por otro lado, en condiciones normales de operación, se siguen estrictos
procedimientos para la ejecución de los trabajos, lo que permite una condición
segura para los trabajadores. Además, cada instalación petrolera cuenta con
equipo de salvamento estratégicamente colocado en dicha instalación, con la
finalidad de prevenir accidentes.
Acceso a los equipos de protección marina incluye barreras, plataformas y
barandas de protección que elimina la necesidad de arneses que los trabajadores
a menudo se encuentran incómodos. Maximizar la productividad: Equipos de
Protección contra accidentes y caídas acceso marítimo, permite a los trabajadores
a desplazarse libremente, sin el temor de caer por la borda al agua y muchas
veces peligroso-mortal.
1.7 Limitaciones de la investigación.
Se desconocen los costos por operación y mantenimiento reales de una
plataforma de perforación.
Se desconocen los costos por pago de primas de seguros reales de una
plataforma de perforación
Se desconocen los costos de los deducibles de los seguros de las plataformas
de perforación.
No se cuenta con una estadística de siniestros, donde el fuego haya sido la
causa del mismo.
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1.8 Delimitaciones de la Investigación.
El alcance de la investigación se realizará sobre el análisis de costo-riesgo-
beneficio que se realice a los sistemas de seguridad de las plataformas marinas
de perforación tipo octápodo, para el proyecto AYATSIL-TEKEL, denominadas
AYATSIL-A, AYATSIL-B, AYATSIL-C, Y AYATSIL-D, que se desarrollaran del
periodo comprendido de enero 2013 a enero 2015.
1.9 Conceptualización de las Variables de la Investigación.
Tabla 1.1 Conceptualización de las Variables Dependientes de la Investigación. [20]
Variables Dependientes
RIESGO Peligros a los que se expone el personal. Combinación de la
probabilidad de que ocurra un accidente y sus consecuencias.
EVALUACIÓN DE
RIESGOS
Identificación de peligros y condiciones peligrosas.
Análisis de consecuencias.
Estimación de frecuencia.
Caracterización y jerarquización de riesgos.
Informe del estudio de riesgo.
TIPOS DE RIESGO
Tipo A – Riesgo intolerable.
Tipo B – Riesgo indeseable.
Tipo C – Riesgo aceptable con controles.
Tipo D – Riesgo razonablemente aceptable.
CONSECUENCIAS Resultado real o potencial de un evento no deseado, medido por sus
efectos en las personas, en el ambiente, en la producción y/o
instalaciones, así como la reputación e imagen.
CATEGORIA DE CONSECUENCIAS
Consecuencias catastróficas (C4)
Consecuencias graves (C3)
Consecuencias moderadas (C2)
Consecuencias menores (C1)
FRECUENCIAS Número de ocasiones en que puede ocurrir o se estima que ocurra un
evento en un lapso de tiempo.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
16
Tabla 1.2 Conceptualización de las Variables Independientes de la Investigación. [32][33]
Variables IndependientesSistemasdeSeguridad
TABLERO
HIDRONEUMÁTICO DE
CONTROL Y SEGURIDAD
DE POZOS
Es un tablero local, para control y seguridad de pozos, cuya función principal es la de permitir la operación de una manera segura la apertura de las válvulas (SSSV, SSV, WV’s) de los pozos y enviar a un estado seguro (cierre) de estas válvulas por acción manual o automática.
SISTEMA CONTRAINCENDIO
Debido a los riesgos de incendio que se presentan en las instalaciones costa afuera y al existir dificultad en el suministro de agua dulce, es requerido el aprovechamiento de agua de mar, de tal forma que permita implantar un sistema para la contención, control y extinción de incendios.
1.10 Hipótesis planteada.
En esta investigación sobre los sistemas de seguridad de una plataforma marina
de perforación no se puede comprobar una hipótesis ya que el objetivo de éste
proyecto es un diagrama de costo-riesgo-beneficio, el cual nos va proyectar
nuestros tiempos de recuperación de acuerdo a la producción diaria de una
plataforma diciéndonos si es factible o no, el integrar el sistema contraincendio
completo, es decir las bombas contraincendio a base de agua de mar.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
17
2. CAPITULO II. Marco Teórico
En este capítulo se presentaran los antecedentes históricos de accidentes en
plataformas marinas de perforación, su marco organizacional, y su marco
normativo, el cual se refiere al Sistema de Tablero de Control de Pozos (TCP) y el
Sistema Contraincendio, presentando sus respectivas Normas de Referencia, así
como sus definiciones y simbología.
2.1 Marco Terminológico
Accidente. Evento o combinación de eventos no deseados e inesperados que
tienen consecuencias tales como lesiones al personal, daños a terceros en sus
bienes o en sus personas, daños al medio ambiente, daños a instalaciones o
alteración a la actividad normal del proceso.[20]
Administración de riesgos. Proceso de toma de decisiones que parte del estudio
de riesgo y el análisis de opciones técnicas de control, considerando aspectos
legales, sociales y económicos, y establece un programa de medidas de
eliminación, prevención y control, hasta la preparación de planes de respuesta a
emergencias. [20]
Análisis de riesgos. Conjunto de técnicas que consisten en la identificación,
análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños
asociados a los factores externos (fenómenos naturales, sociales), fallas en los
sistemas de control, los sistemas mecánicos, factores humanos y fallas en los
sistemas de administración; con la finalidad de controlar y/o minimizar las
consecuencias a los empleados, a la población, al ambiente, a la producción y/o a
las instalaciones.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
18
Accidente industrial. Evento o combinación de eventos inesperados, no
deseados, que alteran el funcionamiento normal de las instalaciones, del proceso
o de la industria, acompañado o no de daño al ambiente, a las instalaciones o a
las personas en su integridad física. [20]
Accidente de trabajo. Es toda lesión orgánica o perturbación funcional, inmediata
o posterior, o la muerte producida repentinamente en el ejercicio o con motivo del
trabajo cualquiera que sea el lugar y tiempo que se presente, quedando incluidos
los que se produzcan al trasladarse el trabajador directamente de su domicilio a su
trabajo y de este a su hogar. [20]
Accidente de trabajo con pérdida de tiempo. Es el que origina uno o más días
de incapacidad del trabajador o la muerte. [20]
Costos. Es el valor monetario de los recursos que se entregan o prometen
entregar, a cambio de bienes o servicios que se adquieren. Son la suma de
esfuerzos y recursos que se han invertido para producir algo. [10]
Escenario de riesgo. Determinación de un evento hipotético, en el cual se
considera la ocurrencia de un accidente bajo condiciones específicas, definiendo
mediante la aplicación de modelos matemáticos y criterios acordes a las
características de los procesos y/o materiales, las zonas potencialmente
afectables. [20]
Estudio de riesgo. Documento que integra la caracterización de riesgos, así
como la información técnica empleada en su evaluación; las premisas y criterios
aplicados; la metodología de análisis empleada; limitaciones del estudio y el
catálogo de los escenarios de riesgos, entre otros. [20]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
19
ETA (AAE). Event Tree analysis (Análisis de Árbol de Eventos) [20]
Evaluación de riesgos. Proceso de identificar peligros o condiciones peligrosas
en los materiales y sustancias o en los procesos; analizar y/o modelar las
consecuencias en caso de fuga o falla y la frecuencia con que pueden ocurrir, y
caracterizar y jerarquizar el riesgo resultante. [20]
Evento. Suceso relacionado a las acciones del ser humano, al desempeño del
equipo o con sucesos externos al sistema que pueden causar interrupciones y/o
problemas en el sistema. [20]
FMEA (AMFE) Failure mode and efect analysis (Análisis de los Modos de Falla y
Efectos). [20]
Frecuencia. Número de ocasiones en que puede ocurrir o se estima que ocurra
un evento en un lapso de tiempo. [20]
FTA (AAF) Failure Tree analysis (Análisis de Árbol de Fallas). [20]
HAZOP Hazard and Operability (Análisis de Peligro y Operabilidad) [20]
Identificación de riesgos. Determinación de las características de los materiales
y sustancias y las condiciones peligrosas de los procesos e instalaciones, que
pueden provocar daños en caso de presentarse una falla o accidente. [20]
Impacto. Efecto probable o cierto, positivo o negativo, directo o indirecto,
reversible o irreversible, de naturaleza social, económica y/o ambiental que se
deriva de una o varias acciones con origen en las actividades industriales.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
20
Ingeniería económica. Colección de técnicas matemáticas que simplifican las
comparaciones económicas.[10]
Incidente. Evento no deseado, inesperado e instantáneo, que puede o no traer
consecuencias al personal y a terceros, ya sea en sus bienes o en sus personas,
al medio ambiente, a las instalaciones o alteración a la actividad normal de
proceso. [20]
Instalación. Conjunto de estructuras, equipos de proceso y servicios auxiliares,
entre otros, dispuestos para un proceso productivo específico. [20]
Instalación Petrolera Marina: Es aquella instalación petrolera localizada en
zonas marinas mexicanas. [4]
Material peligroso. Elementos, sustancias, compuestos o mezclas de ellos que
independientemente de su estado físico representen un riesgo para el ambiente o
la salud. [20]
Mitigación. Conjunto de actividades destinadas para disminuir las consecuencias
ocasionadas por la ocurrencia de un accidente. [20]
Norma de referencia (NRF). La norma emitida por el Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, conforme al artículo 67 de la Ley
Federal sobre Metrología y Normalización. Debe aplicarse en su última versión
vigente a la fecha en la que se realicen los trabajos o actividades. [20]
Normas internacionales. La norma, lineamiento o documento normativo que
emite un organismo internacional de normalización u otro organismo internacional
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
21
relacionado con la materia, reconocido por el gobierno mexicano en los términos
del derecho internacional. [38]
Peligro. Es toda condición física o química que tiene el potencial de causar daño
al personal, a las instalaciones o al ambiente. [20]
PEMEX. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.[4]
PEP. Pemex-Exploración y Producción.[4]
Pozo. Agujero hecho desde la superficie de un yacimiento, que pasa a través de
diferentes capas de la corteza terrestre hasta alcanzar el yacimiento de gas o
aceite a efecto de explorar o para explotar aceite o gas. [4]
PPM. Partes por millón.[4]
Riesgo. Probabilidad de que ocurra un daño al personal, al ambiente, a las
instalaciones o al proceso productivo. [20]
SEMARNAT. Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales
Sistemas de seguridad (para protección de equipos y/o instalaciones).
Conjunto de equipos y componentes que se interrelacionan y responden a las
alteraciones del desarrollo normal de los procesos o actividades en la instalación o
centro de trabajo y previenen situaciones que normalmente dan origen a
accidentes o emergencias.[33]
Tablero de Control de Pozos (TCP) - Tablero local, para control y seguridad de
pozos, cuya función principal es la de permitir la operación de una manera segura
la apertura de las válvulas (SSSV, SSV, WV’s) de los pozos y enviar a un estado
seguro (cierre) de estas válvulas por acción manual o automática.[33]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
22
Válvula de ala (lateral) (WV). Válvula localizada sobre la bajante lateral del árbol
de navidad, la cual puede ser operada normalmente por un actuador neumático,
hidráulico o por uno manual y se utiliza para abrir o cerrar el flujo del pozo. [33]
Válvula de seguridad sub-superficial (de tormenta) (SSSV). Válvula instalada
dentro de un conductor con las funciones de prevenir un flujo no controlado
mediante su cierre. Es operada a través de un actuador hidráulico. Esta válvula
(SSSV) es aplicable solo a instalaciones marinas. [33]
Válvula de seguridad superficial (maestra) (SSV). Válvula automática en la
cabeza de pozo la cual cierra por pérdida de suministro de potencia. El actuador
es normalmente neumático o hidráulico. [33]
SDMC. Sistema Digital de Monitoreo y Control.
SIS. Sistema Instrumentado de Seguridad.[5]
SSSV. Válvula de Seguridad Sub-Superficial (Sub- Surface Safety Valve). [33]
SSV. Válvula de Seguridad Superficial (Surface Safety Valve). [33]
TCP. Tablero de Control de Pozos. [33]
WV. Válvula de Ala (Wing Valve). [33]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
23
2.2 Marco teórico.
2.2.1 Antecedentes del problema.
Explotación submarina de petróleo en escalada de siniestros.
Muchos y muy variados han sido los accidentes en la historia de la perforación
marina por parte de PEMEX. Entre por lo general a la poca seguridad en la
operación e instalación de equipo.1
Se multiplican los “accidentes petroleros” en el mar, ya que constituye la última
frontera de exploración y explotación. El afán de lucro exacerban los desafíos a
medida que las petroleras continúan probando los límites de la tecnología y
experimentan en aguas más profundas, en entornos más hostiles y en yacimientos
más complejos. 1
La industria petrolera insiste que la catástrofe de la plataforma DeepwaterHorizon
en el Golfo de México fue un incidente aislado, resultado de una serie de pasos en
falso sin precedentes que es improbable que se repita. Pero la historia reciente de
las perforaciones mar adentro sugiere algo distinto. 1
En los meses anteriores y posteriores a que la plataforma estallara y se hundiera,
acabando con la vida de 11 personas y derramando millones de barriles de
petróleo en el Golfo de México, la industria fue golpeada con varios derrames
serios y accidentes alarmantes, algunos impactantemente similares a lo ocurrido
en el DeepwaterHorizon. 1
Una explosión cerca de las costas de Australia dejó petróleo flotando en el Mar de
Timor durante semanas. En un pozo fuera de control en el Golfo de México se
desmontó una pieza de un equipo de casi dos toneladas de peso en la cubierta de
la plataforma LorrisBouzigard mientras los trabajadores corrían para salvarse. Un
escape de gas en el Mar del Norte a bordo de una plataforma de producción
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
24
estuvo cerca de convertirse en un desastre de las dimensiones del de
DeepwaterHorizon frente a la costa noruega. 1
Datos de los reguladores de todo el mundo sugieren que después de años de
mejoría, la seguridad de la perforación offshore empeoró durante los dos últimos
años. 1
En la porción estadounidense del Golfo de México en 2009, se produjeron 28
derrames importantes vinculados con la perforación, escapes de gas natural o
incidentes en los cuales los trabajadores perdieron el control del pozo. Esto
supone un alza de 4% frente a 2008, de 56% frente a 2007 y de casi dos tercios si
la comparación se hace con 2006. Al tomar en cuenta la cantidad de horas
trabajadas en las plataformas marinas, la frecuencia de esos accidentes aumentó
cada año entre 2006 y 2009. 1
Algunos esfuerzos se han realizado por el Instituto Estadounidense del Petróleo,
que representa a la industria petrolera de ese país, advierte contra la posibilidad
de extraer demasiadas conclusiones a partir de las estadísticas. 1
Los expertos del instituto han utilizado en el pasado otros datos que indican que el
desempeño de la industria ha mejorado, tales como una caída constante en el
volumen de petróleo derramado cada año. De todas formas, las empresas de
perforación están reevaluando sus procedimientos, en buena medida por temor a
que un error las pueda llevar a su propio y costoso desastre. BP PLC calcula que
el derrame del Golfo de México le costará a la compañía y a sus socios, que eran
propietarios del pozo que explotó, unos US$40.000 millones. 1
Hay varias posibles explicaciones para la reciente serie de problemas. Las
investigaciones sobre el DeepwaterHorizon y algunos otros incidentes recientes
resaltaron las dificultades de la industria para encontrar y retener suficientes
trabajadores experimentados, sus problemas para equilibrar las prioridades de
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
25
seguridad con las demandas de rentabilidad y sus ocasionales incumplimientos en
un marco de regulación laxa. 1
La inversión en petróleo submarino se está acelerando. Se trata de una frontera
crítica para saciar la creciente sed global de combustible. Los beneficios
potenciales, como ganancias para los accionistas de las compañías y una mayor
recaudación impositiva, empleos e independencia energética para los gobiernos,
son demasiado importantes como para detener la exploración. 1
EE.UU. finalizó en octubre su moratoria de seis meses para la exploración en
aguas profundas, un mes antes de lo previsto, aunque revirtió planes para
expandir las perforaciones en otras áreas. 1
Nueva reglas están siendo desarrolladas para el Golfo de México. En EE.UU. y
Europa, se estudian nuevos sistemas de respuesta rápida para contener derrames
de petróleo en aguas profundas. 1
La confianza de la industria en su capacidad de extraer gas y petróleo de
instalaciones en el mar sigue firme. Lo de DeepwaterHorizon “fue un incidente
aislado”, dijo Erik Milito, del Instituto Estadounidense de Petróleo. 1
Las empresas señalan que se han perforado 50.000 pozos en el Golfo de México
sin que se haya producido otra catástrofe similar a la de BP. Pero algunos
expertos dicen que esas estadísticas ocultan el creciente desafío de la perforación
en aguas profundas. Cada año que pasa, los pozos se vuelven más complejos
porque los fáciles ya fueron explotados. 1
Incertidumbre en la exploración en aguas profundas.
Advierten expertos en la exploración y explotación de hidrocarburos en aguas
profundas sin la capacitación técnica de la que adolecen los trabajadores
enrolados en la industria petrolera mexicana, causarían desastres similares a los
provocados por la British Petroleum en aguas del Golfo de México. 1
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
26
En términos generales, Pemex no ha desarrollado ninguna preparación técnica
para explorar en aguas profundas, no tiene un plan de desarrollo ni de
especialización de sus recursos humanos, y trabajar de esta manera puede
derivar en accidentes mucho más graves que el de la British Petroleum (BP).
Éstas son consideraciones de expertos del offshore (trabajos costa afuera) de más
de 100 países que durante agosto se reunieron en México para analizar las
condiciones de los trabajadores de la industria petrolera, dentro de las actividades
del 42 Congreso Mundial de la Federación Internacional de Trabajadores del
Transporte (ITF, por sus siglas en inglés). 1
Expertos de Noruega, Inglaterra y Brasil, algunos de los países con mayor
producción en aguas profundas, concluyeron que, en términos generales, Pemex
ni siquiera ha superado la problemática de inseguridad y accidentabilidad en
aguas someras donde se trabaja bajo esquemas de subcontratación. Aluden a que
el principal problema es la corrupción. 1
“Las compañías que trabajan con Pemex operan con estándares de calidad y
seguridad muy bajos, simplemente porque, dicen, así se trabaja en México; así se
trabaja con Pemex. En las reuniones del sector, muchas se quejan de que son
obligadas a entrar en esos esquemas de corrupción que en otros países es
inaceptable. Pero eso de ninguna manera puede hacerse en aguas profundas;
está en juego la vida de los trabajadores, el medio ambiente y hasta el patrimonio
de Pemex, como ocurrió ahora con la British Petroleum”, dijo NorrieMcVicar,
presidente del Grupo Internacional de Fuerza de Trabajo Costa Afuera de la ITF. 1
El costo de la inexperiencia.
El reciente accidente de la plataforma DeepwaterHorizon, propiedad de la suiza
TransoceanLtd, alquilada a la British Petroleum, encendió las alarmas de la
industria petrolera mundial no sólo por el impacto y costos de la explosión y
hundimiento de la plataforma y los 4.9 millones de barriles de petróleo derramados
a 64 kilómetros al Sureste de la boca del Río Mississippi, sino porque
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
27
supuestamente BP certifica los más altos estándares de calidad, capacidad y
seguridad industrial. 1
NorrieMcVicar explica que los peritajes han determinado siete factores que
generaron el accidente, dos de ellos de carácter técnico; los otros cinco, de
carácter humano. Los 126 trabajadores (79 de Transocean, seis de BP y 40 de
otras compañías) no tenían la suficiente capacitación. “No se les dotó de un
comité adecuado de seguridad e higiene que pudiera detectar y determinar los
problemas, administrar los riesgos y corregirlos a tiempo”, explica este experto en
seguridad industrial marítima y petrolera. 1
Tras el accidente, algunos de los trabajadores embarcados en la Deepwater
confiaron a sus compañeros que, desde semanas antes, las condiciones eran
inseguras: había errores de operación; sin embargo, no fueron capaces de
precisarlos y corregirlos, lo que quizá pudo evitar el peor desastre ecológico que la
industria petrolera ha ocasionado en las últimas décadas. Y el más costoso, pues
según BP, la limpieza les costó 4 millones de dólares diarios, más todos los juicios
que la trasnacional enfrenta hoy en cortes de Louisiana. 1
El impacto aún es incuantificable. Aunque el último reporte del gobierno de
Estados Unidos (fechado el 4 de agosto) es que ya se ha limpiado el 80 por ciento
del crudo derramado, un estudio elaborado por el instituto oceanográfico Woods
Hole, publicado por la revista Science, revela que a más de 1 mil metros de
profundidad, el lecho marino está cubierto con una estela de petróleo de 35
kilómetros de largo, 1.9 kilómetros de ancho y 200 metros de altura. 1
En el recuento de daños, “algunos están viendo ese accidente en términos de
pérdidas de vidas humanas; otros, del impacto ecológico. 1
Los accidentes en la industria petrolera están relacionados con el recorte que
aplican algunas compañías a sus costos de operación para incrementar sus
ganancias, contratando mano de obra barata en lugar de especializada, y
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
28
descuidando el mantenimiento de sus instalaciones, documenta el Centro de
Estudios de Reflexión Laboral. 1
Ésta es la lógica que aplica la mayoría de las contratistas y subcontratistas de
Pemex, particularmente en los campos petroleros costa afuera, donde
prácticamente ninguna autoridad los supervisa. Su “ajuste” de costos implica no
dotar a los trabajadores ni siquiera del equipo básico de protección (overol,
guantes, casco, botas, gogles) y la contratación de mano de obra barata que
incluye a menores de edad o personas que ni siquiera saben nadar, como ocurrió
con Perforadora Central en la plataforma Usumacinta. 1
La consecuencia son los frecuentes accidentes que, ante la secrecía oficial, su
saldo en vidas humanas y pérdidas económicas son incalculables. 1
Fracasos anticipados
Gran parte de la reforma energética de Felipe Calderón que el Legislativo aprobó
en 2008 se sustenta en la necesidad de la exploración en aguas profundas, de allí
el que, como eslogan publicitario, se le denominara “tesoro profundo”. 1
Pemex proyecta que durante la próxima década ésa será una de las cuatro
fuentes de reservas, que hacia 2021 proveerá el 20 por ciento de la producción de
crudo a nivel nacional. Según sus estimaciones, la provisión de hidrocarburos
dependerá de la producción en los campos actuales, con 1.3 millones de barriles
diarios (MBD); las cuencas del Sureste, con 700 MBD; el campo Chicontepec, con
600 MBD, y 500 MBD de aguas profundas. 1
Lo emergente para un país como México, cuya economía depende en gran
medida de los ingresos petroleros, explica, “es que el gobierno genere un cambio
que implique acabar con la corrupción, transparentar su administración, las
relaciones contractuales y regular las condiciones laborales”. De lo contrario, dice,
“el desarrollo de la industria en aguas profundas potenciará estos problemas. 1
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
29
2.3 Marco organizacional
2.3.1 Antecedentes de la empresa.
A principios del siglo pasado, en la república mexicana, el petróleo era extraído
por empresas extranjeras, las cuales dejaban con pocas ganancias a nuestro
gobierno. Así mismo, los bajos salarios propiciaron el descontento de los
trabajadores petroleros, los cuales en 1937 convocaron a una huelga general. Lo
cual, paralizó las actividades comerciales de la nación. Por lo que, la Junta de
Conciliación y Arbitraje apoyó el movimiento obrero. Sin embargo, dichas
empresas extranjeras promovieron un amparo ante la Suprema Corte de Justicia
de la Nación, el cual fue negado. Ante la creciente problemática social el 18 de
marzo de 1938, el Presidente Lázaro Cárdenas del Río decretó la expropiación de
las instalaciones petroleras de las 17 compañías extranjeras instaladas en México,
por lo que se creó Petróleos Mexicanos el día 7 de junio de 1938, empezando una
nueva era en la vida de la nación. 2
En los comienzos de la empresa PEMEX, el personal contaba con poca
experiencia en la extracción de crudo y gas, pero en 1946 se inauguró la primera
refinería de México, localizada en el Distrito Federal, denominada “18 de marzo”.
La cual sirvió como punta de lanza para la creación de nuevas refinerías como la
que se encuentra en la ciudad de Minatitlán, Veracruz “Gral. Lázaro Cárdenas del
Río” desde 1956. Así mismo como consecuencia del cambio en la industria en
México y de la necesidad de aumentar la tecnología involucrada con las industrias
petroleras, se creó el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) el 23 de agosto de
1965. 2
En la búsqueda de nuevos yacimientos y con el apoyo de nuevos informes
aportados por el pescador Sr. Rudecindo Cantarell de presencia de manchas de
crudo en el mar, en la cercanías de la isla del Carmen, PEMEX inicia los estudios
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
30
de extracción de crudo en el mar y en 1979 empieza la extracción de crudo con el
pozo Chac y Maalob 1 en la Sonda de Campeche. 2
Continuando con la exploración PEMEX descubre el yacimiento “Ku-Maalob-Zaap”
y la región petrolífera conocida como “Mesozoico” que se encuentra entre Chiapas
y Tabasco. 2
En 1992 se expide una nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios que define a Petróleos Mexicanos como órgano
descentralizado de la Administración Pública Federal, responsable de la
conducción de la industria petrolera nacional. Dicha ley determina la creación de
un órgano Corporativo y cuatro Organismos Subsidiarios, que es la estructura
orgánica bajo la que opera actualmente. 2
Dichos Organismos son:
PEMEX Exploración y Producción (PEP)
PEMEX Refinación (PR)
PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB)
PEMEX Petroquímica (PPQ)
Con la finalidad de hacer más eficiente sus instalaciones petroleras, PEMEX en
1997 inicia el proyecto Cantarell, diseñado para optimizar la explotación del
yacimiento. Lo mismo aplicó para la Reconfiguración de las refinerías de
Cadereyta y Cd. Madero. 2
Una vez más PEMEX en el afán de estar a la vanguardia pone en operación un
conjunto de Proyectos Ambientales para la Conservación del Agua. Así mismo, en
el 2009 se anuncia la construcción de una nueva refinería en Tula, Hidalgo. 2
Recientemente en el 2010 PEMEX presenta los Contratos Integrales de
Exploración y Producción para mejorar el esquema de exploración y producción de
sus campos maduros. 2
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
31
2.3.2 Dirección de la Empresa.
En la actualidad PEMEX tiene instalaciones petroleras y administrativas a lo largo
y ancho de toda la República Mexicana. La instalación de PEMEX donde se
desarrolla el presente trabajo de Protocolo de Residencias Profesionales,
corresponde al edificio de la Subgerencia de Construcción de Plataformas
Marinas, ubicada en calle Monterrey #800, Col. Árbol Grande, C.P. 89590, en Cd.
Madero, Tamaulipas.
2.3.3 Ubicación de la Empresa.
Figura 2.1 Ubicación Exploración y Producción PEMEX. [3]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
32
2.3.4 Descripción del entorno.
Las Plataformas PP-AYATSIL-A, B, C Y D, se encuentran localizadas en la Sonda
de Campeche del Golfo de México. Las condiciones climáticas del área donde se
ubican las instalaciones operativas de la Región Marina Noreste son la que
imperan en la Sonda de Campeche, propensa a huracanes, lluvias y vientos
extremos, con temperaturas y humedad relativa propias de zonas tropicales. El
medio ambiente es altamente corrosivo principalmente por el ambiente marino.
Localización de las Plataformas y condiciones ambientales.
Nombre: Plataforma PP-AYATSIL-A, PP-AYATSIL-B, PP-AYATSIL-C Y PP-
AYATSIL-D.
Zona: Región Marina Noreste.
Activo: KU-MALOOB-ZAAP.
Campo: AYATSIL.
Tirante: 115,6 m.
Coordenadas: Este (X) = 569,644.00 m; Norte (Y) = 2, 167,918.00 m.
En la siguiente figura 2 se muestra la localización geográfica de la región marina
noreste y en la figura 3 se muestra la localización general del Campo Ku-Maloop-
Zaap.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
33
Figura 2.2 Localización Geográfica de la Región Marina Noreste [3]
Figura 2.3 Localización General del Campo Ku‐Maloop‐Zaap. [3]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
34
2.3.5 Condiciones Ambientales.
Temperatura
Máxima extrema, C 41,1
Mínima extrema 14,5
Media Anual 26,8
Humedad Relativa
Máxima % 95
Mínima % 70
Media % 80
Precipitación Pluvial
Horario máximo. mm 88
Anual media. mm 1623-2097
Atmósfera
Presión atmosférica de diseño psi 14,7
Vientos
Vientos reinantes (velocidad y dirección) km/h
18 NE-SO
Tipo de Ambiente en el Lugar
Cálido X
Húmedo X
Marino X
Otro
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
35
2.4 Marco Normativo
La importancia de los sistemas de seguridad en una plataforma de perforación son
muy significativos, una vez que estos cumplen con diversas funciones de
emergencia y seguridad sobre todo en caso de siniestro o de manera preventiva.
Los sistemas de mayor importancia se mencionan a continuación:
Tablero Hidroneumático de Control y Seguridad de Pozos.
Sistema de contraincendio.
Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego.
Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo
electrónico (a base de agente limpio).
Extintores contraincendio portátiles de polvo químico seco y de bióxido de
carbono.
Muro contraincendio.
Equipo autónomo de respiración.
Equipo de bomberos.
Balsas salvavidas.
Aros salvavidas.
Chalecos salvavidas.
Letreros de seguridad y rutas de escape.
Todos estos sistemas de manera general deben cumplir con ciertas normas al
100% por cuestiones de seguridad y lo que es principal salvaguardar la integridad
física del trabajador. En este trabajo únicamente se considerara el sistema de
tablero de control de pozos y el sistema contraincendio, esto debido a que son los
sistemas de mayor importancia porque son los que actúan en el momento de
siniestro o emergencia.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
36
Algunas de las normas que rigen los sistemas de tablero de control y sistema de
contraincendio se presentan a continuación:
2.4.1 Normatividad del Tablero de Control de Pozos (TCP)
La norma NRF-180-PEMEX-2007, tiene como objetivo establecer los requisitos
técnicos y documentales que deben cumplir los contratistas y proveedores, en el
diseño, adquisición, instalación y pruebas de los tableros de control de pozos
utilizados para la apertura y cierre de las válvulas de seguridad de los pozos en las
instalaciones de producción de PEMEX-Exploración y Producción.[33]
Esta norma de referencia como alcance, aplica a las instalaciones de producción
terrestres y marinas de PEMEX-Exploración y Producción; y cubre desde el
sistema de control del tablero, sistema de potencia hidráulica compuesto por un
recipiente de líquido hidráulico y dos bombas (normal y de relevo) para presurizar
el sistema hidráulico, sistema de estaciones manuales de paro de emergencia,
tablero de interfase (para el tablero hidroneumático), sistema de tapón fusible;
hasta el tubing, válvulas y accesorios para su interconexión. [33]
El contenido de esta norma de referencia es de aplicación general y observancia
obligatoria en la adquisición, contratación o arrendamiento de los bienes y
servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX-
Exploración y Producción. [33]
La Norma de Referencia NRF-180-PEMEX-2007 se elabora en atención y
cumplimiento a:
Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su
Reglamento.
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
37
Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su
Reglamento.
Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su
Reglamento.
Guía para la Emisión de Normas de Referencia de PEMEX-Exploración y
Producción (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004).
En la tabla 1, se muestra la relación entre las diferentes referencias y conceptos
que contempla cada una de las normas del Tablero de Control de Pozos. [33]
Tabla 2.1 Normas de Referencia del Tablero de Control de Pozos. [33]
TABLERO DE CONTROL DE POZOS (TCP)
NRF-180-PEMEX-2007
REFERENCIAS CONCEPTO
ISO 10418:2003
Industrias del petróleo y gas natural. Instalaciones de
producción costa afuera. Sistemas de seguridad de proceso
superficiales básicos.
NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (Utilización).
NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.
NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo
eléctrico.
NRF-046-PEMEX-2003
Protocolos de comunicación en sistemas digitales de
monitoreo y control.
NRF-049-PEMEX-2001 Inspección de bienes y servicios.
NRF-105-PEMEX-2005 Sistemas digitales de monitoreo y control.
Esta distribución es de vital importancia una vez que cada referencia desglosa su
descripción de acuerdo a su contenido expresándolo ampliamente.
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38
De acuerdo a las referencias que tiene la Norma del Tablero de Control de Pozos
(TCP), nos dice que la Norma ISO 10418:2003 cuyo concepto se especifica como
las INDUSTRIAS DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL. INSTALACIONES DE
PRODUCCIÓN COSTA AFUERA. SISTEMAS DE SEGURIDAD DE PROCESO
SUPERFICIALES BÁSICOS, establece los objetivos, requisitos funcionales y
directrices para las técnicas del análisis, diseño y prueba de los sistemas de
seguridad de los procesos de superficie para instalaciones en alta mar para la
recuperación de los recursos de hidrocarburos. [41]
Refiriéndose con industrias del petróleo, como el petróleo crudo y gas natural, con
instalaciones a producción costa fuera, la Norma Mexicana NOM-001-SEDE-2005,
INSTALACIONES ELÉCTRICAS, responde a las necesidades técnicas que
requiere la utilización de las instalaciones eléctricas en relación con el Tablero de
Control el proceso que controla.
Establece los principios fundamentales, los cuales no están sujetos a
modificaciones en función de desarrollos tecnológicos, contiene los requisitos
técnicos cuya observancia tienen por objeto asegurar la conformidad de las
instalaciones eléctricas a los principios fundamentales.
La Norma Mexicana NOM-008-SCFI-2002 SISTEMA GENERAL DE UNIDADES
DE MEDIDA, tiene como propósito, establecer un lenguaje común que responda a
las exigencias actuales de las actividades científicas, tecnológicas, educativas,
industriales y comerciales, al alcance de todos los sectores del país. La
elaboración de esta norma oficial mexicana se basó principalmente en las
resoluciones y acuerdos que sobre el Sistema Internacional de Unidades (SI) se
han tenido en la Conferencia General de Pesas y Medidas (CGPM). El "SI" es el
primer sistema de unidades de medición compatible, esencialmente completo y
armonizado internacionalmente, está fundamentado en 7 unidades de base, cuya
materialización y reproducción objetiva de los patrones correspondientes, facilita a
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
39
todas las naciones que lo adopten para la estructuración de sus sistemas
metrológicos a los más altos niveles de exactitud.[8]
La Norma de Referencia NRF-036-PEMEX-2003 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO, nos dice que ésta cubre
los requisitos para clasificar las áreas peligrosas debido a la presencia de
concentraciones de gases o vapores explosivos o combustibles, para definir las
áreas en donde estas concentraciones tienen posibilidades de explotar o
inflamarse. Con respecto a la selección de aparatos eléctricos y electrónicos a
usarse en áreas desde su diseño, su instalación o el mantenimiento de las
instalaciones de PEMEX y Organismos Subsidiarios. [24]
Es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición,
arrendamiento o contratación de los bienes y servicios a fin de seleccionar
adecuadamente la instalación, el equipo eléctrico o electrónico, ya sea desde su
diseño, en su instalación o bien en el mantenimiento de las instalaciones. [24]
De acuerdo a la Norma de Referencia, NRF-046-PEMEX-2003 PROTOCOLOS
DE COMUNICACIÓN EN SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL,
estandariza los protocolos de comunicación tanto como la red de equipos y red de
supervisión de la planta, que se implantan en las instalaciones.[37]
La Norma de Referencia, , es de aplicación general y establece los requerimientos
y criterios básicos que deben cumplir las empresas de servicios en la inspección y
supervisión de la calidad de bienes y servicios adquiridos por PEMEX Exploración
y Producción, que permita el desarrollo de dicho proceso, bajo condiciones
uniformes en todas las áreas involucradas en su ejecución. Mantiene los requisitos
técnicos y administrativos que deben ser observados por las empresas
contratadas en la inspección de bienes y servicios adquiridos por Pemex
Exploración y Producción (PEP) para que puedan ser recepcionados como sus
activos ó dueños de la plataforma.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
40
En cuanto a la Norma de Referencia NRF-105-PEMEX-2005 SISTEMAS
DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL (SDMC), establece los requisitos
técnicos para la adquisición de bienes y contratación de servicios relacionados con
el suministro, integración, configuración, instalación, pruebas, puesta en
operación, documentación y capacitación que conforman los sistemas digitales de
monitoreo y control, basado en controladores lógicos programables, sistemas de
control distribuido, o sistemas de control híbrido, que son aplicados en procesos
industriales en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.[38]
2.4.2 Normatividad del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar.
La norma NRF-127-PEMEX-2007 SISTEMA CONTRAINCENDIO A BASE DE
AGUA DE MAR, tiene como objetivo establecer los requisitos técnicos y
documentales que debe cumplir el proveedor para el suministro o contratación de
la ingeniería de diseño, materiales y accesorios de los sistemas contraincendio a
base de agua de mar, utilizados en las instalaciones costa afuera de PEMEX-
Exploración y Producción.[32]
Como alcance, esta norma de referencia aplica para el diseño, equipo, materiales,
instalación, inspección y pruebas de los sistemas contraincendio a base de agua
de mar en instalaciones costa afuera. [32]
Es de aplicación general y observancia obligatoria, para el diseño y la
especificación de materiales y accesorios de los sistemas contraincendio a base
de agua de mar de instalaciones costa afuera de PEMEX-Exploración y
Producción. Por lo tanto se debe incluye en los procedimientos de contratación:
licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o por adjudicación
directa, como parte de los requisitos técnicos que debe cumplir el proveedor,
contratista o licitante. [32]
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41
La Norma de Referencia NRF-127-PEMEX-2007 se elabora en atención y
cumplimiento a:
Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su
Reglamento.
Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento.
Tabla 2.2 Normas de Referencia del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar. [32]
SISTEMA CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR
NRF-127-PEMEX-2007
REFERENCIAS CONCEPTO
NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (utilización).**
NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.**
NOM-026-STPS 1998 Colores y señales de seguridad e higiene e identificación de riesgos
por fluidos conducidos en tuberías.
NOM-093-SCFI-1994 Válvulas de relevo de presión (seguridad y alivio), operadas por
resorte y piloto, fabricadas de acero y bronce.
NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos
en tanques de almacenamiento.
NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tuberías en plantas industriales–diseño y especificación
de materiales.
NRF-028-PEMEX-2004 Diseño y construcción de recipientes a presión
NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tubería en plantas industriales
Diseño y especificación de materiales
NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.**
NRF-044-PEMEX-2004 Tubería, conexiones y accesorios a base de polímeros reforzada con
fibra de vidrio en las redes de agua contraincendio.
NRF-050-PEMEX-2001 Bombas centrífugas.
NRF-053-PEMEX-2005 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para
instalaciones superficiales.
NRF-072-PEMEX-2004 Muros contraincendio.
NRF-095-PEMEX-2004 Motores eléctricos.
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
42
(**) Las Normas Mexicanas NOM-001-SEDE-2005, INSTALACIONES ELÉCTRICAS, NOM-008-
SCFI-2002 SISTEMA GENERAL DE UNIDADES DE MEDIDA, y la Norma de Referencia NRF-036-
PEMEX-2003 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE EQUIPO
ELÉCTRICO, antes explicadas en la NRF-180-PEMEX-2007 TABLERO DE CONTROL DE POZOS
también son ocupadas en la Norma de Referencia NRF-127-PEMEX-2007 SISTEMA
CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR. [32]
De acuerdo a la NOM-026-STPS-1998 COLORES Y SEÑALES DE SEGURIDAD
E HIGIENE E IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POR FLUIDOS CONDUCIDOS EN
TUBERÍAS, rige en todo el territorio nacional y aplica en todos los centros de
trabajo, excepto; [16]
a) La señalización para la transportación terrestre, marítima, fluvial o aérea, que
sea competencia de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes.
b) La identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías subterráneas u
ocultas, ductos eléctricos y tuberías en centrales nucleares.
c) Las tuberías instaladas en las plantas potabilizadoras de agua, así como en
las redes de distribución de las mismas, en lo referente a la aplicación del color
verde de seguridad.
La presente Norma Oficial Mexicana NOM-093-SCFI-1994 VÁLVULAS DE
RELEVO DE PRESIÓN (SEGURIDAD Y ALIVIO), OPERADAS POR RESORTE Y
PILOTO, FABRICADAS DE ACERO Y BRONCE, se ha elaborado para que la
industria mexicana tenga un reglamento de calidad acerca de válvulas de relevo
de presión, para terminar con las malas interpretaciones, ambigüedades y mal uso
de las normas internacionales escritas en otros idiomas ajenos al español, y que
ponen en peligro nuestro bienestar.
La normatividad que regula los productos es imprescindible, debido a que es el
filtro para proporcionar calidad a los consumidores del país.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
43
Con la aplicación de la presente Norma se pretende que la industria mexicana
fabrique y adquiera válvulas de relevo de presión que cuenten con la calidad
necesaria para su protección.
Las válvulas de relevo de presión son dispositivos que deben de cumplir con un
alto grado de requisitos de calidad, lo cual implica que deban ser productos de alta
confiabilidad, y esto se obtiene cuando se cumple con los lineamientos técnicos
que aplican en su seleccionamiento, instalación, diseño, materiales, fabricación,
uso y mantenimiento.
Estos equipos constituyen el ultimo dispositivo de seguridad, que actúan en una
situación de emergencia para evitar que una sobrepresión origine una catástrofe.
Debido a lo anterior, las válvulas de relevo de presión son frecuentemente
señaladas como los silenciosos centinelas de la industria. El término "válvula
relevo de presión o válvula de escape", es preciso y se utiliza para denominar
indistintamente a las válvulas de seguridad, válvulas de alivio, válvulas de
seguridad-alivio y válvulas operadas por piloto. [16]
Dimensiones de las válvulas y materiales:
A continuación se presentan los siguientes requerimientos básicos mandatorios
para válvulas de relevo de presión de acero:
1. Designación de orificio y área nominal.
2. Tamaño de entrada y salida de las válvulas y sus rangos de brida.
3. Requerimientos de materiales de cuerpo, bonete y resorte (interiores de las
válvulas de acuerdo al estándar del fabricante).
4. Límites de presión y temperatura.
5. Límites de presión/temperatura para materiales de bronce.
6. Materiales para resortes.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
44
7. Dimensiones entre centros de entrada y salida.
La Norma de Referencia NRF-009-PEMEX-2001, la cual se define como,
IDENTIFICACIÓN DE PRODUCTOS TRANSPORTADOS POR TUBERÍAS O
CONTENIDOS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO, se constituye en que los
tanques de almacenamiento y los sistemas de transporte por tubería, son de vital
importancia debido a la flexibilidad de operación que proporcionan para el
movimiento, distribución y comercialización de productos. La mayoría de las
instalaciones marinas almacenan o conducen fluidos, los cuales se consideran
sustancias peligrosas las cuáles son los líquidos y gases que pueden ocasionar un
accidente o enfermedad de trabajo, tales como los productos combustibles
inflamables o inestables que pueden causar explosión, irritantes, corrosivos,
tóxicos, reactivos, radioactivos, entre otros, por lo que es necesario identificarlas
en función de los grados y tipos de peligros asociados, o sea los riesgos
inherentes a las características de una sustancia o al desarrollo de una actividad
específica.[40]
De acuerdo a La Norma de Referencia NRF-032-PEMEX-2005 SISTEMAS DE
TUBERÍAS-ESPECIFICACIÓN DE MATERIALES, su objetivo es establecer los
requisitos que deben de cumplir los servicios de ingeniería de diseño de los
sistemas de tuberías de proceso. [23]
Diseño mecánico.
Las condiciones que rigen el diseño mecánico como son: las temperaturas,
presiones y esfuerzos aplicables a los sistemas de tuberías. También deben
tomarse en cuenta las condiciones ambientales, los esfuerzos externos y los
asociados con los equipos a los que se conecten por medio de tuberías o
accesorios. [23]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
45
Presión de diseño.
La presión de diseño debe estar arriba en un (25 lb/pulg²), la que resulte mayor, de
la máxima esperada (interna) a la temperatura mínima para líneas criogénicas o
máxima para líneas calientes, durante la operación normal. [23]
Sistemas de alivio de presión. El diseño debe considerar previsiones para contener o liberar de manera segura,
la presión a la cual la tubería pueda estar sujeta. La tubería que no esté protegida
por un dispositivo de relevo de presión, debe diseñarse por lo menos para soportar
la presión mayor a la que pueda ser sometida. [23]
Temperatura de diseño.
Para determinar las temperaturas de diseño se deben considerar por lo menos la
temperatura del fluido, temperatura ambiente, radiación solar, temperatura media
de calentamiento o enfriamiento y las previsiones aplicables. [23]
La Norma de Referencia NRF-044-PEMEX-2004 - TUBERÍA, CONEXIONES Y
ACCESORIOS, cubre el uso de tubería y accesorios a base de polímeros termo
fijos reforzados con fibra de vidrio en redes de agua contraincendio costa afuera,
para rangos de presión de 16 a 60 kg/ cm2, con una temperatura máxima de 348K
y diámetros de 25.4 a 406 mm (1” a 16”) nominal. [44]
El diseño estructural de la tubería de base de polímeros termo fijos reforzados con
fibra de vidrio para agua contraincendio en las instalaciones costa afuera, debe
asegurar un comportamiento satisfactorio y permanente bajo las condiciones de
esfuerzos y deformaciones que se presenten, durante las etapas de construcción,
instalación y operación. [44]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
46
El diseñador debe considerar los siguientes parámetros para el diseño de la línea
de Agua Contraincendio en Instalaciones Costa Afuera:
* Presión de operación (proporcionada por el usuario), máxima y de diseño.
* Presión Hidrostática
* Temperatura de operación (proporcionada por el usuario) máxima y de diseño.
* Peso por unidad de longitud de tubo (lleno).
* Coeficiente de expansión del tubo.
* Módulos de elasticidad axial y tangencial del tubo.
* Relación de Poisson (longitudinal y circunferencial).
* Diámetros y espesores de todos los componentes del sistema.
* Dimensiones y pesos de todos los accesorios.
* Tipos de válvulas y tiempos de cierre.
* Cargas externas.
* Conexiones, tipo de soporte, entre otros.
* Prueba destructiva (ruptura del tubo).
* Prueba de Hermeticidad.
De acuerdo a la Norma de Referencia NRF-050-PEMEX-2007 BOMBAS
CENTRÍFUGAS, especifica los requerimientos de diseño, selección de materiales
fabricación y pruebas de bombas centrífugas cuya clasificación general es con
impulsor en voladizo, montado entre cojinetes, verticalmente suspendido. [27]
Las bombas tienen que ser:
a) Que sean bombas de proceso.
b) Que sean bombas que bombeen fluidos tóxicos, inflamables o peligrosos en
todas las condiciones de operación.
c) Que sean bombas que bombeen fluidos no inflamables y no peligrosos que se
encuentren por arriba de las siguientes condiciones de operación:
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
47
Presión máxima de descarga: 1900 kPa (275 lb/pulg2).
Presión máxima de succión: 500 kPa (75 lb/pulg2).
Temperatura máxima de bombeo: 150 °C (300 °F).
Máxima velocidad rotativa: 3600 r/min.
Carga total máxima: 120 m (400 pies).
Que sean bombas para servicios auxiliares y/o intermitentes o bombas con
condiciones de operación por debajo de las indicadas en el inciso c anterior y
bombeando fluidos no inflamables o no peligrosos. [27]
Figura 2.4 Clasificación de Bombas Centrífugas.[27]
En cuanto a los sistemas de protección en las instalaciones, tenernos La Norma
de Referencia NRF–053–PEMEX-2006 SISTEMAS DE PROTECCIÓN
ANTICORROSIVA A BASE DE RECUBRIMIENTOS PARA INSTALACIONES
SUPERFICIALES, establece las especificaciones mínimas para la preparación de
superficies, aplicación, inspección de la protección anticorrosiva así como las
pruebas que deben cumplir los recubrimientos aplicados a superficies metálicas de
las instalaciones. [28]
Requisitos de mínimos de los de recubrimientos anticorrosivos. [28]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
48
Condiciones de exposición.
El primer paso consiste en determinar el tipo de condiciones de exposición,
ambiente o servicio que debe resistir el recubrimiento, siendo las más comunes las
que se indican en la Tabla 2.3. [28]
Tabla 2.3 Clasificación de Ambientes y Condiciones de Exposición. [28]
Condiciones de superficie.
El segundo paso consiste en identificar las condiciones de la superficie a proteger;
si el recubrimiento va a ser aplicado sobre un acero nuevo y recién preparado con
chorro abrasivo, la determinación del sistema es más simple, pero si la superficie
tiene un recubrimiento viejo y maltratado por el medio ambiente, entonces la
determinación es crítica ya que se debe determinar si se encuentra en condiciones
de mantenimiento o no; encaso de no eliminarse el recubrimiento existente, se
debe efectuar una prueba de compatibilidad y determinar el tipo de limpieza y
recubrimiento a aplicar. En caso de que deba retirarse el recubrimiento
deteriorado, se debe determinar el método de limpieza más adecuado para no
afectar instalaciones cercanas y al medio ambiente. [28]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
49
Uno de los Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de
Pozos es el Muro Contraincendio el cual cuenta con La Norma de Referencia
NRF-072-PEMEX-2009 MUROS CONTRAINCENDIO, define que los muros contra
incendio deben diseñarse para soportar y mantener sus características de
integridad estructural durante una exposición al fuego directo ocasionado por la
combustión de los hidrocarburos que se encuentran presentes en las instalaciones
petroleras. [29]
Deben tener la rigidez estructural que soporte una onda expansiva generada por
una explosión. Otras cargas, como las cargas sísmicas o diferentes presiones
debidas al viento que pueden regir el diseño, deben ser consideradas de acuerdo
con lo establecido en esta norma de referencia. [29]
Los muros contra incendio deben construirse con materiales que resistan
condiciones ambientales extremas, tales como: corrosión, salinidad, temperatura,
humedad, ataque de insectos o microorganismos y sin favorecer al desarrollo de
hongos. Deben ser prefabricados en secciones o módulos que faciliten su
colocación sin alterar o modificar los arreglos de tuberías, equipos de proceso,
accesorios o estructuras de acero críticas como soportes o vigas en plataformas
marinas e instalaciones terrestres existentes. [29]
No deben estar sujetos a cargas directas después de su montaje, debidas a
equipos de proceso, tuberías, accesorios o por elementos estructurales diferentes
a las penetraciones consideradas durante el diseño original. Los muros deben ser
resistentes a la vibración constante originada por equipo dinámico, tales como
tuberías, motogeneradores, equipos de perforación, potabilizadoras, grúas,
compresores, entre otros. [29]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
50
En caso de que se requiera contar con accesos de evacuación o salidas a rutas de
escape a través de los muros, deben diseñarse puertas contra incendio, con
características iguales a las del muro. [29]
Desarrollo de un escenario de fuego.
El análisis y evaluación de riesgo se debe llevar a cabo tanto en los procesos de
instalaciones nuevas como existentes que sufran modificaciones o las que no
cuenten con dicho análisis y se les quiera colocar muros.
El análisis debe considerar el riesgo sobre el personal, medio ambiente,
producción, instalación e imagen corporativa de la empresa. Asimismo debe
proporcionar la valoración (frecuencia/consecuencia) y decidir si ese riesgo es
tolerable o no basándose en los criterios de aceptación del riesgo específico para
el sistema. [29]
Características de resistencia al fuego.
Los muros contra incendio deben tener la capacidad de resistir una temperatura
de por lo menos 1 150 °C (2 102 °F), generada por el fuego de hidrocarburos
durante un periodo de exposición al fuego mínimo de 2 horas, sin presentar
cambios en sus propiedades de estabilidad e integridad y cumplir con esta norma
de referencia tanto de los paneles como de los elementos de sujeción. [29]
Características de resistencia a la onda expansiva.
El escenario de explosión debe desarrollarse como parte del análisis de riesgo, en
donde se establezcan el tamaño de la nube de vapor, los valores de sobrepresión
generados y la duración de la explosión. Asimismo, se deben desarrollar las
curvas de presión - tiempo para poder determinar las cargas por explosión, como
se muestra en la Fig. 2.5. [29]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
51
Los muros contra incendio que se instalen en cualquier instalación ya sea nueva o
existente, deben tener la capacidad de resistir la onda expansiva o de
sobrepresión que por diseño, cubra estrictamente los valores resultantes del
análisis de riesgo. En el caso de explosiones que ocurran en áreas no confinadas,
el valor de sobrepresión esperado es de 0,7 bar, con una duración de 20
milisegundos. [29]
Para el caso de explosiones en áreas parcialmente confinadas, la onda de
sobrepresión generalmente alcanza un valor de 1 bar, con una duración de 30
milisegundos. En cualquier caso tanto el valor de sobrepresión seleccionado,
como su duración, deben sustentarse con el estudio de riesgo específico para
cada instalación.
Figura 2.5 Curva de Presión ‐ Tiempo para estimar las cargas por exposión. [29)
Donde: tiempo de ascenso (ta), presión máxima (Pmáx) y duración del pulso (td)
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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52
De acuerdo a la Norma de Referencia NRF-095-PEMEX-2004 MOTORES
ELÉCTRICOS, define los requerimientos mínimos para la adquisición o
arrendamiento de motores eléctricos de inducción hasta 149.20 kW. (200 cp), en
tensión baja, y motores eléctricos de inducción y síncronos mayores de 149.20
kW. (200 cp), en tensión media, que se instalen en las diferentes áreas de las
instalaciones marinas de perforación.
2.5 Fundamentos teóricos.
2.5.1 Introducción de Costos.
La contabilidad de costos es un sistema de información para predeterminar,
registrar, acumular, distribuir, controlar, analizar, interpretar e informar de los
costos de producción, distribución, administración y financiamiento. [10]
Se relaciona con la acumulación, análisis e interpretación de los costos de
adquisición, producción, distribución, administración y financiamiento, para el uso
interno de los directivos de la empresa para el desarrollo de las funciones de
planeación, control y toma de decisiones.[10]
Clasificación de costos.
Costo de Producción.
Son los que se generan en el proceso de transformar las materias primas en
productos elaborados: materia prima directa, mano de obra directa y cargos
indirectos. [10]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
53
Gasto de Distribución.
Corresponden al área que se encarga de llevar los productos terminados
desde la empresa hasta el consumidor: sueldos y prestaciones de los
empleados del departamento de ventas, comisiones a vendedores, publicidad,
etcétera. [10]
Gasto de administración.
Se originan en el área administrativa, relacionados con la dirección y manejo
de las operaciones generales de la empresa: sueldos y prestaciones del
director general, del personal de tesorería, de contabilidad, etcétera. [10]
Gastos Financieros.
Se originan por la obtención de recursos monetarios o crediticios ajenos. [10]
Por su identificación.
Costos Directos
Son aquellos que se pueden identificar o cuantificar plenamente con los
productos o áreas específicas. [10]
Gastos indirectos
Son costos que no se pueden identificar o cuantificar plenamente con los
productos o áreas específicas. [10]
Componentes del costo total:
Costo de producción
Costo de distribución
Costo administrativo
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54
Costo financiero
Otros gastos
Costo de Producción.
Son los costos que se generan en el proceso de transformar las materias primas
en productos terminados. [10]
Son tres los elementos esenciales que integran el costo de producción:
1) Materia prima
Son los materiales que serán sometidos a operaciones de transformación o
manufactura para su cambio físico y/o químico, antes de que puedan venderse
como productos terminados. [10] Se divide en:
Materia Prima Directa
Son todos los materiales sujetos a transformación, que se pueden identificar o
cuantificar plenamente con los productos terminados [10]
Materia Prima Indirecta
Son todos los materiales sujetos a transformación, que no se pueden identificar o
cuantificar plenamente con los productos terminados. [10]
2) Mano de obra
Es el esfuerzo humano que interviene en el proceso de transformar las materias
primas en productos terminados. [10]
Se divide en:
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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Mano de Obra Directa
Son los salarios, prestaciones y obligaciones que den lugar de todos los
trabajadores de la fábrica, cuya actividad se puede identificar o cuantificar
plenamente con los productos terminados. [10]
Mano de Obra Indirecta
Son los salarios, prestaciones y obligaciones que den lugar de todos los
trabajadores y empleados de la fábrica, cuya actividad no se puede identificar o
cuantificar plenamente con los productos terminados [10]
3) Cargos indirectos
Intervienen en la transformación de los productos pero no se identifican o
cuantifican plenamente con la elaboración de partidas específicas de producción.
[10]
Conocidos los elementos del costo de producción es posible determinar otros
conceptos de costo:
Costo primo = materia prima + mano de obra directa
Costo de transformación = mano de obra directa + costos indirectos
Costo de producción = costo primo + gastos indirectos
Gastos de operación = gastos de distribución + gastos de administración +
gastos de financiamiento
Costo total = costo de producción + gastos de operación
Precio de venta = costo total + % de utilidad deseada
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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2.5.2 Tipo de costo aplicado a la investigación.
Se utilizará el costo de producción de una Plataforma Marina de Perforación de
Pozos, en base a su producción diaria.
Se tomara el costo total de una plataforma ya instalada, tomando en cuenta sus
años de vida útil, para así conocer los tiempos de recuperación, conociendo al
igual el costo total de los todos los Sistemas de Seguridad ya instalados en la
Plataforma Marina de Perforación.
2.5.3 Conceptos de Análisis de Riesgos.
Un análisis de riesgo es un conjunto de técnicas que consisten en la identificación,
análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños
asociados a los factores externos (fenómenos naturales, sociales), fallas en los
sistemas de control, los sistemas mecánicos, factores humanos y fallas en los
sistemas de administración; con la finalidad de controlar y/o minimizar las
consecuencias a los empleados, a la población, al ambiente, a la producción y/o a
las instalaciones. [20]
2.5.4 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos.
El presente documento está orientado a la identificación y evaluación de los
riesgos durante la operación normal de la plataforma. [20]
Se debe integrar el proceso de análisis y evaluación de riesgos de acuerdo con las
siguientes etapas y de acuerdo al diagrama de fases para el desarrollo del estudio
de riesgo y metodologías, como se muestra en la Fig. 6.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
57
Figura 2.6 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos. [20]
Del diagrama de bloques de la figura 2.6 antes mostrado se señala que la etapa
de identificación de peligros y/o riesgos es la fase previa y decisiva de un Análisis
de Riesgo cuyo propósito final es determinar una serie de eventos tipo
denominado hipótesis accidentales que se pueden producir en una instalación. [20]
2.6 Identificación de Peligros y Condiciones Peligrosas.
En la identificación y reconocimiento de peligros y condiciones peligrosas, se
deben de aplicar las metodologías reconocidas conforme a la Tabla 12, para el
desarrollo de escenario. [20]
Tabla 2.3 Metodologías para Análisis de Riesgos. [20]
Metodología Descripción de aplicación
¿Qué pasa sí?
La técnica debe involucrar el análisis de las desviaciones posibles del diseño,
construcción, modificación u operación, así como cualquier preocupación
acerca de la seguridad del proceso. Debe promover las tormentas de ideas
acerca de escenarios hipotéticos con el potencial de causar consecuencias de
interés (eventos no deseados con impactos negativos).
El resultado debe ser una lista en forma de tabla de las situaciones peligrosas,
sus consecuencias, salvaguardas y opciones posibles para la prevención y/o
mitigación de consecuencias.
Lista de
verificación
Deben ser tan extensas como sea necesario para satisfacer la situación
específica que se analiza, debe ser aplicada de forma que permita identificar y
evaluar los problemas que requieren mayor atención.
Los resultados deben contener una lista de recomendaciones (alternativas) de
mejoras de la seguridad (reducción del riesgo).
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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¿Qué pasa sí?
/ Lista de
verificación
Al aplicar está combinación de metodologías, se deben considerar los criterios
antes descritos en particular para cada una de ellas.
Deben anexarse preguntas relacionadas con cualquier preocupación acerca de
la seguridad del proceso, que el grupo considere pertinentes.
El resultado debe ser una lista en forma de tabla de las situaciones peligrosas,
sus consecuencias, salvaguardas y opciones posibles para la prevención y/o
mitigación de consecuencias.
HAZOP
Debe identificar y evaluar riesgos en instalaciones de procesos, así como
identificar problemas de operatividad, que a pesar de no ser peligrosos, podrían
comprometer la capacidad de producción de la instalación (cantidad, calidad y
tiempo).
Los resultados deben ser una lista en forma de tabla que contenga los
hallazgos del equipo los cuales incluyen la identificación de los riesgos del
proceso, los problemas operativos, las causas, las consecuencias, las
salvaguardas y las recomendaciones.
FMEA (AMFE)
Los resultados deben ser una lista de referencia sistemática y cualitativa de
equipo, modos de falla y efectos, que incluya un estimado de los peores casos
de acuerdo a las consecuencias que resulten de las fallas individuales.
Se deben incluir recomendaciones orientadas a incrementar la confiabilidad de
los equipos para mejorar la seguridad del proceso.
FTA (AAF)
Para la aplicación de esta técnica se debe tener un entendimiento detallado
acerca del funcionamiento de la instalación y del sistema, de los diagramas
detallados y los procedimientos y de los modos de falla de los componentes y
sus efectos.
La documentación de esta técnica debe contener como mínimo:
La definición del problema
La construcción del árbol de fallas
El análisis del modelo de árbol de fallas
Los resultados
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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ÁRBOL DE
EVENTOS
Un árbol de eventos es un modelo lógico gráfico que identifica y cuantifica los
posibles resultados de un evento iniciante.
El árbol de eventos proporciona una cobertura sistemática de la secuencia de
eventos de propagación, a través de una serie de acciones de los sistemas de
protección, funciones normales de la instalación, e intervenciones del operador,
o donde ha ocurrido una pérdida de contención, a través de un intervalo de
consecuencias posibles.
Análisis de
confiabilidad
humana
El propósito principal del análisis de confiabilidad humana en un análisis de
riesgo es proporcionar valores cuantitativos del error humano para incluirlos en
el análisis de árbol de fallas y en el análisis de árbol de eventos.
Análisis de
falla de causa
común
Los propósitos del análisis de falla de causa común son (1) identificación de los
eventos de falla de causa común relevantes, (2) cuantificación de las
contribuciones de falla de causa común, y (3) formulación de alternativas de
defensa y estipulación de recomendaciones para evitar causas de falla común.
LOPA (Layer
of protection
analysis).
Análisis de capas de protección, es un método simplificado de evaluación de
riesgos que se basa en la identificación y evaluación de las diversas capas
independientes de protección que se aplican a un posible evento accidental,
Básicamente el análisis LOPA es un análisis mediante la técnica de árbol de
eventos enfocado al análisis de todas las capas de protección.
2.7 Metodología de la Investigación.
2.7.1 Tipo de estudio.
El tipo de estudio de ésta investigación es del tipo Explicativo, ya que por medio
de un estudio de riesgo en base a los sistemas de seguridad de una plataforma
marina de perforación, y de varias situaciones diferentes de riesgo, se conocerán
variables de las causas y efectos de los sistemas de seguridad especificando el
Sistema Contraincendio y el Sistema de Tablero de Control de Pozos.
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
60
2.7.2 Diseño de la investigación.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
OBJETIVO: ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO CON BASE EN EL
COSTO DE LOS EQUIPOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y EL COSTO
TOTAL DE LA PLATAFORMA, PARA CONOCER LOS TIEMPOS DE
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN Y SU RENTABILIDAD.
VARIABLES DEPENDIENTES
RIESGOS
FRECUENCIAS
CONSECUENCIAS
VARIABLES INDEPENDIENTES
SISTEMA DE TABLERO DE CONTROL DE POZOS
SISTEMA CONTRAINCENDIO
TIPO DE COSTO APLICADO A LA INVESTIGACIÓN.
SE UTILIZARÁ EL COSTO DE PRODUCCIÓN DE UNA
PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE
POZOS, EN BASE A SU PRODUCCIÓN DIARIA.
ANÁLISIS DE RIESGO.
FORMULACIONES.
INGENIERÍA ECONÓMICA ANÁLISIS DE RIESGO
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
61
2.7.3 Nacimiento de la idea.
El surgimiento del tema sobre “Los Sistemas de Seguridad de una Plataforma
Marina de Perforación de Pozos”, nació del ¿Por qué? Las plataformas de
perforación no cuentan con un Sistema de Bombas Contraincendio a Base de
Agua de Mar, ya que también en las plataformas de perforación pueden ocurrir
siniestros por alguna variable desconocida, ya que en casos de algún conato de
incendio, se tiene que esperar a que los barcos cisterna lleguen para conectarse al
sistema contraincendio para suministrar agua por medio de mangueras flexibles.
TIPO DE ESTUDIO.
EXPLICATIVO
SE CONOCERÁN VARIABLES DE LAS CAUSAS Y EFECTOS DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD ESPECIFICANDO EL SISTEMA CONTRAINCENDIO Y EL SISTEMA DE TABLERO DE CONTROL DE POZOS.
NACIMIENTO DE LA IDEA.
NACIÓ DEL ¿POR QUÉ? LAS PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN NO CUENTAN CON UN SISTEMA DE BOMBAS CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR.
SUJETO DE ESTUDIO.
PLATAFORMAS MARINAS DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
62
2.7.4 Sujeto de estudio.
Las plataformas marinas de perforación se pueden clasificar de la siguiente
manera: “Sea Pony”, “Sea Horse”, Trípode, Tetrápodo, Octápodo. [3]
Plataforma “Sea Pony”.
Instalación estructural aligerada que consta de 1 pierna y su subestructura con
3 pilotes, la cual contiene uno o dos pozos. [3]
Plataforma “Sea Horse”.
Instalación estructural aligerada que consta de 1 pierna y su subestructura
con 4 pilotes, la cual contiene uno o dos pozos. [3]
Figura 2.7 Plataforma "Sea Pony"
Figura 2.8 Plataforma "Sea Horse".
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
63
Plataforma Trípode.
Instalación que consta de 3 piernas y contiene de 4 hasta 6 pozos. [3]
Plataforma Tetrápodo.
Instalación que consta de 4 piernas y contiene de 4 hasta 6 pozos. [3
Plataforma Octápodo.
Instalación que consta de 8 piernas y contiene de 12 a 18 pozos a las
cuales se les puede adosar una estructura de hasta 6 pozos más. [3]
Figura 2.9 Plataforma "Trípode"
Figura 2.10 Plataforma "Tetrápodo"
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
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Figura 2.11 Plataforma "Octápodo"
Se utilizará una Plataforma Octápodo como sujeto de estudio ya que a partir de
2010 los “Activos” o dueños de las Plataformas Marinas de Perforación las han
estado solicitando por la capacidad de pozos, y demanda.
2.7.5 Formulaciones.
Se utilizarán métodos de Ingeniería Económica para la obtención de los futuros
resultados para así conocer el tiempo de recuperación de la inversión en base a la
producción diaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos.
Se elaborará un Análisis de Riesgo de acuerdo a los Sistemas de Seguridad de la
Plataforma Marina de Perforación para la identificación, análisis y evaluación
sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños en la instalación con la
finalidad de controlar y/o minimizar las consecuencias a los empleados, a la
población, al ambiente, a la producción y/o a las instalaciones.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
65
3. CAPITULO III. Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de
Perforación de Pozos.
3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos (TSCP).
Es un tablero local, para control y seguridad de pozos, cuya función principal es la
de permitir la operación de una manera segura la apertura de las válvulas (SSSV,
SSV, WV’s) de los pozos y enviar a un estado seguro (cierre) de estas válvulas
por acción manual o automática. [33]
Está constituido por:
Gabinete del TSCP.
Debe ser del tipo modular y contener la sección maestra, sección módulos de
control, sección de desvío y la unidad de suministro de potencia hidráulica. Debe
ser tipo 12 y debe ser construido de lámina de acero inoxidable 316L, calibre 12,
con acabado interior 2B y acabado exterior pulido espejo o también llamado
"polished/brushed”. [33]
Debe ser diseñado, con una altura máxima de 1981 mm (78 pulgadas) y contar
con puertas traseras para servicio, las cuales deben cubrir completa-mente la
altura del gabinete menos la orilla del empaque de sello. [33]
El número de puertas se debe determinar durante el diseño; el ancho de puerta no
debe exceder los 915 mm (36 pulgadas), las puertas se deben se-llar con
empaque y se deben mantener cerradas mediante cierres de 3 pun-tos para uso
pesado, las puertas traseras deben tener bisagras removibles y topes de puerta
ajustables y deben permitir contener los componentes en forma integral. Las
puertas del tablero deben tener manivelas. [33]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
66
Los componentes montados dentro o en el TCP deben estar soportados
firmemente. El TCP debe contar con orejas en la parte superior para su izaje. [33]
Sistema de control.
Debe ser tipo secuencial con enclavamientos y temporizadores neumáticos para
operar las válvulas de los pozos. [33]
Se debe diseñar para operar uno o varios pozos de doble línea de flujo (prueba y
producción). [33]
Sección Maestra.
Su función principal debe ser la de operar de manera automática y con protección
uno o todos los pozos cuando uno o todos los módulos de con-trol se desmontan
para mantenimiento. [33]
Sección módulos de control.
Su función principal debe ser la de operar normalmente de manera automática y
segura cada uno de los pozos. Las válvulas de ala WV’s y superficiales SSV’s se
deben abrir y cerrar desde el módulo de control del pozo de manera local y solo
cerrar de manera remota desde un SDMC a través del Tablero de Interfase. [33]
Sección de desvíos
Debe permitir la operación de manera manual de uno o todos los pozos. [33]
Se debe proporcionar una válvula de desvío montada al frente del tablero para
cada una de las válvulas del pozo. [33]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
67
Se debe suministrar el arreglo neumático, para facilitar el mantenimiento al
sistema de desvío de manera independiente sin afectar la seguridad y protección
del pozo o pozos. [33]
Tablero de Interfase.
Se debe diseñar y proporcionar para adherirse al TCP. En este tablero, se lleva a
cabo la conversión de señales de neumático a eléctrico. [33]
El Tablero de Interfase debe tener el tamaño en largo, profundidad y altura para
alojar la instrumentación requerida para cada pozo y debe estar conectado al
TCP.[33]
La caja del tablero de interfase debe ser nema 7 o equivalente y se debe construir
de material de aluminio libre de cobre con protección exterior de PVC e interior de
uretano, debe contener todos sus componentes en forma integral, y debe estar
soportado mediante tornillos de acero inoxidable. [33]
Unidad de suministro de potencia hidráulica.
El TCP debe contar con una unidad de suministro de potencia hidráulica a los
módulos de control, alojada en el gabinete del TCP y debe incluir lo siguiente:
Un tanque de almacenamiento hidráulico, de acero inoxidable 316L. la capacidad
del tanque de almacenamiento hidráulico debe ser el doble de la capacidad del
fluido requerido por los actuadores, con mirillas exteriores de nivel, filtro de
llenado, puerta para limpieza exterior, arrestador de flama, interruptor de bajo nivel
y válvula de drenado de 12,7 mm (½ pulgada) NPT, con respiradero. Debe ser de
fácil acceso para el llenado. [33]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
68
Dos bombas de accionamiento neumático, para el tipo de gas especificado en las
hojas de datos (una principal y otra de relevo con dispositivo para acción manual),
cada bomba se debe proporcionar con sus filtros de succión, válvulas de bloqueo
de succión y descarga, válvulas de retención de descarga y una válvula de alivio
de la presión de descarga. [33]
Cada bomba debe ser proporcionada con un regulador de control de presión
montado en el frente del TCP. [33]
El cabezal de descarga hidráulica debe estar equipado con un regulador e
interruptor neumático (piloto regulador) de baja presión, ajustado a la presión
manométrica mínima requerida para mantener abierta la válvula (SSSV), de
acuerdo a las condiciones de operación de los pozos, cuando la presión disminuya
por debajo de este valor se debe ejecutar un cierre completo de pozos. [33]
Este interruptor neumático debe ser ajustable si así lo requieren los actuadores de
la válvula sub-superficial. [33]
Tubing, accesorios y etiquetas de identificación.
El suministro del tubing y sus accesorios debe ser de acuerdo a la especificación
del proyecto. [33]
Antes de su instalación, el interior se debe limpiar con aire a presión. Se debe
instalar de manera que sea fácilmente desmontable durante las rutinas de
mantenimiento. [33]
Las trayectorias del tubing con dos (2) líneas o más se deben sujetar mediante
abrazaderas de acero inoxidable, no se permite el uso de tubería aplastada como
abrazadera o soporte del tubing. [33]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
69
Suministro de potencia del TSCP.
Debe operar con suministro eléctrico (24 VCD, 120 VCA) o neumático (gas
combustible o amargo). [33]
Requisitos de operación del Tablero de Seguridad Control de Pozos.
La función del TCP debe ser la de operar de manera segura las válvulas de cada
uno de los pozos.
Se debe contar con la función de cierre secuencial de las válvulas del pozo (WV’s,
SSV y SSSV) desde el TCP. [33]
Al frente del TCP, se debe indicar el estado cerrado-abierto y permitir la operación
por pozo de las válvulas WV’s, SSV, SSSV. Todas estas señales y acciones se
deben enviar para su monitoreo remoto al SDMC de la instalación, como se indica
en la tabla 3.1. [33]
Tabla 3.1 Señales y acciones para el monitoreo y apertura/cierre de pozos.
Señales y acciones
Monitoreo Apertura
/ Cierre Cierre
Presión Nivel Posición
Actuador Local SDMC SPE
L C L C L C
Bajo nivel líquido en tanque
hidráulico LSL X X
Baja presión fluido de potencia
PSL X X
Cierre de todos los pozos X X
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
70
L = Indicación en Tablero de Control de Pozos (Local) Local = Activado Localmente.
C = Indicación en Cuarto de Control (SDMC) Remota = Activado desde Cuarto de Control
(SDMC).
Las válvulas SSSV¨s solo son aplicables a las instalaciones marinas.
La operación de las válvulas del pozo deben ser a falla segura, es decir, las
válvulas SSSV, SSV, WV’s deben cerrar bajo una pérdida de presión del fluido de
potencia. [33]
Las funciones de seguridad del TSCP, se deben desarrollar mediante una
secuencia de cierre de pozos por paro de emergencia por acción o señal local, o
señal remota proveniente del SIS (Sistema Instrumentado de Seguridad) de la
instalación (en caso de existir el SIS), si el paro es iniciado por este último, las
válvulas SSSV, SSV, WV’s deben permanecer cerradas hasta que se restablezca
el paro por emergencia, como se indica en la tabla 8. [33]
Estado del Paro de Emergencia
(Desactivado/Activado). X
Restablecimiento de pozos
(listo para abrir) X X
Actuadores de todas las
válvulas X X
Alta presión en bajante (prueba
o producción) PSH X
Baja presión en bajante (prueba
o producción) PSL X
Válvula de Ala (WV) Abrir/Cerrar X
Válvula de Seguridad Superficial
(SSV) Abrir/Cerrar X X
Válvula de Seguridad Sub-
superficial (SSSV*)
Abrir/Cerrar
X
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
71
Tabla 3.2 Funciones de Seguridad del TCP.[33]
Efecto
Cierre
de todas
las
SSSV’s
Cierre
de todas
las
SSV’s
Cierre
de todas
las WV’s
Cierre
de
SSSV’s
por pozo
Cierre
de SSV
por pozo
Cierre
de WV
por pozo
Restableci
miento para
apertura de
pozos
Causa
Accionamiento estación manual ESS/TSE en el TCP local.
X X X
Accionamiento estaciones manuales de paro ESS.
X X X
Paro por Emergencia (por señal del SPE).
X X X
Detección de fuego local (sistema de tapón fusible).
X X X
Baja presión suministro neumático PSL por módulo.
X X X
Baja presión suministro hidráulico PSL.
X X X
Alta presión bajante (prueba o producción) (por pozo) PSH.
X X X
Baja presión bajante (de prueba o producción (por pozo) PSL.
X X X
Cierre de pozo desde TCP local (por pozo).
X X X
Cierre de todos los pozos desde TCP local.
X X X
Accionamiento de Restablecimiento del paro por emergencia (Local/SPE).
X
Las válvulas SSSV´s solo son aplicables a instalaciones marinas. [33]
Para el caso de las instalaciones marinas, la secuencia de cierre de los pozos se
debe realizar en la siguiente forma:
a) Cierre de las Válvulas de Ala (WV’s).
b) Cierre de la Válvula de Seguridad Superficial (SSV).
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
72
c) Cierre de la Válvula de Seguridad Sub-superficial (SSSV).
Para el caso de las instalaciones terrestres, la función de cierre solo aplica a los
incisos a) y b)
El TSCP debe permitir regular, el tiempo de cierre de la WV y la SSV, y el tiempo
de la secuencia de cierre de la SSV y SSSV. [33]
Para el caso de las instalaciones marinas, la secuencia de apertura de pozos, se
debe ejecutar con base al procedimiento de apertura de pozos establecido por el
área usuaria, en la siguiente forma:
Apertura de la (SSSV) a través del TSCP local. - Apertura de la (SSV). - Apertura
de las (WV´s). [33]
Figura 3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos. [33]
3.2 Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar.
Debido a los riesgos de incendio que se presentan en las instalaciones costa
afuera y al existir dificultad en el suministro de agua dulce, es requerido el
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
73
aprovechamiento de agua de mar, de tal forma que permita implantar un sistema
para la contención, control y extinción de incendios. [32]
Filosofía de operación de las bombas contraincendio.
En condiciones normales, la red contraincendio se debe presurizar mediante las
bombas reforzadoras. [32]
Las bombas reforzadoras (jockey), deben arrancar con la señal del interruptor de
baja presión (PSL) y parar con la señal de alta presión (PSH), los cuales se deben
fijar de acuerdo a lo siguiente:
Si la presión en la red contraincendio baja 10 por ciento de la presión de operación
del sistema, la bomba reforzadora que esté lista para operar, debe arrancar en
forma automática, de acuerdo a la posición del selector (principal/relevo). [32]
El paro se efectúa cuando se tenga la presión de operación del sistema. [32]
Si la presión en la red continúa bajando hasta 10 por ciento por abajo de la presión
de arranque de la bomba reforzadora, la primer bomba contraincendio principal
debe arrancar en forma automática. [32]
Cinco segundos después, si el interruptor de presión de la segunda bomba
contraincendio (o de relevo) no obtiene el valor de presión de operación del
sistema, dicha bomba contraincendio debe arrancar en forma automática. [32]
Desde la interfase hombre-máquina, el operador puede activar cada una de las
bombas contraincendio, tanto principal como de relevo, enviando la señal a través
de la unidad de procesamiento remoto a cada uno de los controles locales
respectivos de las bombas contraincendio. [32]
El paro del accionador de cada una de las bombas contraincendio debe ser
manual y se debe llevar a cabo mediante el botón de paro en su respectivo tablero
de control local. [32]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
74
Como resultado del análisis de riesgo de carácter genérico, no se considera la
necesidad de la instalación de bombas contra incendio en las plataformas satélites
después del retiro del equipo de perforación. [32]
3.3 Bombas de Agua Contraincendio.
Tipo de bombas.
Deben ser de tipo centrífugo. Las bombas principales deben ser verticales tipo
turbina, de uno o más pasos, como se requiera, y lubricadas por agua de mar (el
mismo líquido bombeado). Las bombas reforzadoras de presión (jockey) de agua
deben ser verticales tipo turbina. [32]
Cantidad de bombas.
El diseño del sistema de agua contraincendio debe considerar la instalación de
una bomba principal, una de relevo y dos bombas reforzadoras de presión. La
bomba principal se debe accionar por motor eléctrico y la de relevo con motor de
combustión interna (diesel). [32]
Capacidad.
Las bombas principales se deben seleccionar de acuerdo a la capacidad requerida
por el diseño del sistema de agua contraincendio y el gasto nominal indicado en la
siguiente tabla:
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
75
Características de bombas
Tabla 3.3 Características de Bombas.
Se permite tubería de DN (NPS) diferente al DN (NPS) de la brida de succión de la
bomba.
Aplica solamente para la porción de la tubería de succión.
DN Diámetro nominal (Sistema Internacional).
NPS Nominal Pipe Size (Diámetro nominal de tubería).
Diseño.
Debe cumplir con lo siguiente:
La carga neta positiva de succión disponible (NPSHA) debe ser mayor a la carga
neta positiva de succión requerida (NPSHR), en al menos 600 mm (2 pies). [32]
La sumergencia del segundo impulsor de las bombas verticales tipo turbina, debe
ser como mínimo 3 m (10 pies), por abajo del nivel de bombeo de agua. [32]
Gasto nominal de la
bomba m3/s (gpm)
Succión1,2 DN
(NPS)
Descarga1 DN
(NPS)
Válvula de relevo
DN (NPS)
Descarga de la Válvula
de relevo DN (NPS)
0,032 (500) 125 (5) 125 (5) 75 (3) 125 (5)
0,047 (750 150 (6) 150 (6) 100 (4) 150 (6)
0,063 (1 000) 150 (6) 150 (6) 100 (4) 200 (8)
0,079 (1 250) 200 (8) 200 (8) 150 (6) 200 (8)
0,095 (1 500) 200 (8) 200 (8) 150 (6) 200 (8)
0,126 (2 000) 250 (10) 250 (10) 150 (6) 250 (10)
0,158 (2 500) 250 (10) 250 (10) 150 (6) 250 (10)
0,189 (3 000) 300 (12) 300 (12) 200 (8) 300 (12)
0,221 (3 500) 300 (12) 300 (12) 200 (8) 300 (12)
0,252 (4 000) 300 (12) 300 (12) 200 (8) 350 (14)
0,284 (4 500) 350 (14) 350 (14) 200 (8) 350 (14)
0,316 (5 000) 350 (14) 250 (14) 200 (8) 350 (14)
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
76
La tubería de la columna de bombeo se debe diseñar y fabricar en tramos no
mayores de 3 m (10 pies) y con los extremos bridados, no son aceptables los
tramos de tubería de columna roscados. [32]
Las velocidades críticas de la flecha de la bomba, deben tener un margen de ± 25
por ciento de la velocidad de operación, la cual debe cubrir todo el rango de
operación de la bomba. [32]
Los sellos mecánicos se pueden utilizar solo con la aprobación de PEMEX. [32]
Materiales. Las bombas se deben fabricar con los materiales indicados en la
siguiente tabla:
Tabla 3.4 Materiales para Bomba tipo Turbina.
No. Parte de la Bomba Materiales ASTM o equivalente
Bronce al Aluminio Acero Inoxidable Acero Superduplex
1 Boquilla de descarga
B 148 aleación UNS
C95800 o UNS C95500
A 351/A 351 M Gr.
CF8M (UNS J92900)
A 351/A 351M Gr.
CK3MCuN (UNS
J93254)
A 995/A 995M Gr. 6A
(UNS J93380)
A 890/A 890M Gr. 4A
(UNS J92205)
2 Tazón(es)
3 Impulsor(es)
4 Anillos de desgaste de
tazones e impulsores
5 Cojinetes de la bomba
6
Carcasa o boquilla de
succión
de la bomba
7 Flecha de la bomba B 150 aleación UNS
C63000
A 479/A 479M aleación
UNS S31803
A 479/A 479M aleación
UNS S32750
8
Colador o filtro en la
succión
de la bomba
B 150/B 150M aleación
UNS C62400
(3)
A 240/A240M aleación
UNS S31803
(4)
A 240/A 240M aleación
UNS S32760
(4)
9
Coples y tramos de
flecha de
columna para bombas
lubricadas con agua
B 150 aleación UNS
C63000
A 479/A 479M aleación
UNS S32750 o UNS
S31803
A 182/A 182M Gr. F 55
(UNS S32760)
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77
10
Coples y tramos de
flecha de
columna para bombas
lubricadas con aceite
(1) A 182/A 182M Gr. F51
(UNS S31803)
11 Tramos de tubería de
columna
B 315 aleación UNS
C63020
A 790/A 790M aleación
UNS S31803
A 789/A 789 M aleación
UNS S31803
A 790/A 790M aleación
UNS S32750
A 789/A 789 M aleación
UNS S32750
12
Tramos de camisa
tubular
(bombas lubricadas
por
aceite)
B 315 aleación UNS
C63020
A 789/A 789M aleación
UNS S31803
A 790/A 790M aleación
UNS S31803
A 790/A 790M aleación
UNS S32750
A 789/A 789 M aleación
UNS S32750
13 Cojinetes de flecha de
columna
B 148 aleación UNS
C95800 o UNS C95500
(2)
A 351/A 351M
Gr.CF8M (UNS
J92900)
(2)
A 351/A 351M Gr. CK-
3MCuN (UNS
J93254)
A 995/A 995M Gr. 6A
(UNS J93380)
A 890/A 890M Gr. 4A
(UNS J92205)
(2)
14
Centradores de flecha
de
columna
B 148 aleación UNS
C95800
o UNS C95500
A 479/A 479M
Aleación UNS S31803
A 479/A 479M aleación
UNS S32750
15
Centradores de
camisa
tubular para bombas
lubricadas con aceite
16 Cabezal de descarga
A 351/A 351M Gr.CF-
8M (UNS J92900)
A 351/A 351M Gr.
CK3MCuN (UNS
J93254)
A 995/A 995M Gr. 6A
(UNS J93380)
A 890/A 890 M Gr. 4A
(UNS J92205)
17
Cojinete de cabezal de
descarga
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78
3.4.Tablero de Control de Bomba Contraincendio.
Gabinete metálico, que contiene equipo eléctrico y electrónico que se utiliza para
controlar de manera predeterminada el arranque y paro del motor a diesel de la
bomba contraincendio. [32]
Debe constar de un controlador lógico programable (PLC), tener capacidad de
programación, auto diagnosticar fallas, contar con puertos de comunicación RS
485 para protocolo MODBUS RTU para envío/recepción de información hacia la
UPR (unidad de procesamiento remoto)del sistema para gas y fuego. [32]
La bomba con motor a diesel debe tener su propio tablero de control. [32]
El sistema de arranque del motor debe tener dos opciones: manual y automático,
cada uno de estos debe tener dos usos: local y remoto. El local se debe ubicar en
el tablero de control dentro del patín y el remoto en el cuarto de control principal.
Únicamente al exceder la velocidad del motor diesel debe parar la bomba. [32]
Figura 3.2 Tablero de Control del paquete de bomba contraincendio GA‐2999A.
El tablero de control local (de la bomba con motor a diesel) debe tener la
instrumentación, señalización, indicación y alarmas siguientes:
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Amperímetro.
Voltímetro
Tacómetro.
Horómetro.
Indicador de temperatura del agua de enfriamiento.
Indicador de presión de aceite de lubricación.
Alarma por alta temperatura del agua de enfriamiento.
Alarma por baja presión de aceite de lubricación.
Paro por sobre velocidad.
Regulador de velocidad.
Indicador de temperatura de aceite de lubricación.
Indicación visible de control en posición automática.
Falla de la máquina para arrancar automáticamente.
Falla en las baterías (carga y operación), si se tiene arranque eléctrico (cada
controlador debe ser suministrado con un indicador visible para cada batería).
Alarma por baja presión de aire para arranque, si se tiene arranque neumático.
Bajo nivel de combustible en el tanque de la unidad.
Las alarmas deben ser audibles y visibles, el tablero de control debe tener las
siguientes salidas hacia la UPR (unidad de procesamiento remoto) para gas y
fuego:
Alarma de bomba en operación.
Selector manual/automático/fuera de operación.
Falla del controlador o de la máquina.
Paro por sobre velocidad.
Alarma por alta temperatura en las chaquetas de enfriamiento.
Alarma por baja presión de aceite.
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80
3.5.Red de agua contraincendio.
El diámetro de la tubería principal y sus ramales debe tener la capacidad de
distribución efectiva de la descarga máxima de diseño de las bombas
contraincendio operando simultáneamente. [32]
Debe consistir de un anillo principal con ramales para alimentar a todos los
equipos y dispositivos para combate de incendio y que esté ubicada en la parte
superior de la primera cubierta de la plataforma por rutas perimetrales en áreas
libres de riesgos para evitar daños debido al fuego o explosión. [32]
El diámetro de la tubería que forma el anillo, no debe ser menor de DN (diámetro
nominal) 200 (NPS 8) ni mayor de DN 300 (NPS12), el cual se determina a partir
del cálculo del riesgo mayor. [32]
El equipo contraincendio solo se debe usar para combate de incendios, conatos
de incendio y sus pruebas específicas; no se permiten conexiones ajenas a este
servicio. [32]
El número y posición de los equipos fijos de protección contraincendio, tales como
hidrantes, monitores, gabinetes de manguera, debe ser tal, que dos chorros de
agua a presión no procedan del mismo equipo, y cubran el área a proteger. [32]
De acuerdo al cálculo hidráulico, se deben colocar válvulas reguladoras de presión
en la tubería antes que en los equipos contraincendio, para evitar que la presión
represente un riesgo al personal que maneja el equipo, por seguridad del equipo
mismo y evitar golpes de ariete en la tubería. [32]
Se deben colocar hidrantes, monitores o estaciones de manguera (gabinetes o
carretes) o una combinación de ellos de acuerdo al riesgo esperado y a las
condiciones especificas de la instalación. [32]
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81
Figura 3.3 Instalación de líneas de fibra de vidrio para la Red Contraincendio.
Monitores.
Se debe definir la ubicación de los monitores para proteger áreas o lugares
inaccesibles por equipos manuales como las mangueras contraincendio. Se deben
utilizar para manejar agua o solución de agua-espuma; también, pueden ser
sustituto de los sistemas fijos de diluvio, y proporcionar una descarga de chorro
directo y niebla, con un alcance mínimo a chorro directo de 30 m (100 pies) a una
presión de 689 kPa (100 lb/pulg2). [32]
Cada monitor debe girar 360° sobre su eje horizontal y 120º mínimo sobre su eje
vertical, y con mecanismo de bloqueo para fijarlo en la posición seleccionada. [32]
Deben ser de apertura manual o automática y con operación remota o local.
Los monitores que son actuados remotamente se deben ubicar de modo que no
impidan las rutas de escape. [32]
Cualquier monitor que se opere remotamente debe tener un control local manual
en la válvula de accionamiento. [32]
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
82
Figura 3.4 Sistema de monitoreo.
Válvula de accionamiento para hidrante
Debe estar certificada por UL o equivalente para servicio contra incendio. [32]
Válvula de diluvio.
Accesorio de control de flujo de agua contraincendio que contiene agua corriente
arriba hasta recibir una señal de apertura que puede ser manual, neumática o
eléctrica, debido a la detección de fuego liberando el agua corriente abajo hacia
los sistemas de protección contraincendio constituidos por boquillas de aspersión.
[32]
Válvula de diluvio para el sistema de tubería seca
Para los sistemas fijos de aspersión que se utilicen para protección:
En área que proporcione una cobertura general sobre tuberías y equipos que
manejan hidrocarburos.
Con una cobertura específica a equipo critico, como recipientes y cabezales.
De miembros estructurales.
Del personal durante la evacuación mediante cortinas de agua para reducir la
radiación térmica y controlar el movimiento del humo.
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83
Válvula de alarma para sistema de tubería húmeda.
Es para los sistemas fijos de rociadores automáticos para protección
contraincendio en plataformas habitacionales mediante agua pulverizada a
presión. [32]
El fluido de empacado de la tubería en el sistema no debe ser agua de mar. [32]
Se deben considerar válvulas de purga en la parte superior de la línea que
permitan a cada parte del sistema ser drenado, para eliminar el aire que se
encuentra en los sistemas llenos de agua. También, incluir válvulas de drenaje en
la tubería después de la válvula de alarma para eliminar el agua salada y
posteriormente ser empacada con agua dulce. [32]
Para sistemas de rociadores dependiendo de la magnitud del riesgo se debe
dividir el sistema con su instrumentación correspondiente, para que cada sección
del sistema se pueda monitorear, indicando cual es la que está funcionando. Se
debe suministrar el equipo como paquete, que incluya tubería, dispositivos y
accesorios del arreglo “trim” de la válvula. [32]
Boquillas de aspersión de agua.
El gasto requerido de agua, así como la localización, la orientación y el DN (NPS)
de las boquillas para el equipo o área de riesgo a proteger deben estar en función
del diseño. [32]
Para el cálculo de la cantidad de boquillas de aspersión de agua, se debe
considerar la siguiente tabla:
Tabla 3.5 Selección de la densidad de aplicación del agua[32].
Área / equipos Densidad de aplicación del
agua m3 • s -1 /m2(gpm/pie2) Comentarios
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84
Área de pozos/
cabezales/trampas de
diablos
3,4 x 10-4 (0,5) 6,3 x 10-3 m3/s (100
gpm) por pozo
Bombas/compresores 3,4 x 10-4 (0,5)
Tanques de
almacenamiento
presurizados
3,4 x 10-4 (0,5)
Tanques de
almacenamiento
atmosférico
3,4 x 10-4 (0,5)
Estructuras Verticales y
horizontales 1,7 x 10-4 (0,25)
Turbinas 1,7 x 10-4 (0,25)
Rutas de escape y
evacuación 3,4 x 10-4 (0,5) Cortina de agua
El tipo de boquilla seleccionada y su localización, debe cumplir con el cálculo
hidráulico y el propósito del sistema de diluvio durante el evento del fuego y las
condiciones ambientales que pueden ocurrir. [32]
Figura 3.5 Tipos de boquillas aspersoras. [32]
3.6.Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego
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85
La naturaleza de los procesos y operaciones que se realizan en las instalaciones
de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, implican riesgos de
ocurrencia de incidentes industriales; destacando por su magnitud los de explosión
e incendio que tengan su origen en fugas de hidrocarburos líquidos o gaseosos,
así como aquellos derivados de la presencia de atmósferas contaminadas con
productos tóxicos que ponen en riesgo la integridad del personal, infraestructura y
medio ambiente.[34]
Tabla 3.6 Tipos de detección utilizados en instalaciones costa afuera y terrestres [34].
TIPOS DE DETECCIÓN Y PRINCIPIOS DE OPERACIÓN
De Flama:
Ultra Violeta (UV) Infrarrojo (IR)
Combinación UV/IR
IR multi espectro
Óptico – Visual
Detectores de gas y/o vapores
Combustibles:
Infrarrojo
Oxidación Catalítico
Trayectoria abierta
Oxígeno (O2):
Electroquímico.
Hidrógeno (H):
Oxidación catalítica De Humo:
Fotoeléctrico
Iónico
Combinación
iónico/fotoeléctrico
Combinación calor/fotoeléctrico
Tóxico (H2S):
Electroquímico.
Trayectoria abierta
Otros gases presentes en
los centros de trabajo:
Alquiluros de Aluminio
(ALCH3)n
Cloro (Cl)
Amoniaco (NH3)
Óxido de Etileno (C2H4O)
Acrilo Nitrilo (CH2=CHCN)
Dicloroetano (CH3CH3Cl2)
De Temperatura:
Termoestático
Termovelocimétrico
De mezcla eutéctica. Tapón
fusible.
Tóxico (HF)
Electroquímico
Tóxico (HCN)
Electroquímico
Bióxido de carbono (CO2 ):
Infrarrojo.
Se debe contar con un estudio detallado para que durante el diseño, construcción,
instalación y operación del sistema de detección y alarma se cumpla en orden de
prioridad con los siguientes objetivos:
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86
Seguridad e integridad del personal que labora en las instalaciones a proteger. Protección al medio ambiente. Protección a las instalaciones. Minimizar costo y tiempo perdido por las consecuencias de un potencial
siniestro. Ubicación de los componentes del sistema.
3.7.Tipos de detectores.
Detectores de Fuego.
El tipo y cantidad de detectores de fuego con sensores de energía radiante y con
sensores ópticos, se deben determinar en base a las características de diseño del
detector y a la identificación de peligros y evaluación de riesgos, incluyendo las
características de combustión, velocidad de crecimiento del incendio, aumento del
rango del fuego, condición de infraestructura, condiciones ambientales, posibles
fuentes de falsas alarmas y la capacidad de los equipos de extinción. [34]
Figura 3.6 Detector de Fuego.
Detectores de Flama.
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87
Se clasifican en ultravioleta, infrarrojo de longitud de onda única, infrarrojo
ultravioleta o infrarrojo de longitud de onda múltiple y óptico. [34]
Detector de Flama (UV/IR).
Debe detectar la radiación ultravioleta e infrarroja producida por un fuego en el
ambiente, por medio de foto-sensores independientes para cada una de las dos
bandas requeridas. [34]
El elemento sensor debe funcionar basándose en el principio fotoeléctrico, a
través del procesamiento dinámico de la señal en las bandas ultravioleta e
infrarrojo y utiliza una señal combinada para indicar la presencia de fuego. [34]
El detector debe tener elementos sensibles a la radiación UV e IR y la electrónica
asociada, tres relevadores y los bloques terminales roscados para el cableado. [34]
El dispositivo debe contar con tres indicadores de estados visibles de operación:
Tabla 3.7 Indicadores de operación. [34]
Color Estado Condición
Verde Encendido fijo Operación normal
Verde Apagado Sin energía eléctrica
Ámbar Fijo Falla del detector
Rojo Fijo Presencia de flama
3.8.Detector de Flama Ultravioleta (UV).
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88
El detector debe estar equipado con capacidad de prueba manual y automática de
integridad óptica. Debe tener salida analógica de 0-20 mA, para determinar: falla
general, falla de suministro de energía, falla de integridad óptica, valor de la
variable, operación normal y alarma por fuego. [34]
El campo de visión deberá ser con un mínimo de 90º.
Responde a la radiación en el rango espectral de 0,185 a 0,260 micrones de la
banda UV, buscando patrones específicos al de una flama, para confirmar fuego.
[34]
3.9.Detector de Flama Infrarrojo (IR).
El detector debe estar equipado con capacidad de prueba manual y automática de
integridad óptica. Debe tener salida analógica de 0-20 mA, para determinar: falla
general, falla de suministro de energía, falla de integridad óptica, valor de la
variable, operación normal y alarma por fuego. [34]
El campo de visión deberá ser con un mínimo de 90º.
Responder a la radiación en el rango de 4,4 micrones, buscando patrones
específicos de parpadeo, al de una llama, para confirmar fuego. [34]
Detector de Flama IR Triple.
El detector de flama de múltiple longitud de onda aplica en interiores y en
exteriores, detecta flama a largas distancias, haciendo uso de tres bandas
seleccionadas en el rango del IR entre 4,0 y 5,0 micrones. El ángulo del campo de
visión debe ser de 90º. [34]
La sensibilidad típica de este tipo de dispositivo es localizar como mínimo a una
distancia de 50 m. (164,041 pie) fuegos de gasolina con un área de 0,093 m2 (1
pie2). [34]
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89
El detector usa la tecnología de microprocesadores para analizar las longitudes de
onda IR detectadas, así como información térmica de múltiples fuentes de
combustión, para posteriormente relacionarlas entre sí con patrones de flama pre-
programados, minimizando falsas alarmas. [34]
Detector de Flama Óptico.
A base de sensores de imágenes, el cual analiza la imagen de salida desde un
arreglo de CCTV, con la forma o la figura de una flama y de su movimiento a
través de un patrón de reconocimiento, utilizando un proceso avanzado de
algoritmos de señales que se utiliza para distinguir fuegos de fuentes comunes de
alarmas. Cada Unidad proporciona información de video local y señales de alarma
de fuego ó de falla al equipo de Control Central. [34]
Cada detector opera en forma autónoma e incorpora dentro de una unidad
sencilla, un sistema integrado de CCTV; Procesos de Señales Digitales y
Algoritmos Programados procesan imágenes de video e interpretan las
características de la flama. [34]
Detector de Humo.
Fundamental en la detección temprana de incendios, con cámaras sensibles que
utilizan diferentes principios de operación para detectar la presencia de partículas
de combustión (humo), visibles o invisibles que se desprenden en incendios,
activando las alarmas audibles y visibles, para brindar el tiempo que se determine
para que el personal evacue las instalaciones antes de que se propague el fuego y
activarse los sistemas de supresión. [34]
Detector de Humo tipo Iónico.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
90
Este dispositivo se debe utilizar en áreas cerradas, registra incendios rápidos con
flamas, son sensibles a partículas invisibles producidas por la mayoría de los
incendios de flama. Son menos sensibles a partículas de mayor tamaño,
característica de la mayoría de los incendios sin flama. [34]
Deben contar con una cámara típica de ionización que consiste de dos placas
eléctricamente cargadas y una fuente radioactiva para ionizar aire entre dichas
placas. [34]
Estos detectores son del tipo:
a) Detección de humo por cámara típica de ionización.
b) Detección de humo por doble cámara de ionización.
Detector de Temperatura.
Este dispositivo se utiliza para detectar el calor en rangos de temperatura
predeterminados. [34]
Las áreas que deben ser protegidas con detectores de calor son las cocina,
comedor, trincheras para cableado cámara plena y áreas de turbo maquinaria
principalmente. [34]
Éstos pueden ser activos y/o pasivos:
Activos son los que llevan a cabo una acción para combatir el fuego
(rociadores) de acuerdo a ISO 13702.
Pasivos, no actúan, únicamente envían una señal al sistema de gas y fuego.
Detectores de gas.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
91
Se emplean para monitorear y detectar oportunamente la presencia y la
acumulación de gases tóxicos y/o combustibles en la atmósfera de las
instalaciones, y así evitar riesgos potenciales al personal e instalaciones a través
de los sistemas de alarmas audibles y visibles. [34]
Detector de gas combustible.
El detector debe supervisar continuamente la concentración de gas combustible
en áreas abiertas, enviando una señal al sistema de gas y fuego para la activación
de alarmas audibles y visibles cuando exista una concentración determinada. [34]
Entre los detectores de gas combustible (llamados por aplicación detectores de
mezclas explosivas) se aplican de dos tipos: infrarrojos y catalíticos. Debe tener un
rango de medición de 0 a 100 por ciento LEL del gas ó vapor combustible de
interés y consumir una potencia máxima de 3,5 W para el caso de los catalíticos.
[34]
El equipo detector debe estar compuesto por dos dispositivos principales: sensor y
transmisor. El transmisor procesa la señal proveniente del sensor y la reproduce
como una señal eléctrica, ya sea proporcional a la condición de calibración del
EPM (Elemento Primario de Medición) o como un indicativo de alarma.
Debe contar con un sensor tipo IR o catalítico con equipo protector contra polvo y
agua (salpicaduras), además de ser encapsulado en acero inoxidable 316, para
prevenir fallas en la electrónica por condensación en las instalaciones eléctricas.
[34]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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92
Figura 3.8 Detectores de combustible.
Detector de gas combustible-infrarrojo.
Este dispositivo, es usado en atmósferas potencialmente explosivas. El principio
de detección por infrarrojos ofrece alta velocidad de respuesta. Consiste de un
sensor y un transmisor integrados dentro de una unidad. [34]
Detector de gas combustible-catalítico.
El sensor debe operar por medio del principio de celda catalítica con un rango de
medición de 0-100 por ciento LEL de explosividad. [34]
Detectores de gas tóxico.
Estos dispositivos pueden ser para ácido sulfhídrico, ácido fluorhídrico, ácido
cianhídrico u otros gases. [34]
El detector debe tener la capacidad: para fijar al menos dos puntos para activar la
alarma de baja y alta concentración. [34]
Los puntos de ajuste y calibración para las alarmas de baja, alta se deben realizar
en campo de acuerdo al procedimiento del fabricante del dispositivo. [34]
Detectores para Ácido Sulfhídrico (H2S).
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
93
Debido a la presencia de ácido sulfhídrico en áreas de proceso se debe contar con
detectores para este gas, ya que si se llega a inhalar, es peligroso por su alta
toxicidad. [34]
El elemento sensor debe ser específico para este gas, con baja interferencia y que
opere bajo el principio de celda electroquímica y por difusión. [34]
El detector debe supervisar continuamente la concentración de gas sulfhídrico en
áreas abiertas o enclaustradas, debe ser de alta sensibilidad y consumir poca
energía. [34]
Detector de gas hidrógeno
El sensor debe operar por medio del principio de celda catalítica con un rango de
medición de 0-100 por ciento LEL de explosividad. [34]
Debe contar con una pantalla local de cristal líquido (LCD) integrada al equipo
para verificar su funcionamiento y contar con indicadores locales tipo LED´s
(Diodo emisor de luz) para alarma y falla. Debe contar con despliegue de
mensajes para indicar continuamente el nivel de gas hidrógeno detectado en el
área, con identificación automática de fallas, señales de salida para conexión con
la unidad de control respectiva y auto diagnóstico, como:
Baja concentración de gas hidrógeno 20% LEL (limite bajo de explosividad)
equivalente (configurable en campo).
Alta concentración de gas hidrógeno 40% LEL equivalente (configurable en
campo).
Falla del detector de gas hidrógeno.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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94
Otros gases (CO2, CO, O2, SO2 u otros)
El elemento sensor debe ser específico para el gas tóxico en particular a detectar
y que opere de acuerdo a las características del gas. [34]
El instrumento debe detectar el rango permisible en ppm de acuerdo al gas que se
está detectando. Debe tomarse en cuenta el tiempo de respuesta, de acuerdo a
los niveles de concentración que pongan en riesgo al personal. [34]
Operar en rango de voltaje de 18 a 30 V c.c (24 V c.c nominal) y proporcionar una
salida de 0-20 mA proporcional a la concentración del gas. [34]
Los puntos de ajuste para las alarmas de baja y alta concentración se deben
realizar en campo en el detector de acuerdo al procedimiento del fabricante del
dispositivo y a los requerimientos del área usuaria. [34]
Figura 3.9 Detector de Gas Tóxico [34]
Alarmas
Las alarmas para alertar al personal pueden ser sonoras y luminosas,
proporcionando la información necesaria sobre la anomalía detectada para cada
tipo de riesgo, con distintos tonos y luces diferentes. [34]
La alarma sonora debe tener la capacidad de ser silenciada por el personal
autorizado una vez que haya confirmado el alcance de la emergencia, mientras
que la alarma luminosa permanecerá activada durante todo el evento, hasta que
se restablezca a las condiciones normales. [34]
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95
Se debe contar con un sistema de señalización (audible/visible) del sistema de
alarmas que permita al personal identificar la ubicación de una emergencia de
manera rápida y precisa, e indicar el estado del equipo de emergencia o de las
funciones de seguridad contra incendio que podrían afectar la seguridad de los
ocupantes en caso de incendio. [34]
El sistema de alarma debe de activarse automáticamente, cuando el sistema de
gas y fuego identifica un posible acontecimiento peligroso, esta activación puede
ser por zona o en la totalidad de la instalación, la activación de las alarmas
también se puede hacer por medio de estaciones manuales localizadas en número
suficiente en lugares dentro de la instalación. [34]
Figura 3.10 Sistema de Gas y Fuego.
3.10.Sistemas de supresión de fuego a base de agente limpio para cuartos
de control.
Agente Limpio.
Dentro de las principales características de este tipo de agente extintor es que no
conduce la electricidad, es volátil y no deja residuos después de su aplicación. Por
lo anterior, es ideal para su uso en cuartos de control.
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96
Tabla 3.8 Características de Agente Limpio en Cilindros.
Agentes limpio
en cilindros.
Máxima densidad
de llenado
Kg/m3 (lb/pie3)
Presión mínima de
trabajo KPa
(lb/pulg2)
Presión total @ 294.3
K (70°F) Kpa
(lb/pulg2)
HFC-227ea
Ó
FM-200
1153.3 (72.0) 3447.4 (500) 2482.1 (360)
Las características de máxima densidad de llenado y presiones deben ser
conforme al fabricante, el cual debe presentar sus certificados de llenado, tal y
como se señala:
Tabla 3.9 Características de máxima densidad de llenado y presiones de agente limpio.
Agente
Limpio Aplicación Condiciones o restricciones Comentarios
HFC-
227ea
Aceptable,
sujeto a las
condiciones
de uso
indicadas.
Donde la evacuación de un área no se
pueda completar en menos de 1
minuto, la concentración del agente
limpio no debe exceder el 9.0 por
ciento de cardio toxicidad NOAEL.
Donde la evacuación de un área se
completa entre 30 segundos y 1
minuto, la concentración del agente
limpio no debe exceder el 10.5 por
ciento de cardio toxicidad LOAEL. Las
concentraciones de HFC-227ea
mayores del 10.5 por ciento, sólo se
permiten en áreas normalmente no
ocupadas, donde el usuario asegure
que el personal pueda evacuarse en
30 segundos.
La concentración de diseño
comparativa basada en
pruebas del quemador de
copa es aproximadamente
del 7.0 por ciento, por lo que
es probable que su cardio
toxicidad LOAEL sea mayor
del 10.5 por ciento. La EPA
acepta un valor de 10.5 por
ciento como su LOAEL.
Aceptable para utilizarlo en
áreas normalmente
ocupadas.
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97
El usuario debe asegurarse que ninguna persona sin protección ingrese al área
durante la descarga del agente limpio. [34]
3.10 Extintores contraincendio portátiles de polvo químico seco y de bióxido
de carbono.
La selección de extintores de incendios, para una situación dada, será
determinada por la aplicación de los siguientes factores. [34]
Tipo de incendio más probable que ocurra:
Tamaño de incendio más probable que ocurra
Los peligros en el área donde el fuego es más probable que ocurra
Equipo eléctrico energizado en las proximidades del fuego
Las condiciones de temperatura ambiente
Tipos de fuegos que se pueden presentar en una Plataforma de perforación
marina.
Fuego tipo A. Son los fuegos de los materiales de combustible ordinario, tales
como madera, ropa, papel, goma y plásticos. [34]
Fuego tipo B. Son los fuegos de líquidos inflamables, líquidos combustibles,
grasas de petróleo, aceites, pinturas, solventes, alcoholes y gases inflamables. [34]
Fuego tipo C. Son los que involucran equipo eléctrico. [34]
Extintor de Polvo Químico Seco Portátil.
Clases de polvo químico seco.
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98
Bicarbonatos de sodio
Bicarbonato de potasio
Fosfato mono amoniaco
Capacidad: De 0.700 gr. a 14 kg.
Composición:
Bicarbonato de sodio y potasio para fuegos de clase “B” y “C”.
Fosfato mono amónico para fuegos “A”, “B” y “C”.
Tiempo de descarga: De 15 a 20 segundos.
Alcance: De 5 a 8 m. en su primer disparo.
Extintor de Polvo Químico Seco Montado sobre Ruedas.
El extintor móvil o sobre ruedas de dos partes, es un cilindro metálico grande en
que se almacena el agente extintor (polvo químico seco) y un cilindro donde se
almacena el agente propulsor (nitrógeno), está montado sobre ruedas debido a su
peso para un traslado más fácil. [34]
Como ya se vio, existen 3 clases de polvo químico seco elaborados a base de
bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio y de fosfato de mono amoniaco. [34]
Capacidad: De 25 a 800 kg.
Tiempo de descarga: Aproximadamente 180 segundos.
Alcance: De 8 a 10 metros.
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99
Extintor de bióxido de carbono (CO2).
El bióxido de carbono está contenido en un estado líquido, almacenando en un
cilindro metálico a temperatura por debajo de 31 °C. El extintor consta de un
contenedor cilíndrico a presión, un tubo sifón y una válvula de descarga. El cambio
rápido de estado líquido a gaseoso que sucede al salir CO2por la boquilla de
descarga, produce un efecto refrigerante que convierte el 30% aproximadamente
del líquido en sólido (hielo seco), el cual se sublima convirtiéndose nuevamente en
gas. Conocido también como gas carbónico, hielo seco o por fórmula CO2es
capaz de reducir los grados del calor y desplazar el oxígeno provocando la
sofocación, este gas es nulo extinguiendo materiales sólidos en incendios
ocurridos en espacios exteriores, ya que se diluye en la atmósfera y su capacidad
de extinción se limita a unos cuantos segundos. [34]
En espacios interiores donde no hay ventilación al desplazar el oxígeno puede
producir asfixia, a este gas se le ha dado usos específicos en donde están
instalados equipos delicados y sofisticados como equipos de cómputo. [34]
Este tipo de extintores está construido con acero para soportar una presión hasta
de 900 lb/pulg2(63 kg/cm2). [34]
Los extintores portátiles los encontramos con dos diferentes formas de operación.
1. El extintor de presión contenida (presurizado) contiene solo una cámara en la
que se alojan los dos agentes. Propulsor (nitrógeno) y agente extinguidor
(polvo químico). [34]
2. El extintor de presión externa o de cartucho consta de una cámara grande
donde se almacena el agente extintor (polvo químico) y una pequeña donde se
aloja el propulsor (nitrógeno de bióxido de carbono). [34]
Polvos químicos secos.
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100
Son los agentes extintores más usuales, se cuenta con:
BC: Su base es el bicarbonato de sodio (blanco).
PURPURA K: Su base es el potasio.
SUPER K: Su base es el bicarbonato de potasio.
Este polvo absorbe las partículas del fuego restándoles oxígeno y cortando la
flama. Sin embargo las mismas partículas al estar en contacto directo con el fuego
se van destruyendo y esto impide que se forme una capa y puede haber reignición
por lo que su acción en fuegos de la clase (A) es nula. [34]
Polvo químico seco tipo (ABC).
Su acción frente al fuego es diferente a la de los otros polvos pues al contacto con
el fuego la vitrifica para formar una capa sobre el combustible y no permite el paso
del oxígeno sofocándolo, además en presencia del calor sufre una reacción
endotérmica es decir, reduce los grados de calor y rompe las reacciones en
cadena. [34]
Figura 3.11 Extintor de Polvo Químico Seco tipo ABC.
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Figura 3.12 Extintor de Polvo Químico Seco de Presión Contenida.
Polvos especiales.
Estos materiales no deben confundirse con polvos químicos secos por ser
preparados para combatir el fuego de metales pirofóricos de manera específica. [34]
PIRENE G-1 METAL WARD.
LITH-XTBM-LIQUID.
LITH-X-POWERFOUDRY FLUX
MEX LX
Los polvos anteriores se pueden emplear materiales comunes como asbesto,
arena, cloruro de sodio, grafitico en polvo, en incendios de metales no porofóricos
(son aquellos materiales sólidos, líquidos o gaseosos que en desprendimiento de
grandes cantidades de luz y calor). [34]
Los extintores de polvo químico seco están elaborados con bicarbonato de sodio,
bicarbonato de potasio y mono fosfato de amonio. Los primeros dos se usan para
combatir fuegos de la clase B y C, cuando los combustibles sean líquidos,
semilíquidos, grasas y equipos electrónicos y eléctricos. El último se emplea
contra fuegos de la clase A, B y C. [34]
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102
El polvo químico seco se envasa en extintores portátiles y fijos. Los equipos
portátiles se suministran de dos tipos: con caucho o cápsula exterior y los de
presión contenida y con capacidad para 9kg. (20 lb.) Cada uno. [34]
Extintor de Polvo Químico Seco Montado sobre Ruedas.
En este tipo de extintor la presión para expulsar el polvo seco es suministrada por
un cilindro de nitrógeno. La boquilla de este tipo de extintor está provista de
tuberías diseñadas para operar en dos posiciones. Una en forma de abanico
(niebla), en la que se descarga un volumen grande de polvo a baja velocidad. En
la otra posición se obtiene un alcance 2 o 3 veces mayor que en la primera
posición. [34]
Este tipo de extintor se puede usar en incendios de gran intensidad, que dificultan
el acercamiento, o en incendios en los que resulto difícil el acceso por existir
obstáculos. [34]
Figura 3.13 Extintor de Polvo Químico Seco sobre ruedas. [34]
Extintor de bióxido de carbono.
Está compuesto de tres partes principales:
1. Un cilindro de acero para contener en bióxido de carbono a alta presión.
2. Una válvula que evita la salida de gas del cilindro.
3. Una manguera con corneta.
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103
Figura 3.13 Extintor de Bióxido de Carbono [34]
El bióxido de carbono a la temperatura y presión atmosféricas es un gas, que pesa
una y media veces más que el aire. Puede transformarse en líquido por medio de
presión. [34]
Es muy eficaz en fuegos de la clase B y C. Hay de varios tamaños 5, 10, 15, 20,
50, 67, y 75 lb. El tamaño indica el número de libras de CO2que contiene y debido
a la alta presión del CO2el carbono se encuentra en forma líquida. Su alcance del
extintor de CO2es de 2 a 3 metros en forma líquida. [34]
Su alcance del extintor de CO2esde 2 a 3 metros de forma horizontal y de 1.5 en
forma vertical y en los móviles de 5 metros, pero para mejores resultados se debe
usar lo más cerca posible del fuego. Su uso se considera higiénico, se recomienda
para incendios en maquinaria eléctrica como tableros, ya que cuando se evapora
no deja rastros. [34]
El tiempo de descarga es de aproximadamente 3 segundos por libra.
3.11.Muro Contraincendio.
El requerimiento de la implementación de muros contra incendio, se origina debido
a los eventos probables de derrame y fuga de hidrocarburos, con consecuencias
de fuego y explosión en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y sus
Organismos Subsidiarios. [29]
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104
Estos dispositivos tienen como objetivo contener e impedir la propagación del
fuego y/o una onda expansiva, mediante la utilización de materiales resistentes al
fuego, permitiendo así el aislamiento, confinamiento y aseguramiento de áreas de
alto riesgo en plataformas marinas e instalaciones terrestres. [29]
Los muros contraincendio deben diseñarse para soportar y mantener sus
características de integridad estructural durante una exposición al fuego directo
ocasionado por la combustión de los hidrocarburos que se encuentran presentes
en las instalaciones petroleras. [29]
Deben tener la rigidez estructural que soporte una onda expansiva generada por
una explosión. Así mismo se deben considerar otras cargas, como las cargas
sísmicas o diferentes presiones debidas al viento que pueden regir el diseño.
Deben construirse con materiales que resistan condiciones ambientales extremas,
tales como: corrosión, salinidad, temperatura, humedad, ataque de insectos o
microorganismos y sin favorecer al desarrollo de hongos. [29]
Deben ser prefabricados en secciones o módulos que faciliten su colocación sin
alterar o modificar los arreglos de tuberías, equipos de proceso, accesorios o
estructuras de acero críticas como soportes o vigas en plataformas marinas e
instalaciones terrestres existentes.
Los muros deben ser resistentes a la vibración constante originada por equipo
dinámico, tales como tuberías, moto generadores, equipos de perforación,
potabilizadoras, grúas, compresores, entre otros. [29]
Clasificación de muros contra incendio
La clasificación de un muro se evalúa con base en sus propiedades de resistencia
al fuego durante un periodo de tiempo determinado, antes de que presente
disminución en sus propiedades físicas. [29]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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105
Existen dos características fundamentales en la clasificación de los muros contra
incendio, una de ellas es el tiempo durante el cual los materiales de construcción,
mantienen sus propiedades de estabilidad e integridad, y la otra es el periodo de
resistencia al fuego durante el cual el aislamiento térmico mantiene sus
propiedades aislantes antes de degradarse. [29]
Tabla 3.10 Clasificación de Muros Contraincendio [29]
Clasificación Estabilidad e integridad
(minutos) Aislamiento térmico
H-120 120 120
H-60 120 60
H-0 120 0
Características de resistencia al fuego
La letra "H" en la clasificación, indica que el sistema debe estar probado para
resistir un fuego generado por hidrocarburos a una temperatura de por lo menos 1
423.15 K; 1 150 °C (2 102 °F), durante un periodo de 2 horas, sin presentar
cambios en sus propiedades de estabilidad e integridad. [29]
H-0: Muro contra incendio para fuego generado por hidrocarburos,
manteniendo su estabilidad estructural e integridad de sus propiedades físicas
durante un periodo de 2 horas.
H-60: Muro contra incendio para fuego generado por hidrocarburos,
manteniendo su estabilidad estructural e integridad de sus propiedades físicas
durante un periodo de 2 horas y un aislamiento térmico de 60 minutos.
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106
H-120: Muro contra incendio para fuego generado por hidrocarburos,
manteniendo la estabilidad estructural e integridad de sus propiedades físicas
durante un periodo de 2 horas y un aislamiento térmico de 120 minutos.
Diseño por viento en plataformas marinas de perforación.
Todos los muros contra incendio deben ser diseñados para resistir cualquier
fenómeno atmosférico con velocidades máximas de viento. Estas velocidades con
tiempo promedio de una hora, están referidas a 10 metros SNMM (sobre el nivel
medio del mar). [29]
Los muros contra incendio deben contar con un sistema de apoyo o soporte que
transmita las fuerzas generadas por la acción del viento sobre ellos, hacia
elementos estructurales con la suficiente capacidad para absorber estas cargas
sin sufrir deformaciones excesivas y sin que se rebasen las propiedades
mecánicas del material. [29]
Tabla 3.11 Propiedades Mecánicas del Acero Inoxidable [29]
Propiedades mecánicas Valores
Resistencia a la tensión 515 MPa mínimo
Límite elástico 205 MPa mínimo
Alargamiento en 50 mm 40 por ciento mínimo
Dureza Rockwell “B” 95 grados máximo
a) Muro tipo "H-0". Para este tipo de muros las caras metálicas deben ser
construidas de un acero inoxidable serie 316 que reúna las propiedades
químicas y mecánicas.
Tabla 3.12 Composición Química del Acero Inoxidable
Elemento químico Porcentaje máximo en peso
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Carbono 0,08
Manganeso 2
Fósforo 0,045
Azufre 0,03
Silicio 0,75
Cromo 16 a 18
Níquel 10 a 14
Nitrógeno 0,1
Molibdeno 2 a 3
b) Muro tipo "H-60". Para este tipo de muro "H-60" las caras metálicas deben ser
construidas de un acero inoxidable que reúna las propiedades químicas y
mecánicas definidas en la tabla 1 y 2.
El aislamiento térmico, contenido entre las dos caras metálicas de los muros tipo
“H-60”, debe tener como función principal el atenuar el nivel de radiación térmica
en ambas caras del muro. [29]
El muro “H-60” debe integrar un aislamiento térmico para 1 hora de servicio, las
especificaciones de este aislamiento deben cumplir los parámetros indicados en la
tabla siguiente. [29]
Tabla 3.13 Especificación del aislante para Muros tipo “H‐60”
Propiedades Valor requerido
Temperatura de cara fría 413, 15 K, 140 °C (284 °F) máximo
Temperatura de servicio 727, 15 K; 454 °C ( 849.2 °F) máxima (*)
Densidad 160 kg/m3máxima
Espesor de prueba 2,54 cm mínimo (**)
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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108
Conductividad térmica a una
temperatura (k) media de:
297
311
366
422
477
533
W/m2 K máxima (coeficiente de transferencia de
calor):
0,036
0,039
0,049
0,062
0,079
0,101
(*) Valor a partir del cual, se inicia la degradación del aislamiento térmico sin perder sus
propiedades aislantes durante 60 minutos.
(**) El valor de espesor indicado en la tabla, corresponde al espesor de la probeta de
prueba para la determinación de la conductividad térmica, no es un espesor de diseño.
Muro tipo "H-120". Para este tipo de muro "H-120" las caras metálicas deben ser
construidas de un acero inoxidable que reúna las propiedades químicas y
mecánicas definidas en las tablas 1 y 2.
El aislamiento térmico, contenido entre las dos caras metálicas de los muros tipo
“H-120”, debe tener como función principal el atenuar el nivel de radiación térmica
en ambas caras del muro. El muro “H-120” debe integrar un aislamiento térmico
para 2 horas de servicio, las especificaciones de este aislamiento deben cumplir
los siguientes parámetros. [29]
Tabla 3.14 Especificación del aislante para Muros tipo "H‐120"
Propiedades Valor requerido
Temperatura de cara fría 413, 15 K; 140 °C (284 °F) máximo
Temperatura de servicio 922, 15 K; 649 °C (1 200.2 °F) máxima (*)
Densidad 192 kg/m3 máxima
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Espesor de prueba 2,54 cm mínimo (**)
Conductividad térmica a una
temperatura (K) media de:
297
311
366
422
477
533
589
649
W/m2 K máxima (coeficiente de transferencia
de calor):
0,036
0,039
0,049
0,060
0,076
0,092
0,108
0,124
(*) Valor a partir del cual se inicia la degradación del aislamiento térmico, sin perder sus
propiedades aislantes durante 120 minutos, como el tiempo requerido para este tipo de
muros.
(**) El valor de espesor indicado en la tabla, corresponde al espesor de la probeta de
prueba para la determinación de la conductividad térmica, no es un espesor de diseño.
Características de resistencia a la onda expansiva.
El escenario de explosión debe desarrollarse como parte del análisis de riesgo, en
donde se establezcan el tamaño de la nube de vapor, los valores de sobrepresión
generados y la duración de la explosión. Así mismo, se deben desarrollar las
curvas de tiempo-presión para poder determinar las cargas por explosión, como se
muestra en la figura. [29]
Los muros contra incendio que se instalen en cualquier instalación ya sea nueva o
existente, deben tener la capacidad de resistir la onda expansiva o de
sobrepresión que por diseño, cubra estrictamente los valores resultantes del
análisis de riesgo. [29]
En el caso de explosiones que ocurran en áreas no confinadas, el valor de
sobrepresión esperado es de 0,7 bar, con una duración de 20 milisegundos. Para
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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110
el caso de explosiones en áreas parcialmente confinadas, la onda de sobrepresión
generalmente alcanza un valor de 1 bar, con una duración de 30 milisegundos.
En cualquier caso tanto el valor de sobrepresión seleccionado, como su duración,
deben sustentarse con el estudio de riesgo específico para cada instalación. [29]
Figura 3.14 Curva de Presión‐Tiempo para estimar las cargas de explosión Fuente: API‐RP"A‐WSD. [29]
3.12.Equipo Autónomo de Respiración.
Actualmente existe una diversidad de equipos autónomos de respiración en el
mercado nacional e internacional, sin embargo, Petróleos Mexicanos requiere de
estándares adecuados a las actividades que se desempeñan en los diversos
organismos, con la finalidad de proteger la integridad física de sus trabajadores.[36]
3.13.Equipo de Respiración Autónomo (SCBA)
Aparato utilizado para el suministro de aire respirable, independiente del aire del
medio ambiente, el cual está diseñado para ser portado por el usuario, y cuenta
con los siguientes componentes: pieza facial de cara completa, reguladores de
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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111
reducción de presión, alarmas de baja presión, arnés para portar el equipo, cilindro
para contener y suministrar el aire comprimido, manómetros e indicadores
luminoso de presión y alertas. [36]
SCBA de Circuito Abierto
Equipo de respiración autónoma, que tiene la característica especial de desalojar
la exhalación hacia el ambiente a través de una válvula de exhalación
independiente colocada en la pieza facial. En éste tipo de equipo la exhalación no
es reutilizada, así la presión de aire dentro del cilindro va disminuyendo mientras
el equipo autónomo es utilizado. [36]
SCBA de Presión Positiva
Esta es una característica de funcionamiento de los Equipos Autónomos de
Respiración, ya que se refiere a que siempre existirá una presión positiva dentro
de la pieza facial, es decir, el flujo de aire dentro de la máscara, nunca permitirá
que la presión sea igual o menor a la presión atmosférica alrededor de la pieza
facial; siempre existirá una presión ligeramente mayor dentro de la pieza facial
creando una presión positiva. [36]
Tabla 3.15 Componentes del Equipo Autónomo de Respiración. [36]
Componentes Descripción
Pieza Facial de Cara
Completa
Es un respirador de cara completa que forma parte
integral del equipo de respiración autónoma, y que por
su configuración brinda sello facial a toda la cara del
usuario. Entre sus principales componentes se
encuentran, visor, válvulas “check” de exhalación y de
inhalación independientes una de la otra, diafragma
parlante, copa nasal y arnés para sujetar a la cabeza.
Componente Cualquier material, parte o sub-ensamblaje
suministrado como requerimiento de protección, para
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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112
ser usados en la construcción o para la operación del
equipo autónomo de respiración.
Cilindro de Almacenamiento
de Aire Respirable
Recipiente presurizado que forma parte integral del
equipo autónomo de respiración y en el cual se
almacena el aire de respiración.
Regulador de Presión
Mecanismo que forma parte integral del equipo de
respiración autónoma, utilizado para la reducción de la
presión de aire de respiración.
Accesorio
Cualquier artículo, fabricado y suministrado para ser
usado con el equipo autónomo de respiración, que aún
cuando forma parte de él, no es necesario para la
función principal del equipo.
Alarmas de Baja presión
Dispositivos que forman parte integral del equipo de
respiración autónoma cuya función es avisar al usuario
cuando el aire contenido en el cilindro de
almacenamiento está llegando a su fin.
Figura 3.15 Equipo de Respiración [36]
Tipos de Equipos Autónomo de Respiración de circuito abierto:
Tipo “A”
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113
Equipo para atención en servicios de emergencia para protección respiratoria del
personal durante operaciones de combate de incendios, rescate, materiales
peligrosos, incidentes terroristas y operaciones similares, donde los productos de
combustión, deficiencia de oxigeno, partículas, productos tóxicos u otras
atmósferas inmediatamente peligrosas para la vida y la salud que existe o podrían
existir en la escena del incidente. [36]
Estos equipos deben contar con mecanismos de emergencia de trasvase de aire
para rescate, sin tener que dejar de usar el equipo, alarmas audibles en el equipo
y visuales en la pieza facial que indican baja presión de aire o estado de alerta por
alguna condición adversa al usuario como la falta de movimiento. [36]
Estos equipos y accesorios deben ser resistentes a atmósferas químicas,
biológicas, radiológicas y nucleares. [36]
Tipo “B”
Equipo para ingreso en áreas con deficiencia de oxígeno, ó emergencias con
atmósfera contaminada por materiales con peligro inmediato para la vida y la
salud.
Debe contar con mecanismos de emergencia para trasvase de aire sin tener que
dejar de usar el equipo, alarmas audibles en el equipo y visuales en la pieza facial
que indica baja presión de aire. Además, todos los componentes de este equipo
deben ser de materiales resistentes a exposiciones de agentes químicos. [36]
Componentes de los Equipos Autónomos de Respiración Tipo “A” y “B”.
Cilindro de Aire de Respiración.
Los cilindros podrán requerirse en las siguientes presentaciones:
De 15.2 mPa (2216 psig), 1.27 m3 (45 ft3) con manómetro. (30 minutos de
duración Aprox.)
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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114
De 31.0 mPa (4500 psig), 1.27 m3 (45 ft3) con manómetro. (30 minutos de
duración Aprox.)
De 31.0 mPa (4500 psig), 2.49 m3 (88 ft3) con manómetro. (60 minutos de
duración Aprox.)
El cilindro debe tener un manómetro en su base junto a la válvula de alimentación,
el cuál debe indicar el contenido de presión de aire en su interior. Así como una
válvula de alivio para evitar el sobrellenado. [36]
Pieza Facial de Cara Completa.
La pieza facial debe estar fabricada en hule natural modificado ó material
elastomérico, con alta resistencia térmica, química y que sea hipoalergénico, con
diseño que permita lograr un sello facial que mantenga una presión positiva entre
la cara y la pieza facial.
La pieza facial debe contar con un mecanismo para pasar del aire del cilindro al
aire atmosférico y viceversa, sin necesidad de retirarse la pieza facial.
La pieza facial debe incluir un sistema de comunicación de voz, que como mínimo
transmita el 80% de la voz a 1.5 metros, por medio de un diafragma parlante
mecánico; dicho mecanismo debe poder sumergirse completamente en agua para
su limpieza. [36]
Arnés portador.
El armazón soporte arnés portador de la espalda debe ser de material
termoplástico, aluminio, o una combinación de ambos, ergonómico, ajustable a
la persona, ligero y confortable, diseñado para proteger los componentes
neumáticos y electrónicos del equipo contra atmósferas peligrosas, incendios y
golpes. Debe contar con elementos de sujeción para rescate del usuario.
Debe contar con una almohadilla de soporte lumbar ergonómica, de material
retardarte a la flama.
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115
Las correas de ajuste de la cintura y hombros deben ser de material
inherentemente resistente a la flama. [36]
Alarmas y señalizaciones
El Equipo Autónomo de Respiración debe contar con alarmas indicadoras de
término de presión de aire, que nos debe indicar el final del tiempo de servicio.
Cada alarma indicadora debe constar de un mecanismo de detección y un
dispositivo de alarma. Los dos tipos requeridos son: neumático y electrónica
visual.
Alarma neumática audible de 80 a 110 dB sonora, Tiene como función
advertir al usuario que el contenido de aire del cilindro es bajo, y se activa al 25
% de contenido de aire.
Alarma visual en la pieza facial dentro o fuera, con luces indicadoras de
presión. La pantalla debe contar con luces tipo LED que indique la cantidad de
aire remanente en el cilindro, las cuales se irán apagando a intervalos de un
cuarto de decrementos de contenido total de aire en el cilindro, excepto el
último cuarto, el cual mantendrá la alerta con destellos intermitentes. Debe
utilizar para su funcionamiento pilas alcalinas ó recargables de tipo AA, AAA, C
ó D convencionales de fácil disponibilidad y no debe ser necesario utilizar
herramientas especiales para su reemplazo. [36]
Mangueras y conectores.
El equipo debe contar con dos tipos de mangueras para suministro de aire del
cilindro de respiración, las cuales deben ser:
Manguera de alta presión. Que lleva el aire del cilindro al regulador de
primera etapa y que está fabricada en neopreno de alta resistencia a la presión
y con una capa de material retardante a la flama y resistente a agresiones
químicas y del medio ambiente. Esta manguera se puede omitir si el regulador
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
116
de primera etapa reduce directamente de alta a baja presión el sistema y será
sustituida por una de baja presión.
Manguera de baja presión. Que lleva el aire del regulador de primera etapa al
de segunda etapa, fabricada en silicón o neopreno resistente a la flama y
agresiones químicas del ambiente. [36]
Reguladores.
El equipo debe contar con dos reguladores que proporcionen el siguiente servicio:
Regulador de primera etapa, reduce la presión existente en el cilindro a rango
de intervalo de 551.58 a 965.27 kPa (80 a 140 psig), debe contar con válvula
de seguridad para alivio en caso de sobre presión.
Regulador de presión positiva a presión-demanda de segunda etapa, debe
proveer de 0 a 85 mm. de H2O (columna de agua) y debe contar con válvula
de paso directo independiente del mecanismo de presióndemanda, así como la
accesibilidad de retirarse sin retiro de la pieza facial, con aditamento soporte
para sujeción del regulador; éste regulador debe de ser capaz de mantener
siempre una presión positiva dentro de la máscara, y deberán ser resistentes a
atmósferas químicas, biológicas, radiológicas y nucleares.
El regulador debe contar con un dispositivo de conexión rápida. [36]
Manómetro de operación
El equipo debe contar con un manómetro visible el cual indica la presión del
cilindro; para verificación instantánea del usuario, este debe de ser independiente
de cualquier otra alarma. [36]
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
117
3.14.Equipo de Bomberos.
La ropa de protección personal debe garantizar condiciones seguras y cómodas al
personal en la actividad laboral y deben cumplir con los requisitos mínimos de
seguridad para el cual fueron diseñados.[35
Todas las prendas y los trajes, deben cumplir los requisitos de NFPA 1971 edición
2007 “Norma para los conjuntos de protección contra fuego en estructuras y
aproximación al fuego” o equivalente en su última edición, pero el chaquetón y
pantalón deben tener además un desempeño superior en el Rendimiento de
Protección Térmica (TPP), el cual no debe ser menor a 40 cal/cm2 y la Pérdida
Total de Calor (THL) no debe ser menor a 250 W/m2, y las cintas reflejantes
deben tener un Coeficiente Mínimo de Retro reflexión igual o superior a 400
cd/lux/m2. [35]
Figura 3.16 Equipo de Bomberos.
Materiales de construcción
La tela de la capa exterior, los componentes del forro de la ropa y traje de
protección personal contra incendio, ganchos de sujeción y arillo “D”, cintas
reflejantes y cierres entre otros. [35]
No se aceptan materiales reciclados.
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
118
Los dispositivos de apertura y cierre rápido deben ser resistentes a la flama
(Flame Resistance: Método de prueba para la resistencia a la flama de los textiles
ASTM D6413 o equivalente). [35]
Especificaciones del traje para combate de incendios en estructuras.
Pemex debe seleccionar el material requerido y las opciones de construcción, de
los indicados en la presente norma. [35]
Barrera contra la humedad
La barrera contra la humedad debe ser construida de una película laminada de bi-
componente incorporando PTFE laminado a una membrana de base aramida. [35]
Barrera Térmica
La barrera térmica debe consistir de al menos dos capas, una de aramida 100 por
ciento, cosida con hilo de aramida a un acolchonado (capitonado) de la misma
fibra. No es aceptable espuma o arafill en la barrera térmica. [35]
Construcción del chaquetón
Todas las dimensiones en la presente norma se basan en un chaquetón estándar,
el cual se clasifica con 116,84 cm (46 pulg.) en el pecho, pueden variar para otros
tamaños según se requiera. [35]
Cuerpo del chaquetón
Puede ser construido de tres a cinco partes por separado que consisten en:
-Dos partes delanteras y una parte trasera.
-Dos partes delanteras, dos laterales y una parte trasera unidas en una sola pieza.
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
119
Mangas
Las mangas deben ser diseñadas y construidas, ergonómicamente. La
construcción debe asegurar que no permita la entrada de agua al interior de la
manga cuando se tengan los brazos levantados. [35]
Para asegurar el forro se deben coser al tejido de la muñequera en la orilla del
pozo de agua, dos tiras de aramida de 2,5 cm de largo, con broche de presión
metálico hembra. Como mínimo con dos broches de presión hembra, que deben
hacer juego con los broches de presión macho en la manga del forro. [35]
Muñequeras y pozo de agua
El interior de los extremos de la manga (puños) debe terminar en una muñequera
de tejido de doble grosor elástica y autoajustable de fibra 100 por ciento aramida,
de 10,1 cm (4 pulg) de largo. Estas muñequeras deben ser cosidas a un pozo de
agua de 7,62 cm (3 pulg) de longitud como mínimo, del material la capa exterior,
formando una barrera de agua entre la muñequera y la manga. [35]
Las muñequeras y la configuración del pozo de agua deben evitar que el agua y
escombros penetren entre la capa exterior y el forro interior cuando se levantan los
brazos. [35]
Figura 3.17 Muñequeras.
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
120
La muñequera se debe configurar de acuerdo a lo siguiente (seleccionar uno):
Muñequera con lazo para sujeción al dedo pulgar.
Figura 3.20 Muñequera con Lazo.
Muñequera (sin lazo para sujeción al dedo pulgar) mas guanteleta tipo
mitón, de fibra 100 por ciento aramida, con orificio para dedo pulgar (doble
muñequera).
Figura 3.21 Muñequera sin Lazo.
Cuello y tapa boca
El cuello debe consistir de dos capas de tela de la capa exterior con una capa de
barrera contra humedad y barrera térmica entre estas. El cuello debe ser de un
mínimo de 7,5 cm (3 pulg) de alto. La barrera contra la humedad debe continuar
con 1,9 cm (3/4 pulg) debajo de la línea del cuello. [35]
El tapa boca debe consistir de dos capas de tela de la capa exterior con una capa
de barrera contra la humedad entre estas. El tapa boca debe ser de 10,16 cm (4
pulg) por 25,4 cm (10 pulg) cosido con costura doble al lado derecho o izquierdo
del bajo cuello ya segurado cuando no esté en uso mediante dispositivo de
apertura y cierre rápido. [35]
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121
Dispositivo de rescate para personal contra incendio caído (DRD)
Todos los chaquetones deben ser equipados de un dispositivo desplegable de
rescate para contra incendio caído. El dispositivo debe consistir en una correa de
para-aramida, de 3,81 cm colocada entre el forro y la capa exterior, formando un
lazo alrededor de los hombros. [35]
La manija del arnés debe ser situada fuera del chaquetón, y debe permanecer
oculta debajo de una solapa de material de la capa exterior cuando no esté en
uso. Se debe aplicar cinta reflejante a las letras DRD (Dispositivo de rescate para
personal contra incendio caído) para permitir la fácil identificación de su ubicación
en condiciones de poca luz. Los extremos traslapados cosidos de las correas de
para-aramida, se deben probar para al menos 8006,8 N (1800 lb fuerza). [35]
Bolsas
Debe tener un bolsillo interior en el forro, del lado izquierdo, de al menos
22,86x21,59 cm (9x8 ½ pulg). El bolsillo debe ser construido del mismo material
de la barrera térmica. [35]
Bolsillos para radio
Debe tener una solapa con espacio para antena en los laterales izquierdo y
derecho y con un dispositivo de apertura y cierre rápido para ajuste. El bolsillo de
radio debe ser equipado de un ojal para el drenaje. [35]
Cintas reflejantes
La cinta reflejantes se debe coser al chaquetón usando costura de seguridad del
tipo 301, en los bordes de la cinta reflejante. La cinta reflejante debe ser colocada
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
122
consistentemente y ambos extremos deben estar alineados cuando son cosidos
alrededor de las mangas y del cuerpo del chaquetón. [35]
Seleccionar color:
Amarillo lima fluorescente /plata/amarillo lima fluorescente
Amarillo lima fluorescente
La colocación de la cinta reflejante debe ser configurada con una banda
alrededor del antebrazo de cada manga del chaquetón, una banda horizontal a
través de la parte superior de la espalda, una banda alrededor de la
circunferencia entera del dobladillo del chaquetón y una banda horizontal a
través del pecho. [35]
Se debe costurar en la espalda de los chaquetones, un parche de la misma tela de
la capa exterior con el símbolo-logotipo de Pemex bordado con hilo de aramida. [35]
Figura 3.22 Traje para combate de incendios. [35]
Construcción del pantalón
Nota: Todas las dimensiones en este apartado de la norma se basan en
pantalones regulares que se clasifican según su talla. [35]
Cuerpo del pantalón
El pantalón debe tener un diseño ergonómico, con un tiro (costura de la
entrepierna a la cintura. Debe tener botones de metal en la cintura (cuatro
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123
adelante y cuatro atrás) para unirse a las lengüetas de los tirantes, o el tipo de
sujeción requerido de acuerdo a los tirantes solicitados. [35]
Bolsillos
Debe tener dos bolsillos tipo fuelle completo o semifuelle de al menos 25.4x25.4
cm (10x10 pulg), con 5,08 cm (2 pulg) de profundidad del fuelle y solapa de
10.16x26.03 cm (4x10 ¼ pulg). La solapa debe ser asegurada en la posición de
cerrado con tiras de 5,08x5,08 cm (2x2 pulg) de dispositivo de apertura y cierre
rápido o mediante broche de presión de uso rudo resistente a la corrosión. [35]
Cada bolsillo debe tener dos ojales para drenaje. Cada bolsillo se debe reforzado
con presillas de refuerzo en los puntos de tensión. [35]
Cintas reflejantes
La cinta debe consistir en una banda simple reflejante cosida con costura de
seguridad por la orilla de la alrededor de la parte más baja de la pierna.
Se debe usar un sistema de alineación para asegurar que la cinta reflejante se
coloque apropiadamente y que ambos extremos de la banda estén alineados
cuando se cosen alrededor de la pierna. [35]
El tipo, ancho y color de la cinta reflejante debe ser el mismo que el especificado
para el chaquetón. [35]
Figura 3.23 Pantalón para Combate de Incendios [35]
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
124
Letras y/o números.
Las letras y/o los números reflexivos para permitir la identificación de cada ropa
deben ser de 7,62 cm (3 pulg), costurados a la ropa. Las letras y/o los números
deben ser de color amarillo lima fluorescente o rojo naranja fluorescente. [35]
Aramida.- Fibra polimérica (meta-aramidas) resistente a la flama.
Mitón.- Especie de guante de punto, que solo cubre desde la muñeca inclusive
hasta la mitad del pulgar y el nacimiento de los demás dedos.
3.15.Balsas salvavidas.
Construcción de las balsas salvavidas
Toda balsa salvavidas estará fabricada de modo que pueda resistir 30 días de
exposición a la intemperie a flote, sea cual fuere el estado de la mar. [35]
La balsa salvavidas estará construida de tal manera que si se la lanza al agua
desde una altura de 18 m, tanto la balsa como su equipo sigan funcionando
correctamente.
Si la balsa ha de ir estibada a una altura de más de 18 m por encima de la
flotación correspondiente a la condición de calado mínimo en agua de mar, será
de un tipo que haya sido sometido con resultados satisfactorios a una prueba de
caída desde una altura por lo menos igual a la de estiba. [35]
La balsa salvavidas habrá de poder resistir, hallándose a flote, saltos repetidos
dados sobre ella desde una altura mínima de 4,5 m por encima de su piso tanto
con su capota abatible armada como sin armar.
La balsa salvavidas y sus accesorios estarán construidos de manera que sea
posible remolcar la balsa a una velocidad de hasta 3 nudos en aguas tranquilas,
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
125
cargada con su asignación completa de personas y su equipo, y con una de sus
anclas flotantes largada. [35]
La balsa salvavidas irá provista de una capota abatible que proteja a los
ocupantes de la exposición a la intemperie y que quede automáticamente
levantada cuando la balsa sea puesta a flote. Dicha capota reunirá los requisitos
siguientes:
Dará aislamiento contra el calor y el frío, ya mediante dos capas de material
separadas por un espacio de aire, ya por otros medios igualmente eficaces; se
proveerán los medios necesarios para impedir la acumulación de agua en el
espacio de aire.
El interior será de un color que no ocasione molestias a los ocupantes.
Cada entrada estará claramente indicada e irá provista de medios de cierres
ajustables y eficaces que puedan abrirse fácil y rápidamente desde el interior y
el exterior de la balsa, de modo que hagan posible la ventilación e impidan la
entrada de agua de mar, el viento y el frío.
En las balsas salvavidas que puedan dar cabida a más de ocho personas,
habrá por lo menos dos entradas diametralmente opuestas.
Dejará penetrar en todo momento aire suficiente para los ocupantes, incluso
con las entradas cerradas.
Irá provista por lo menos de una murilla.
Llevará los medios precisos para recoger agua de lluvia
Tendrán la altura suficiente para que los ocupantes puedan sentarse en todas
las partes cubiertas por ella.
Capacidad mínima de transporte y masa de las balsas salvavidas
No se aprobará ninguna balsa salvavidas cuya capacidad de transporte, calculada
de conformidad con lo prescrito en las reglas 39.3 ó 40.3, sea de menos de seis
personas. [35]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
126
A menos que la balsa salvavidas haya de ponerse a flote con un dispositivo
aprobado que cumpla con lo prescrito en la regla 48 y no se exija que sea portátil,
la masa total de la balsa con su envoltura y su equipo no excederá de 185 kg. [35]
Accesorios de balsa salvavidas
La balsa llevará guirnaldas salvavidas bien afirmadas alrededor de su exterior y de
su interior. [35]
La balsa salvavidas irá provista de una boza resistente de longitud igual por lo
menos al doble de la distancia que haya entre la posición de estiba y la flotación
correspondiente a la condición de calado @nimo en agua de mar o 15 m, si esta
segunda magnitud es mayor. [35]
Balsas salvavidas de pescante
Además de cumplir con las prescripciones precedentes, toda balsa salvavidas
destinada a ser utilizada con un dispositivo aprobado de puesta a flote:
Habrá de poder resistir, llevando su asignación completa de personas y su
equipo, un golpe lateral contra el costado del buque a una velocidad de
impacto de al menos 3,5 m/s, y una caída al mar desde una altura mínima de 3
m sin sufrir daños que afecten a su funcionamiento.
Irá provista de medios que permitan arrimarla a la cubierta de embarco y
mantenerla firmemente en esa posición mientras se realiza el embarco.
Toda balsa salvavidas de pescante que lleven los buques de pasaje estará
dispuesta de modo que su asignación completa de personas pueda embarcar en
ella rápidamente. [35]
Equipo
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
127
El equipo normal de toda balsa salvavidas será el siguiente:
Un pequeño aro flotante sujeto a una rabiza flotante de por lo menos 30 m de
longitud.
Un cuchillo de hoja fija y mango flotante, sujeto por una piola y estibado en un
bolsillo del exterior de la capota abatible, cerca del punto en que la boza esté
sujeta a la balsa; además, la balsa autorizada a llevar 13 personas o más irá
provista de un segundo cuchillo, que no necesitará ser de hoja fija.
Si se trata de una balsa autorizada a llevar 12 personas como máximo, un
achicador flotante; si se trata de una balsa autorizada a llevar 13 personas o
más, dos achicadores flotantes.
Dos esponjas.
Dos anclas flotantes provistas de estacha a prueba de socolladas y de cabo
guía, una de ellas de respeto y la otra penitentemente sujeta a la balsa de un
modo tal que haga que, cuando ésta se infle o esté flotando, quede orientada
con respecto al viento de la manera más estable posible; la resistencia de
ambas anclas flotantes y de sus estachas y cabos guía habrá de ser suficiente
para todos los estados de la mar; estas anclas llevarán grilletes en ambos
extremos del cabo y serán de un tipo que no esté expuesto a quedar vuelto del
revés entre sus vientos.
Dos zaguales flotantes.
Tres abrelatas (las navajas de muelle provistas de hoja abrelatas especial
satisfacen esta prescripción).
Un botiquín de primeros auxilios en un estuche impenetrable al agua que se
pueda cerrar herméticamente tras haber sido utilizado.
Un silbato o medio equivalente para dar señales acústicas.
Cuatro cohetes lanza bengalas con paracaídas que cumplan con lo prescrito
en la regla 35.
Seis bengalas de mano que cumplan con lo prescrito en la regla 36.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
128
Una linterna eléctrica impenetrable al agua, adecuada para hacer sefíales
Morse, un juego de pilas de respeto y una bombilla también de respeto, todo
ello en un receptáculo impenetrable al agua
Un reflector de radar eficaz, a menos que se haya estibado en la balsa
salvavidas un respondedor de radar para embarcaciones de supervivencia.
Un espejo de señales diurnas con las instrucciones necesarias para hacer
señales a buques y aeronaves.
Un juego de aparejos de pesca.
Una ración de alimentos que dé como mínimo 10 000 kj por cada una de las
personas que la balsa esté autorizada a llevar; estas raciones irán en envases
herméticos metidos en un receptáculo estanco.
Recipientes estancos con 1,51 de agua dulce por cada persona que la balsa
esté autorizada a llevar; de esa cantidad, 0,51 por persona podrá ser sustituido
por un aparato desalinizador que pueda producir un volumen igual de agua
dulce en dos días.
Un vaso graduado inoxidable para beber.
Seis dosis de medicamentos contra el mareo y una bolsa para casos de mareo,
por cada persona que la balsa esté autorizada a llevar.
Instrucciones relativas a las medidas que procede tomar inmediatamente.
3.16.Aro salvavidas.
Figura 3.24 Balsa Salvavidas. [35]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
129
Dispositivo flotante de forma anular, de dimensiones específicas, con los que debe
contar toda embarcación y artefacto naval como parte del equipo de seguridad y
salvamento destinado a salvaguardar la vida humana en el mar. [35]
Cocas
Es la formación de nudos en la guirnalda y en la rabiza.
Guirnalda
Cuerda hecha de fibra sintética flotante que no haga cocas y que se encuentra
colocada firmemente alrededor del aro salvavidas con un diámetro mínimo de 9.5
milímetros. [35]
Rabiza (Cabo)
Cuerda de fibra sintética flotante que no haga cocas y que se emplea para sujetar
el aro salvavidas a la embarcación, y que tiene un diámetro mínimo de 8.0
milímetros, con una resistencia a la rotura de 510 kilogramos fuerza y una longitud
mínima de 30.00 metros. [35]
Todo aro salvavidas debe:
Tener un diámetro exterior no superior a 800 milímetros e interior no inferior a
400 milímetros.
Estar fabricado con materiales que mantengan su propia flotabilidad, queda
prohibida la utilización de aros salvavidas fabricados de anea (junco), viruta de
corcho, corcho granulado o cualquier otro material granulado suelto y aquéllos
cuya flotabilidad dependa de compartimientos de aire que deban de inflarse.
Tener una masa mínima no inferior de 2.5 kilogramos y, si está construido para
llevar una señal fumígena y una luz de encendido automático su masa no será
inferior a 4 kilogramos.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
130
Estar provistos de una guirnalda con una resistencia mínima de 450 Kg/Fuerza
y cuya longitud igual por lo menos a cuatro veces el diámetro exterior del
cuerpo del aro, dicha guirnalda irá firmemente sujeta en cuatro puntos
equidistantes en la circunferencia del aro, de modo que forme cuatro senos
iguales.
Debe ser color muy visible en las gamas del amarrillo, naranja y rojo, pudiendo
usarse también los tonos fluorescentes en los tres colores antes señalados.
Soportar el fuego generado por la acción de la combustión de hidrocarburos
y/o de sus derivados.
Llevar colocada de manera equidistante en forma de cinturón o en ambos
lados del cuerpo del aro salvavidas, en cuatro puntos de la circunferencia del
aro, cinta retro-reflejante que cumpla con SOLAS
3.17.Chalecos salvavidas.
Dispositivo de salvamento individual flotante que al colocarse a través de los
brazos y/o cuello, puede sujetarse al cuerpo por medios mecánicos y que permite
a cualquier persona mantenerse a flote y boca arriba. [35]
Materiales de flotación
Deberán ser materiales reciclables, quedando prohibido el uso de corcho, capoc y
cualquier otro material elaborado mediante el uso de clorofluorocarbonos (CFC),
como material de flotabilidad en la fabricación de chalecos salvavidas. [35]
Recubrimiento estructural
Figura 3.25 Aro Salvavidas. [35]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
131
Textiles con retardante al fuego.
Recubrimiento vinílicos con retardante al fuego. [35]
Cinturones y cordones
De nylon o polipropileno.
Hebillas y herrajes
Hebillas plásticas de alto impacto: Nylon o acetal, o metálicas de aluminio o acero
inoxidable, o Herrajes metálicos inoxidables o aluminio. [35]
Materiales y procesos utilizados en las costuras
Hilo Sintético: Calibre 40 como mínimo, retardante al fuego, o
Sellado: Alta frecuencia.
Dimensiones de los cilindros de prueba
Para adulto. 125 milímetros de diámetro.
Para niño. 50 milímetros de diámetro.
El chaleco salvavidas debe estar en función de los diferentes pesos o tallas, con el
objeto de que mantenga a flote a cualquier persona durante 24 horas como
mínimo sin importar talla, peso, edad o sexo. [35]
El chaleco salvavidas debe estar diseñado de manera que permita a la persona
que lo va a usar, determinar fácilmente cómo ponérselo correctamente sin ayuda,
orientación o demostración previa, de acuerdo a su talla y peso, en menos de 1
minuto.
Deberá ser posible su uso por ambas vistas, según muestre claramente su
aspecto, para que no exista el riesgo de que se lo pongan incorrectamente. [35]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
132
Permita al usuario lanzarse al agua desde una altura de al menos 4.5 metros, sin
lesionarse y que el chaleco salvavidas no quede desajustado o sufra daños.
Debe de ser color muy visible en las gamas del amarillo, naranja, o rojo. Pudiendo
usarse también los tonos fluorescentes de los tres colores antes señalados. [35]
3.18.Letreros de seguridad y rutas de escape.
Colores de seguridad.
Los colores de seguridad, su significado y ejemplos de aplicación se establecen en
la siguiente tabla de la presente Norma.[22]
Tabla 3.16 Colores de seguridad, significado, indicaciones y precisiones. [22]
COLOR DE
SEGURIDAD SIGNIFICADO INDICACIONES Y PRECISIONES
ROJO
Paro. Alto y dispositivos de desconexión para
emergencias.
Prohibición. Señalamientos para prohibir acciones
específicas.
Material, equipo y
sistemas para combate de
incendios.
Ubicación y localización de los mismos
identificación de tuberías que conducen
fluidos para el combate de incendios.
AMARILLO
Advertencia de peligro.
Atención, precaución verificación e
identificación de tuberías que conducen
fluidos peligrosos.
Delimitación de áreas. Límites de áreas restringidas o de usos
específicos.
Advertencia de peligro por
radiaciones ionizantes.
Señalamiento para indicar la presencia de
material radiactivo.
VERDE Condición segura. Identificación de tuberías que conducen
fluidos debajo riesgo. Señalamientos para
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
133
indicar salidas de emergencia, rutas de
evacuación, zonas de seguridad y primeros
auxilios, lugares de reunión, regaderas de
emergencia, lavaojos, entre otros.
AZUL Obligación. Señalamientos para realizar acciones
específicas.
Señales de seguridad e higiene.
Tabla 3.17 Señales de seguridad e higiene. [22]
SIGNIFICADO FORMA
GEOMÉTRICA DESCRIPCIÓN DE FORMA GEOMÉTRICA UTILIZACIÓN
PROHIBICIÓN
Círculo con banda circular y banda diametral oblicua a 45°, con la horizontal, dispuesta de la parte superior izquierda a
la inferior derecha.
Prohibición de una acción susceptible
de provocar un riesgo.
OBLIGACIÓN
Círculo Descripción de una acción obligatoria.
PRECAUCIÓN
Triángulo equilátero. La base deberá ser paralela a la
horizontal.
Advierte de un peligro.
INFORMACIÓN
Cuadrado o rectángulo.
La relación de lados será como máximo 1:2.
Proporciona información para
casos de emergencia.
Señales indicativas e informativas.
Tabla 3.18 Señales indicativas e informativas. [22]
Indicación Contenido de imagen del símbolo Ejemplo
UBICACIÓN DE UNA SALIDA DE EMERGENCIA
Silueta humana avanzando Hacia una salida en el sentido requerido.
Opcionalmente puede adicionar la flecha
direccional y el texto “salida de emergencia”
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
134
UBICACIÓN DE RUTA DE EVACUACIÓN
flecha indicando el sentido Requerido y, en su caso, el numero de la
ruta de evacuación.
UBICACIÓN DE UNA REGADERA DE EMERGENCIA
Silueta humana bajo una regadera y flecha
direccional
UBICACIÓN DE ESTACIONES Y BOTIQUÍN DE PRIMEROS AUXILIOS
Cruz griega y flecha direccional
UBICACIÓN DE UN LAVAOJOS
Contorno de cabeza humana inclinada sobre un chorro de agua de un lavaojos, y flecha
direccional
Señales en caso de incendio.
Tabla 3.19 Señales en caso de incendio. [22]
Indicación Contenido de imagen del
Símbolo
Ejemplo
UBICACION DE UN
EXTINTOR
Silueta de un extintor con flecha direccional
opcional, en el sentido
requerido
UBICACION DE UN
HIDRANTE
Silueta de un hidrante con flecha direccional
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
135
Señales prohibitivas.
Tabla 3.20 Señales prohibitivas. [22]
INDICACIÓN CONTENIDO DE IMAGEN DEL
SÍMBOLO EJEMPLO
PROHIBIDO FUMAR Cigarrillo encendido
PROHIBIDO EL PASO Silueta humana caminando
PROHIBIDO EL PASO A
PERSONAS CON
MARCAPASOS
Silueta estilizada de
corazón y cable
PROHIBIDO EL USO DE
ARTICULOS METALICOS O
RELOJES DE PULSERA
Figura estilizada de reloj
de pulsera y silueta
lateral de llave
NO UTILIZAR AGUA COMO
AGENTE EXTINGUIDOR
Cubo derramando agua
sobre llama
Señales de salvamento.
Tabla 3.21 Señales de salvamento. [22]
INDICACIÓN EJEMPLO
EQUIPO DE PROTECCIÓN RESPIRATORIA
ESTACIÓN DE BALSA INFLABLE
CAMILLA DE EMERGENCIA
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136
Señales obligatorias.
Tabla 3.22 Señales obligatorias. [22]
INDICACIÓN
CONTENIDO DE IMAGEN DEL
SÍMBOLO EJEMPLO
INDICACION GENERAL DEOBLIGACION Signo de admiración
USO OBLIGATORIO DE CASCO
DEPROTECCION
Contorno de cabeza
humana, portando casco
USO OBLIGATORIO DE
PROTECCION AUDITIVA
Contorno de cabeza humana
portando protección auditiva
USO OBLIGATORIO DE
PROTECCION OCULAR
Contorno de cabeza humana
portando anteojos
USO OBLIGATORIO DE CALZADODE
PROTECCION Un zapato de protección
USO OBLIGATORIO DE GUANTESDE
PROTECCION Un par de guantes
USO OBLIGATORIO DE
PROTECCION RESPIRATORIA
Contorno de cabeza humana
portando dispositivo de
protección respiratoria
USO OBLIGATORIO DE EQUIPO DE
PROTECCION PERSONAL
CONTRA CAIDAS DE ALTURA
Contorno de figura humana
portando arnés, atado a una
cuerda
PROTECCION OBLIGATORIA DELA
CARA
Contorno de cabeza humana
portando protector facial
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
137
4. CAPITULO IV. Resultados y Análisis.
4.1 Relación y Ponderación de los Escenarios Identificados.
Sucesos iniciadores identificados de un evento, en este caso;
Fuga de Gas Tóxico.
Fuga de Liberación de Líquidos.
Una vez identificados los riesgos se procede a la jerarquización de riesgos
conforme al documento de referencia denominado “Guías Técnicas para realizar
Análisis de Riesgos de Proceso” clave 800-16400-DCO-GT-75, 2012.
La ponderación de las desviaciones para cada una de las afectaciones:
Daño al Personal (DP)
Efecto a la Población (EP)
Impacto Ambiental (IA)
Perdida de Producción (PP)
Daño a la Instalación (DI)
Figura 4.1 Matriz de Riesgos de las consecuencias encontradas.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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138
Tabla 4.1 Descripción de los índices de riesgo que contiene la matriz de riesgos de las
consecuencias encontradas.
ÍNDICEDE
RIESGO
JERARQUIZACIÓN/ACEPTACIÓN
DESCRIPCIÓN
ARiesgo No tolerable
Los riesgos de este tipo deben provocar acciones inmediatas para implantar las recomendaciones generadas en el análisis de riesgos. El costo no debe ser una limitación y el hacer nada no es una opción aceptable. Estos riesgos representan situaciones de emergencia y deben establecerse Controles Temporales Inmediatos. Las acciones deben reducirlos a una región de
Riesgo ALARP y en el mejor de los casos, hasta riesgo tolerable.
B
Riesgo ALARP (As Low As Reasonably
Practicable) (Región Amarilla)
Tan bajo como sea razonablemente practico. Los riesgos que se ubiquen en esta región deben estudiarse a detalle mediante análisis de tipo costo beneficio para que pueda tomarse una decisión en cuanto a que se tolere el riesgo o se implanten
recomendaciones que permitan reducirlos a la región de riesgo tolerable.
CRiesgo Tolerable (Región Verde)
El riesgo es de bajo impacto y es tolerable, aunque pudieran tomarse acciones para reducirlo. Se debe continuar con las
medidas preventivas que permiten mantener estos niveles de riesgo en valores tolerables.
4.1.1 Método del Árbol de Eventos (o sucesos).
El árbol de eventos o análisis de secuencia de sucesos, es un método inductivo
que describe de forma cualitativa y cuantitativa la evaluación de un suceso
iniciador hasta el accidente final en función de las características del iniciador, del
entorno y de los sistemas de protección.[20]
Partiendo del fallo inicial o iniciador y considerando los factores condicionantes
involucrados, el árbol describe las secuencias accidentales que conducen a los
posibles eventos. [20]
La construcción y evaluación del árbol de eventos comienza por la identificación
de los factores condicionantes y sus probabilidades de ocurrencia (éxito/fallo). A
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
139
continuación se colocan cada uno de los N factores identificados como cabezales
y partiendo del iniciador se plantea sistemáticamente para cada uno de ellos dos
bifurcaciones: en la parte superior se refleja el éxito o la ocurrencia del suceso
(con probabilidad P) y en la parte inferior se representa el fallo o no ocurrencia del
suceso (probabilidad 1-P). [20]
Se obtienen así las 2N combinaciones o secuencias. Sin embargo, las
dependencias entre los sucesos hacen que la ocurrencia o éxito de uno de ellos
pueda eliminar la posibilidad de otros reduciéndose así el número total de
secuencias. [20]
La disposición horizontal de los “cabezales” se suele hacer por orden cronológico
de evolución del accidente, si bien este criterio es difícil de aplicar en algunos
casos. [20]
El árbol de sucesos representado a continuación pretende ilustrar su construcción
y evaluación:
Dónde:
f = frecuencia del suceso iniciador
Pi = probabilidad de ocurrencia (éxito) del suceso i
1-Pi = probabilidad de no ocurrencia (fallo) del suceso i
Figura 4.2 Árbol de sucesos. [6]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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140
fEi = frecuencia del evento Ei, con:
fE1= f·P1 · P2
fE2= f·P1 · (1-P2)
fE3= f · (1-P1)
Para un determinado evento se suman las frecuencias de las distintas secuencias
que conducen a él.
Para definir y justificar las zonas de seguridad en torno a las instalaciones objeto
de estudio se utilizaron los parámetros que se indican en la NFR-018-PEMEX-
2007 “Estudios de Riesgo”. [20]
Tabla 4.2 Zonas de Riesgo por Toxicidad, Inflamabilidad y Explosividad. SEMARNAT. NFR‐018‐
PEMEX‐2007 [20]
Definición de
Zona
Toxicidad
(Concentración
ppm)
Inflamabilidad
(Radiación
Térmica)
Explosividad
(Sobrepresión)
Zona de Alto
Riesgo
IDHL 5 kW/m2 o
1,500 BTU/Pie2h
1.0 lb/plg2
0.070 kg/cm2
Zona de
Amortiguamiento
TLV8 o TLV15 1.4 kW/m o
440 BTU/Pie2h
0.5 lb/plg2
0.035 kg/cm2
4.2 Escenarios Indeseables.
4.2.1 Dispersión de Nube/Inflamable.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
141
Los vapores y gases emitidos por la mezcla gas-aceite, pueden generar una
dispersión la cual va rebajando la concentración de la sustancia emitida, al tiempo
que la extiende sobre regiones cada vez mayores del espacio. [20]
Esta dispersión dependerá de la estabilidad atmosférica. Su afectación dependerá
de la toxicidad de los vapores o gases emitidos (siendo en este caso la mayor
afectación al personal cercano a la fuente de emisión), y de la cantidad de gas
entre los límites de inflamabilidad que puedan encontrar un punto de ignición. [20]
La siguiente tabla muestra el índice de mortalidad y las lesiones presentada en un
evento de dispersión de nube tóxica cuando un porcentaje de la población está
expuesta a concentraciones letales (LC). [20]
Tabla 4.3 Efectos de emisiones tóxicas. [20]
LC
(%) Índice de Mortalidad Lesiones
1
El personal ubicado en
esta zona presenta un
índice de mortalidad bajo
(1%)
Daños a la epidermis: Inflamaciones leves y
reacciones alérgicas ligeras.
Daño a los ojos: Conjuntivitis
50
El personal ubicado en
esta zona presenta un
índice de mortalidad medio
(50%)
Daños a la epidermis: Inflamaciones crónicas o
agudas, reacciones alérgicas neoplasia y
ulceraciones diversas.
Daño a los ojos: Daño permanente con resultado de
ceguera.
Daño a vías respiratorias: Bloqueo físico de alvéolos
(polvos insolubles) o reacción con la pared del
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
142
alvéolo para producir sustancias tóxicas.
99
El personal ubicado en
esta zona presenta un
índice de mortalidad alto
(99%) debido a la alta
concentración de
sustancias tóxicas.
Lesiones irreversibles.
Bloqueo físico permanente de alvéolos.
Muerte en un corto tiempo.
La siguiente tabla presenta los umbrales olfativos y de seguridad en un evento de
dispersión de nube tóxica para el Sulfuro de Hidrógeno, considerado sustancia
química peligrosa de acuerdo con su TLV-TWA e I.P.V.S. (IDLH).
Tabla 4.4 Substancias con un nivel de seguridad por el umbral olfativo aceptable. [20]
Nombre y
Fórmula
Umbral
Olfativo
(ppm)
TLV-TWA
(ppm)
TLV-STEL
(ppm)
I.D.L.H.
(ppm)
Sulfuro de
Hidrógeno 0.0047 10* 15 100* (30 min)
* Substancias con un nivel de seguridad por el umbral olfativo aceptable, pues más del 50
% de los individuos olerán la sustancia antes de alcanzar unos niveles de concentración
que puedan suponer riesgos agudos o crónicos, datos tomados de NIOSH 2003.
4.2.2.Incendio de tipo charco (Pool Fire).
Como consecuencia de un derrame, fuga o escape de líquidos inflamables, se
forma un charco de líquido cuya extensión dependerá de la geometría y naturaleza
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
143
del suelo. Por evaporación se generan gases inflamables si la temperatura del
líquido está por encima de la temperatura de ignición de la sustancia, lo que puede
conducir a un incendio del propio charco. Al incendiarse se producen unas llamas,
cuya altura dependen principalmente del diámetro del charco y del calor de
combustión. [20]
Figura 4.3 Pool Fire envolviendo un equipo. [20]
4.2.3.Flamazo (Flash Fire).
Cuando se trata de líquidos inflamables que se vaporizan o de fugas de gases más
densos que el aire, la nube de gas se diluye en el aire existente, haciendo que en
determinados instantes y zonas existan mezclas de combustible y comburente en
condiciones de efectuar la combustión. Si en una de estas zonas se encuentra un
punto de ignición puede desprenderse la cantidad de calor necesaria para acelerar
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
144
la velocidad de combustión de forma que se produzca una explosión, denominada o
UVCE en su acrónimo inglés. También es posible si la cantidad premezclada es
muy grande, que se produzca una llamarada o "flash fire", sin efectos explosivos,
pero con una intensa radiación. Los efectos por radiación se muestran en las tablas
Efectos presentados a diferentes niveles de radiación térmica, Vulnerabilidad de
Materiales La Tabla Efectos del Flash Fire, muestra los efectos producidos a
personas y objetos durante el evento denominado “Flash Fire”. [20]
Figura 4.4 Representación de un flash Fire [20]
Tabla 4.5 Efectos presentados a diferentes niveles de radiación térmica. [20]
Intensidad de
Radiación
kW/m2
Descripción
1.4
Puede tolerarse sin sensación de incomodidad durante largos periodos
(con vestimenta normal), se considera inofensivo para personas sin
ninguna protección especial.
En general se considera que no hay dolor – sea cual sea el tiempo de
exposición - con flujos térmicos inferiores a 1.7 kW/m2 (mínimo
necesario para causar dolor).
3 Zona de alerta.
5
Zona de intervención con un tiempo máximo de exposición de 3
minutos.
Máximo soportable por personas protegidas con trajes especiales y
tiempo limitado.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
145
El tiempo necesario para sentir dolor (piel desnuda) es
aproximadamente de 13 segundos, y con 40 segundos pueden
producirse quemaduras de segundo grado.
Cuando la temperatura de la piel llega hasta 55 °C aparecen ampollas.
11.7 El acero delgado, parcialmente aislado, puede perder su integridad
mecánica.
12.5
Extensión del incendio, fusión de recubrimiento de plástico en cables
eléctricos.
La madera puede prender después de una larga exposición.
100 % de letalidad.
25 El acero delgado aislado puede perder su integridad mecánica.
37.5 Suficiente para causar daños a equipos de proceso, colapso de
estructuras.
Tabla 4.6 Tabla de vulnerabilidad de materiales. [20]
RADIACIÓN (KW/M2) MATERIAL
60 Cemento
40 Cemento prensado
200 Hormigón armado
40 Acero
33 Madera (Ignición)
30 – 300 Vidrio
400 Pared de ladrillos
13 Daños en depósitos
12 Instrumentación
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
146
La Tabla de Efectos del Flash Fire, muestra los valores umbrales para la
vulnerabilidad de los materiales, cuando se presenta un evento de radiación
térmica.
Tabla 4.7 Tabla efectos de Flash Fire.
PERSONAS U
OBJETOS DESCRIPCIÓN
Fuera de la nube Como la duración del fenómeno es muy corta el daño es
limitado y muy inferior.
Dentro de la nube
sometidos a un
contacto directo
con la llama.
Las personas sufrirán quemaduras graves de 2° grado
sobre una gran parte del cuerpo, la situación se agrava a
quemaduras a 3° y 4° grado por la ignición más que
probable de la ropa o vestidos
La probabilidad de muerte es muy elevada.
Aproximadamente morirá 14% de la población sometida a
esta radiación con un 20 % como mínimo de quemaduras
importantes.
En el caso de que la persona porte ropa de protección que
no se queme, su presencia reducirá la superficie del cuerpo
expuesta (se considera en general que solo se irradia el 20
% de esta superficie que comprendería la cabeza 7 %;
manos 5 % y los brazos 8 %).
En el caso de personas situadas en el interior de viviendas,
probablemente estarán protegidas – aunque sea
parcialmente - de la llamarada, pero estarán expuestas a
fuegos secundarios provocados por la misma.
Explosión de nube de gas no confinada (UVCE) y confinada (VCE)
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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147
La explosión de nube de vapor no confinada se presenta cuando la sustancia ha
sido dispersada y se incendia a una distancia del lugar de descarga. [20]
La magnitud de la explosión depende del tamaño de la nube y de las propiedades
químicas de la sustancia. Se pueden ocasionar ondas de sobrepresión y los
efectos térmicos suelen ser menos importantes que los anteriores. Asimismo las
explosiones confinadas pueden dar lugar a deflagraciones y los efectos adversos
que pueden provocar son: ondas de presión, formación de proyectiles y radiación
térmica. [20]
Tabla 4.8 Efectos derivados de sobrepresión [20]
VALOR UMBRAL DESCRIPCIÓN
mbar bar kPa psi
34.5 0.0345 3.45 0.5
Destrucción de ventanas, con daño a los marcos y bastidores.
Daños menores a techos de casa.
Daños estructurales menores.
50 0.05 5 0.725 Zona de alerta
Daños estructurales de pequeña magnitud en casa.
68.9 0.0689 6.89 1
Demolición parcial de casas, que quedan inhabitables.
Daños estructurales menores, comparables a los daños ocasionados
por una tormenta, fallas en estructuras o paredes de madera.
Rompimiento de ventanas.
El techo de los tanques de almacenamiento sufren un colapso.
Falla de paneles y mamparas de madera, aluminio, etc.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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148
Conexiones o uniones de aluminio o acero muestran fallas.
125 0.125 12.5 1.81 Zona de Intervención.
Dislocación / colapso de paneles, paredes y techos.
500 0.5 50 7.25
Colapso parcial de paredes y techos de casas.
Destrucción de paredes de cemento de 20 a30 cm. de grosor.
Destrucción del 50 % de la obra de ladrillo en edificaciones.
25% de todas las paredes muestran fallas.
Las paredes hechas de bloques de concreto se colapsan.
Daños menores de marcos de acero en ventanas y puertas.
Daños moderados o menores.
Deformación de paredes y puertas, falla de juntas.
Se desprende el recubrimiento de las paredes.
Daños serios al resto de los elementos de soporte.
Umbral (1 %) de ruptura de tímpano.
1 000 1 100 14.50
Desplazamiento de los tanques de almacenamiento cilíndrico.
Daño a columnas de fraccionamiento.
La estructura de soporte de un tanque de almacenamiento redondo
se colapsa.
Daños severos y desplazamiento de maquinaria pesada (3 500 kg).
Falla de las conexiones de tuberías.
Demolición total de edificios.
Colapso total de casas habitación tipo o estilo Americano.
Umbral de letalidad (1%) de muerte por hemorragia pulmonar y
efectos directos de la sobrepresión sobre el cuerpo humano.
1 750 1.75 175.8 25.5
Ruptura parcial de tanques de almacenamiento.
Daño parcial mayor a columnas de fraccionamiento.
Daños severos a maquinaria pesada (3 500 kg).
Ruptura parcial de tuberías.
Demolición total de edificios.
90 % de probabilidad de muerte por hemorragia pulmonar
2 000 2 200 29
Ruptura total de tanques de almacenamiento.
Pérdida total a columnas de fraccionamiento.
Pérdida total de maquinaria pesada (3 500 kg).
Ruptura total de tuberías.
Demolición total de edificios.
99 % de probabilidad de muerte por hemorragia pulmonar
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149
20 680 20.68 2 068 299.94 Límite para formación de cráter.
Nota: los valores de sobrepresión sombreados indican el valor y los efectos que pueden
producirse en la zona de alto riesgo y la zona de amortiguamiento, de acuerdo a lo
establecido en la tabla Zonas de riesgo por toxicidad, inflamabilidad y explosividad, para
explosividad. [20]
4.2.4.Dardo de fuego (Jet Fire)
Ocurre cuando un material inflamable ha sido liberado a alta presión y se incendia a
una distancia del punto de la descarga. La nube formada produce el incendio (Jet
Fire) en cualquier momento, siempre y cuando esté por encima de su límite inferior
de inflamabilidad y por debajo del superior, esta zona de la nube es la que se
considera para determinar los efectos de radiación térmica. Para ver los posibles
efectos de este evento, ver lo descrito en radiación térmica. [20]
En base a los criterios establecidos y a los escenarios identificados en la tabla
siguiente podrán observarse las condiciones alimentadas al simulador para la
realización de la evaluación de consecuencias.
Figura 4.5 Representación de un Jet Fire. [20]
4.2.5.Incendio Tipo Bola de Fuego (Fire Ball).
Este tipo de riesgo potencial se representa principalmente en las instalaciones que
almacenen gases Licuados a Presión manejados en estado líquido. [20]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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150
En estas condiciones existe un riesgo potencial de accidente debido a un posible
escape del contenido provocado por la ruptura parcial o total de los contenedores.
Cuando los gases son inflamables del escape puede ir seguido de su posterior
ignición, produciéndose la bola de fuego. Un caso particular del mismo,
especialmente grave es el denominado BLEVE seguido de bola de fuego a
continuación se presenta la imagen de una bola de fuego o lo que se denomina
Fire Ball. [20]
4.2.6.BLEVE (Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición).
El término BLEVE se utiliza para designar mediante su acrónimo en inglés una
explosión mecánica en la que interviene un líquido en ebullición que se incorpora
rápidamente al vapor en expansión. La traducción literal sería la de “expansión
explosiva del vapor de un líquido en ebullición” correspondiente a “boiling liquid
expanding vapour explosión” o BLEVE. Es un caso especial de estallido de un
depósito en cuyo interior se almacena un líquido bajo presión. [20]
Cuando se almacena un líquido a presión elevada (normalmente a su presión de
vapor a la temperatura de almacenamiento), la temperatura de almacenamiento
suele ser notablemente mayor que su temperatura de ebullición normal. Cuando
se produce la ruptura del recipiente, el líquido de su interior entra en ebullición
Figura 4.6 Representación de un Fire Ball. [20]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
151
rápidamente debido a que la temperatura exterior es muy superior a la
temperatura de ebullición de la sustancia. [20]
En cambio masivo a fase vapor, provoca la explosión del depósito por que se
supera la resistencia mecánica del mismo. Se genera una onda de presión
acompañada de proyectiles del propio depósito y piezas menores unidad a él que
alcanzan distancias considerables. Además, en el caso de que la sustancia
almacenada sea un líquido inflamable, se produce la ignición de la nube formando
lo que se denomina bola de fuego que se irá expandiendo a medida que va
ardiendo la masa de vapor. [20]
La característica principal de una BLEVE es precisamente la expansión explosiva
de toda la masa de líquido evaporada súbitamente. Normalmente, la causa más
frecuente de este tipo de explosiones es debida a un incendio externo que
envuelve al depósito en cuestión, debilita mecánicamente el contenido, lo que
produce una fisura o ruptura del mismo, con la despresurización, ondas de presión
y el BLEVE del conjunto. [20]
Figura 4.7 Representación de un BLEVE. [20]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
152
4.3 Evaluación de Riesgos.
4.3.1 Matrices de Riesgo.
Una escala de valores de riesgo se diseña para contar con una medida de
comparación entre diversos riesgos. Aunque un sistema de este tipo puede ser
relativamente simple, la escala debe representar valores que tengan un significado
para la organización y que puedan apoyar la toma de decisiones.
Las matrices de riesgos normalmente se emplean para calificar inicialmente el
nivel de riesgo y podría ser la primera etapa dentro de un análisis cuantitativo de
éstos. Esa matriz aplica única y exclusivamente para la organización que la
desarrolla. [20]
Las matrices de riesgos son gráficas en dos dimensiones en cuyos ejes se
presenta la categoría de frecuencia de ocurrencia y la categoría de severidad de
las consecuencias sobre él personal, la población, el medio ambiente, el negocio,
bienes de terceros y bienes de la nación. [20]
Con base en la información que se ha presentado en la sección anterior, las
categorías de frecuencia, las categorías de consecuencias, así como sus
correspondientes matrices de riesgo, que deben utilizarse para realizar los Análisis
de Riesgos.
Las ventajas en el uso de las matrices de riesgos son las siguientes:
• Son simples de entender y fáciles de aplicar
• Bajo costo de aplicación
Las desventajas que se tienen al utilizar las matrices de riesgo son las siguientes:
• La evaluación de la frecuencia de ocurrencia es subjetiva, de “Muy Frecuente” a
“Extremadamente raro”
• Las categorías de frecuencias y de consecuencias son cualitativas y generan un
alto grado de incertidumbre.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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153
Tabla 4.9 Categorías de frecuencia para aplicaciones en PEMEX.[20]
CATEGORÍA DE FRECUENCIA
TIPO DESCRIPCIÓN DE LA FRECUENCIA
OCURRIDA
6 MUY FRECUENTE Ocurre una o más veces por año.
5 FRECUENTE Ocurre una vez en un periodo entre 1 y 3
años.
4 POCO FRECUENTE Ocurre una vez en un periodo entre 3 y 5
años.
3 RARO Ocurre una vez en un periodo entre 5 y 10
años.
2 MUY RARO Ocurre solamente una vez en la vida útil de
la planta.
1 EXTREMADAMENTE
RARO
Evento que es posible que ocurra, pero
que a la fecha no existe ningún registro.
Tabla 4.10 Categorías de consecuencia para aplicaciones de PEMEX. [20]
CATEGORIA
DE
CONSECUENC
IA
DAÑOS AL
PERSONAL
EFECTO EN LA
POBLACIÓN
IMPACTO
AMBIENTAL
PÉRDIDA
DE
PRODUC
CIÓN
(MILLON
ES DE
USD)
DAÑOS A LA
INSTALACIÓN
(MILLONES
DE USD)
DAÑOS A
BIENES DE
TERCEROS
O DE LA
NACIÓN
(MILLONES
DE USD)
6
Heridas o daños físicos que
pueden resultar en más
de 15 fatalidades
Heridas o daños físicos que pueden
resultar en más de 100
fatalidades
Fuga o derrame externo que no
se pueda controlar en
Mayor
de 50
Mayor de
50
Mayor de
50
5
Heridas o daños físicos que
pueden resultar de 4 a 15
fatalidades
Heridas o daños físicos que pueden
resultar de 15 a 100 fatalidades
Fuga o derrame externo que se pueda controlar en una semana
De 15 a
50 De 15 a 50 De 15 a 50
4 Heridas o daños
físicos que pueden
resultar en hasta
Heridas o daños físicos que pueden
resultar de 4 a
Fuga o derrame externo que se pueda controlar
De 5 a
15 De 5 a 15 De 5 a 15
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
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154
3 fatalidades
15 fatalidades en un día
3
Heridas o daños físicos que generan
incapacidad médica
Heridas o daños físicos que pueden resultar en
hasta 3 Fatalidades. Evento que requiere de
hospitalización a gran escala.
Fuga o derrame externo que se pueda controlar
en algunas horas
De
0.500 a
5
De 0.500 a
5
De 0.500 a
5
2
Heridas o daños físicos
reportables y/o que se
atienden con primeros
auxilios
Heridas o daños físicos
reportables y/o que se atienden
con primeros auxilios.
Fuga o derrame externo que se pueda controlar
en menos de una hora
(incluyendo el tiempo para
detectar)
De 0.250 a 0.500
De 0.250 a 0.500
De 0.250 a 0.500
1
No se esperan heridas o daños
físicos No se esperan
heridas o daños físicos. Ruidos
No se esperan heridas o daños
físicos. Ruidos, olores e impacto visual imperceptibles
No hay fuga o derrame externo
Hasta
0.250
Hasta
0.250
Hasta
0.250
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155
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156
4.4.Análisis de Riesgo.
4.4.1 Árbol de Eventos – Fuga de Gas Tóxico.
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157
4.4.2 Árbol de Eventos – Fuga de Liberación de Líquidos.
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158
4.5 Costos de los Sistemas de Seguridad de la Plataforma Marina de
Perforación de Pozos.
Los costos de los equipos de seguridad mostrados en las siguientes tablas están
basados en las cotizaciones hechas a Pemex Exploración y Producción por una
empresa constructora y cada uno de los conceptos comprende la procura,
instalación y puesta en operación. El costo del desarrollo de ingeniería no forma
parte de los precios aquí mostrados, ya que fue realizada por otra empresa y, por
lo general es alrededor del 10% del costo total de la plataforma.
Los costos de los diferentes equipos que conforman un sistema de seguridad
completo se muestran en las siguientes tablas 4.11, 4.12, 4.13, 4.14 y 4.15. Donde
se toma el valor del dólar a 13.99 pesos.
Tabla 4.11 Costo de Sistema de Seguridad. Tablero de Seguridad de Control de Pozos. [44]
CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD
PRECIO UNITARIO IMPORTE
M.N. U.S.D M.N. U.S.D.
CONTROL DE POZOS INSTRUMENTOS
TABLERO DE SEGURIDAD Y
CONTROL HIDRONEUMÁTICO DE
POZOS, INCLUYE SUMINISTRO Y
PRESENTACIÓN EN PATIO.
SISTEMA 1 9,602.41 322,344.20 9,602.41 322,344.20
TABLERO DE SEGURIDAD Y
CONTROL SISTEMA 1 202,990.58 759,179.80 202,990.08 759,171.80
$212,592.49
MXN $1,081,516.00
USD
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DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
159
Tabla 4.12 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio. [44]
CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD
PRECIO UNITARIO IMPORTE
M.N. U.S.D M.N. U.S.D.
SISTEMA AGUA CONTRAINCENDIO
TUBERÍAS/VÁLVULAS SUMINISTRO Y PREFABRICACIÓN DE
TUBERÍA T 1 37,313.39 9,031.89 37313.39 9031.89
TUBERÍA DE 2 1/2” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, DIFERENTES ESPESORES, EXTREMOS BISELADOS, ACERO AL CARBÓN ASTM A-106 GR. B. ASME
B36.10M; SUMINISTRO Y PREFABRICACIÓN.
T 29 43,668.26 4,158.31 1266379.54 120590.9
9
SUMINISTRO, PRUEBAS DE HERMETICIDAD Y PINTURA DE VÁLVULAS Y FILTRO TIPO “Y”
PIEZA 11 1,139.91 1,832.97 12539.01 20162.67
VÁLVULA DE COMPUERTA DE 4” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150,
EXTREMOS BRIDADOS CON CARAS REALZADAS (CR), CUERPO DE
ACERO AL CARBÓN ASTM A-216 GR. WCB.
PIEZA 40 4,103.27 1,009.43 164130.8 40377.2
VÁLVULA DE COMPUERTA DE 8” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150.
PIEZA 6 3,287.42 2,465.35 19724.52 14792.1
VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO ENTRE BRIDAS DE 8” A
10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150, CARA REALZADA (CR), CUERPO DE
ACERO AL CARBÓN
PIEZA 2 4,975.54 1,801.68 9951.08 3603.36
VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO, 4"-DIÁMETRO NOMINAL.,
CLASE 150 #, CARA REALZADA (C.R.), CUERPO DE ACERO AL
CARBÓN
PIEZA 2 4,198.87 440 8397.74 880
FILTRO TIPO “Y” DE 3” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150#, EXTREMOS BRIDADOS ASME 16.5
CON CARA REALZADA (CR), CUERPO DE ACERO AL CARBÓN
PIEZA 4 91,906.49 0 367625.96 0
MONTAJE DE TUBERÍAS TUBERÍA DE 1/2” A 2” DIÁMETRO
NOMINAL, CÉDULA 80, EXTREMOS ROSCADOS, ACERO AL CARBÓN
ASTM A-53 GR. B TIPO “S” GALVANIZADA. ASME B36.10M;
MONTAJE.
T 1 29,154.68 68.92 29154.68 68.92
TUBERÍA DE 2 1/2” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, DIFERENTES ESPESORES,
EXTREMOS BISELADOS. T 29 14,579.39 206.21 422802.31 5980.09
MONTAJE DE VÁLVULAS Y FILTROS TIPO “Y”
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
160
VÁLVULA DE COMPUERTA DE 1/2” A 2” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 300, EXTREMOS ROSCADOS, CUERPO DE
UNS N08020,
PIEZA 11 1,139.81 0 12537.91 0
VÁLVULA DE COMPUERTA DE 4” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150.
PIEZA 40 3,327.88 0 133115.2 0
VÁLVULA DE COMPUERTA DE 8” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150
PIEZA 6 2,381.63 0 14289.78 0
VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO OBLEA (WAFER) ENTRE
BRIDAS DE 8 A 10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150
PIEZA 2 4,372.14 0 8744.28 0
VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO, 4"-DIÁMETRO NOMINAL.,
CLASE 150
PIEZA 2 3,327.88 0 6655.76 0
FILTRO TIPO “Y” DE 3” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150
PIEZA 4 2,864.45 0 11457.8 0
PRUEBA HIDROSTÁTICA DE TUBERÍA DE ACERO AL CARBÓN DE 1/2” A 10”
DIÁMETRO.
PRUEBA 1 71,178.46 638.59 71178.46 638.59
SOPORTES DE TUBERÍA A BASE DE ESTRUCTURA METÁLICA DE ACERO
AL CARBON. T 15 61,283.01 1,928.84 919245.15 28932.6
INSTRUMENTACIÓN
DETECTOR DEL SISTEMA DE GAS Y FUEGO, SUMINISTRO E INSTALACION
PIEZA
39 4,014.40 4,496.43 156,561.10 175,360.77
VÁLVULAS DE DILUVIO (VD-1/1), (VD-1/3), (VD-1/4) Y (VD-1/2) OPERADA
POR DIAFRAGMA DOS DE 6” Y DOS DE 4” DE DIÁMETRO
PQE 1 127,494.54 72,866.83 127494.54 72866.83
MANÓMETRO CON ELEMENTO SENSOR TIPO BOURDÓN MONTAJE
EN YUGO
PIEZA
4 4,024.47 245.36 16097.88 981.44
MANÓMETRO CON ELEMENTO SENSOR TIPO BOURDÓN MONTAJE
EN VÁLVULA,
PIEZA
6 4,134.59 0 24807.54 0
EQUIPOSSISTEMA DE PARO POR
EMERGENCIA (SPPE) CON CERTIFICADO DE APROBACION
SUMINISTRO, MANEJO, CONFIGURACION, PROGRAMACION Y
PRUEBAS DE ACEPTACION
SISTEMA 1 3,881.07 192,818.07 3,881.07 192,818.07
SISTEMA DE PARO POR EMERGENCIA (SPPE) CON
CERTIFICADO DE APROBACION, INSTALACION, CONFIGURACION,
ASISTENCIA TECNICA, INTERCONEXION Y PRUEBAS DE
FUNCIONAMIENTO
SISTEMA 1 2,416,919.57 68,249.96 2,416,919.57 68,249.96
BOQUILLA DE ASPERSIÓN TIPO FULLJET CONO LLENO DE 1” DE
DIAM.
PIEZA 34 183.14 163.66 6226.76 5564.44
BOQUILLA DE ASPERSIÓN TIPO FULLJET CONO LLENO DE 1 ½” DE
DIAM.
PIEZA 16 207.09 235.12 3313.44 3761.92
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
161
MONITOR ES E HIDRANTES MONITOR, EL MONITOR PARA
AMBOS CASOS SERA TIPO CORAZÓN.
LOTE 1 60,559.03 276,514.01 60559.03 276514.01
GABINETE PARA MANGUERA DE 1 ½” DE DIÁMETRO Y 15 METROS DE LONGITUD PARA AGUA CONTRA
INCENDIO.
PIEZA 2 3,922.52 2,242.87 7845.04 4485.74
CASA DE MANGUERAS FABRICADA CON ACERO ELECTROGALVANIZADO CAL. 14, PARA ALOJAR 1 MANGUERA
Y BOQUILLA DE 2 ½” DE DIAM.
PIEZA 2 3,922.52 4,620.49 7845.04 9240.98
SUPRESIÓN DE INCENDIO / EXTINTORES EQUIPO
SOPORTE PARA EXTINTOR PORTÁTIL DE 20 LBS Y TRAZO DE
SEÑALAMIENTO DE CIRCULO DE 500 MM.
PIEZA 8 361.22 301.13 2889.76 2409.04
SOPORTE PARA EXTINTOR PORTÁTIL DE 10 LBS Y TRAZO DE
SEÑALAMIENTO DE CIRCULO DE 500 MM DE DIÁMETRO COLOR ROJO
PIEZA 1 361.22 249.06 361.22 249.06
$6,350,045.36 MXN
$9,161,047.50 USD
Tabla 4.13 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio. [44]
CONCEPTO UNIDAD CANTIDA
D
PRECIO UNITARIO IMPORTE
M.N. U.S.D M.N. U.S.D.
BOMBAS CONTRAINCENDIO CON MOTOR DIESEL, CLAVE
GA-300 1/R. DISEÑO, FABRICACIÓN, PRUEBAS DE FÁBRICA,
SUMINISTRO Y PRESENTACIÓN EN SITIO.
EQUIPO 2 179,115.76 844,645.95 358,231.52 1,689,291.90
BOMBAS CONTRAINCENDIO CON MOTOR DIESEL, CLAVE
GA-300 1/R. INSTALACIÓN INTERCONEXIÓN Y PRUEBAS
PREOPERACIONALES.
EQUIPO 2 29,669.59 1,749.43 59,339.19 3,498.86
$417,570.71
MXN $1,692,790.76
USD
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
162
Tabla 4.14 Costo de Sistema de Seguridad. Equipo de Salvamento[44]
CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO IMPORTE
M.N. U.S.D M.N. U.S.D.
SEGURIDAD INDUSTRIAL
EQUIPO DE SALVAMENTO
SOPORTE PARA BALSA SALVAVIDAS AUTOINFLABLE
PARA 25 PERSONAS PIEZA 1 4,912.72 5.39 4912.72 5.39
GABINETE SIN PUERTA PARA CUATRO EQUIPOS DE
RESPIRACIÓN AUTÓNOMA FABRICADO EN ACERO
INOXIDABLE 304.
PIEZA 1 2,312.08 3,832.54 2312.08 3832.54
SOPORTE PARA AROS SALVAVIDAS DE 31.5” DE
DIÁMETRO EXTERIOR Y DE 15.75” DE DIÁMETRO
PIEZA 21 299.66 29.51 6292.86 619.71
CONTENEDOR PARA CHALECOS SALVAVIDAS FABRICADO EN FIBRA DE
VIDRIO REFORZADO COLOR NARANJA INTERNACIONAL
PIEZA 1 3,057.61 2,120.45 3057.61 2120.45
LETREROS DE SEGURIDAD FABRICADOS A BASE DE ALUMINIO CON ACABADO
LUMINISCENTE PARA INTERIORES
PIEZA 96 508.87 66.87 48851.52 6419.52
TRAZO Y SEÑALAMIENTO DE RUTA DE ESCAPE DE 1 METRO DE ANCHO, ÁREA EN COLOR
VERDE CON FLECHAS
M2 310 1,317.46 0 408412.6 0
LETREROS DE SEGURIDAD FABRICADOS A BASE DE
ALUMINIO DE 3 MM DE ESPESOR CON ACABADO
REFLEJANTE
PIEZA 6 489.49 59.52 2936.94 357.12
EQUIPO DE RESPIRACIÓN AUTÓNOMO PIEZA 6 5 292.78 6,273.79 31,756.56 37,842.74
GABINETE PARA EQ. DE BOMBEROS SUMINISTRO E
INSTALACION PTE 1 262.75 13.358.65 262.75 13,358.65
TRAZO Y SEÑALAMIENTO DE RUTA DE ESCAPE DE 1 METRO
DE ANCHO M2 15 1,317.46 0 19761.9 0
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
163
$528,557.54
MXN $6,054,717.38
USD
Tabla 4.15 Costo de Sistema de Seguridad. Muro Contraincendio. [44]
CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO IMPORTE
M.N. U.S.D M.N. U.S.D.
MURO CONTRAINCENDIO
MURO CONTRAINCENDIO INGENIERIA, SUMINISTRO E
INSTALACIÓN PZA 1 198,121.08 322,607.92 198,121.08 322,607.92
$198,121.08
MXN $322,607.92
USD
Tabla 4.16 Costo Total de los Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de
Pozos.
COSTO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE UNA PLATAFORMA MARINA DE
PERFORACIÓN DE POZOS
SISTEMAS DE SEGURIDAD (MDP) MXN (MDD) USD
TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL
DE POZOS
$212,592.49 $1,081,516.00
CONTRAINCENDIO $6,350,045.36 $9,161,047.50
BOMBAS CONTRAINCENDIO $417,570.71 $1,692,790.76 EQUIPO SALVAMENTO $528,557.54 $6,054,717.38
MURO CONTRAINCENDIO $198,121.08 $322,607.92
COSTO TOTAL DE LOS SISTEMAS DE
SEGURIDAD = $7,706,624.43 $18,299,320.91
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
164
4.6 Costos estimados de una plataforma marina de perforación de pozos y sus sistemas de seguridad.
Tabla 4.17 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus Sistemas
de Seguridad.
COSTOS ESTIMADOS POR ESCENARIO DE UNA PLATAFORMA MARINA DE
PERFORACIÓN DE POZOS Y SUS SISTEMAS DE SEGURIDAD
ESCENARIOS (MDP) MXN (MDD) USD
1
PLATAFORMA CON TODOS LOS SISTEMAS
DE SEGURIDAD INSTALADOS (Ingeniería,
Procura, Construcción, Carga y Amarre) (No se
tomó en cuenta la Transportación)
$370,069,514.26 $69,877,371.27
2 PLATAFORMA DE PERFORACIÓN SIN
SISTEMAS DE SEGURIDAD $362,362,889.83 $51,578,050.36
3
PLATAFORMA DE PERFORACIÓN CON
TODOS LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD, SIN
TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL DE
POZOS
$369,856,921.77 $68,795,855.27
4
PLATAFORMA DE PERFORACIÓN CON
TODOS LOS SISTEMAS, SIN BOMBAS
CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR $369,651,943.55 $68,184,580.51
La Gráfica 1, muestra los valores presentados en la tabla 45, en referencia a los
costos de las plataformas marinas de perforación con un sistema de seguridad
básico, basado en un Tablero de Control de Pozos; un sistema de seguridad
intermedio que cuenta con un Tablero de Control de Pozos y Sistema
Contraincendio sin Bombas de agua de mar; así como, un sistema completo
integrado por un Tablero de Control de Pozos y Sistema Contraincendio con
Bombas de agua de mar.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
165
Gráfica 4.1 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus
Sistemas de Seguridad.
La producción de petróleo de una plataforma de perforación marina instalada en la
Sonda de Campeche, por lo general, se mide en miles de barriles de petróleo por
día (MPBD) debido a la gran cantidad de crudo que se extrae del subsuelo de
dicha zona. Cabe mencionar que el crudo que se extrae es de un alto grado de
API (American Petroleum Institute), lo cual se traduce como un crudo súper ligero.
En la Tabla 46, se presenta la producción mínima, Normal y Máxima para un pozo
de una plataforma marina de perforación.
Este crudo se combina con crudo de menor grado API y se produce la conocida
Mezcla Mexicana. Además del aceite extraído se obtiene una gran cantidad de
gas que requiere ser tratado químicamente para su uso comercial, en la Tabla 46,
la cantidad extraída se muestra en millones de pies cúbicos estándar por día.
$0.00
$50,000,000.00
$100,000,000.00
$150,000,000.00
$200,000,000.00
$250,000,000.00
$300,000,000.00
$350,000,000.00
$400,000,000.00
PLATAFORMA CON TODOS LOSSISTEMAS DE SEGURIDAD
INSTALADOS
PLATAFORMA DE PERFORACIÓNSIN SISTEMAS DE SEGUIRIDAD
PLATAFORMA DE PERFORACIÓNCON TODOS LOS SISTEMAS DESEGURIDAD, SIN TABLERO DESEGURIDAD DE CONTROL DE
POZOS
PLATAFORMA DE PERFORACIÓNCON TODOS LOS SISTEMAS, SINBOMBAS CONTRAINCENDIO A
BASE DE AGUA DE MAR
COSTOS POR ESCENARIO DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS Y SUS SISTEMAS DE SEGURIDAD (MDP) MXN
COSTOS POR ESCENARIO DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS Y SUS SISTEMAS DE SEGURIDAD (MDD) USD
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
166
Tabla 4.18 Producción promedio de Hidrocarburos de un Pozo de una Plataforma marina de la
Sonda de Campeche [2]
PRODUCCIÓN
FLUJO DE ACEITE
MBPD
FLUJO DE GAS
MMPCSD
°API
MÁXIMO 8 40 45
NORMAL 4.5 28 40
Tabla 4.19 Precio del Petróleo Mezcla Mexicana (MME)
http://portalweb.sgm.gob.mx/economia/es/energeticos.html
PRECIO DE MEZCLA MEXICANA
$79.00 DÓLARES
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
167
4.7.Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados.
En una plataforma marina de producción existen en operación varios pozos, para
este estudio se toma en cuenta la producción de 30,000 barriles de crudo diarios y
tomando en cuenta el precio de la Mezcla Mexicana (MME) en $79.00 dólares de
acuerdo a la Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta
plataforma es de $69,877,371.27 dólares, tomando en cuenta que el tiempo
estimado de recuperación es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción
de $71,100,000.00 dólares.
Tabla 4.20 Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados.
1
Periodo Días
Miles de Barriles Diarios (MME)
Dólares Producción
Diaria
Costo de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos
con todos los Sistemas de
Seguridad Instalados
1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $69,877,371.27
1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $69,877,371.27
2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $69,877,371.27
3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $69,877,371.27
6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $69,877,371.27
1 AÑO 365 30,000 $79.00 $865,050,000.00 $69,877,371.27
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
168
Gráfica- 4.2 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados.
4.7.1 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados.
Se toma en cuenta la producción de 30,000 barriles de crudo diarios y tomando en
cuenta el precio de la Mezcla Mexicana (MME) en $79.00 dólares de acuerdo a la
Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta plataforma es de
$51,578,050.36 dólares, tomando en cuenta que el tiempo estimado de
recuperación es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción de
$71,100,000.00 dólares.
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00Producción Diaria
Días
Miles de Barriles Diarios Crudo(Mezcla Mexicana)
Costo de una Plataforma Marinade Perforación de Pozos contodos los Sistemas de SeguridadInstaladosDólares
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
169
Tabla.4.21 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados.
2
Periodo Días
Miles de
Barriles
Diarios (MME)
Dólares Producción Diaria
Costo de una Plataforma
Marina de Perforación de
Pozos SIN Sistemas de
Seguridad Instalados
1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $51,578,050.36
1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $51,578,050.36
2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $51,578,050.36
3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $51,578,050.36
6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $51,578,050.36
1 AÑO 365 30,000 $79.00 $865,050,000.00 $51,578,050.36
Gráfica 4.3 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN Sistemas de Seguridad Instalados.
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00
Producción Diaria
Días
Miles de Barriles Diarios Crudo(Mezcla Mexicana)
Costo de una Plataforma Marinade Perforación de Pozos SINSistemas de Seguridad Instalados
Dólares
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
170
4.7.2 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos Instalado.
Se toma en cuenta la producción de 30,000 barriles de crudo diarios y tomando en
cuenta el precio de la Mezcla Mexicana (MME) en $79.00 dólares de acuerdo a la
Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta plataforma es de $68,
795,855.27 dólares, tomando en cuenta que el tiempo estimado de recuperación
es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción de $71, 100,000.00
dólares.
Tabla.4.22 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos
Instalado.
3
Periodo Días
Miles de
Barriles
Diarios
(MME)
Dólares Producción Diaria
Costo de una Plataforma Marina de
Perforación de Pozos con todos los
Sistemas de Seguridad, SIN
Tablero de Control de Seguridad
de Pozos Instalado
1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $68,795,855.27
1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $68,795,855.27
2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $68,795,855.27
3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $68,795,855.27
6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $68,795,855.27
1 AÑO 365
30,000 $79.00 $865,050,000.00 $68,795,855.27
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
171
Gráfica 4.4 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos Instalado.
4.7.3 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de
Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de
Agua de Mar.
Se toma en cuenta la producción de 30,000 barriles de crudo diarios y tomando en
cuenta el precio de la Mezcla Mexicana (MME) en $79.00 dólares de acuerdo a la
Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta plataforma es de $68,
184,580.51 dólares, tomando en cuenta que el tiempo estimado de recuperación
es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción de $71,100, 000.00
dólares.
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00 Producción Diaria
Días
Miles de Barriles Diarios Crudo(Mezcla Mexicana)
Costo de una Plataforma Marina dePerforación de Pozos con todos losSistemas de Seguridad, SIN Tablerode Control de Seguridad de PozosInstaladoDólares
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
172
Tabla 4.23 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar.
4
Periodo Días
Miles de Barriles
Diarios Crudo
(Mezcla
Mexicana)
Dólares Producción Diaria
Plataforma de
Perforación con Todos
los Sistemas, SIN
Bombas
Contraincendio a Base
de Agua de Mar
1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $68,184,580.51
1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $68,184,580.51
2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $68,184,580.51
3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $68,184,580.51
6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $68,184,580.51
1 AÑO 365 30,000 $79.00 $865,050,000.00 $68,184,580.51
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
173
Gráfica 4.5 Plataforma de Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar.
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00
1 DIA 1 MES 2MESES
3MESES
6MESES
1 AÑO
Producción Diaria
Días
Miles de Barriles Diarios Crudo(Mezcla Mexicana)
Costo de una Plataforma Marina dePerforación de Pozos con todos losSistemas de Seguridad, SIN BombasContraincendio a Base de Agua deMarDólares
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
174
4.8 Análisis Costo-Riesgo-Beneficio.
Tabla.4.24 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Probable, Menos Severo, Más Controlable.
ANÁLISIS COSTO-RIESGO-BENEFICIO
Evento: MÁS PROBABLE, MENOS SEVERO MÁS CONTROLABLE
No. Escenario Periodos [A] Costo
Plataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo [MDD]
[C] Costo Riesgo TOTAL (A+B) [MDD]
[D] Costo Beneficio
Producción [MDD]
1
PLATAFORMA CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
INSTALADOS
1 DÍA
$69,877,371.27 $782,000.00 $70,659,371.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00 2 MESES $142,200,000.00 3 MESES $213,300,000.00 6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
2
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN SIN SISTEMAS
DE SEGURIDAD
1 DÍA
$51,578,050.36 $782,000.00 $52,360,050.36
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
3
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD,
SIN TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL
DE POZOS
1 DÍA
$68,795,855.27 $782,000.00 $69,577,855.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
4
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS, SIN BOMBAS
CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR
1 DÍA
$68,184,580.51 $782,000.00 $68,966,580.51
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
175
Gráfica 4.6 Evento: Más Probable, Menos Severo, Más Controlable.
Escenario 1. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes.
COSTO RIESGO $70, 659,371.27 ___ $71, 100,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 2. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes.
COSTO RIESGO $52, 360,050.36 ___ $71, 100,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 3. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes.
COSTO RIESGO $69, 577,855.27 ___ $71, 100,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 4. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes.
COSTO RIESGO $68, 966,580.51 ___ $71, 100,000.00 COSTO BENEFICIO
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
PLATAFORMA CONTODOS LOS SISTEMAS
DE SEGURIDADINSTALADOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN SIN
SISTEMAS DESEGURIDAD
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CONTODOS LOS SISTEMASDE SEGURIDAD, SIN
TABLERO DESEGURIDAD DE
CONTROL DE POZOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CON
TODOS LOSSISTEMAS, SIN
BOMBASCONTRAINCENDIOA BASE DE AGUA
DE MAR
1 2 3 4
[A] Costo Pataforma[MDD]
[B] Costo Riesgo[MDD]
[C] Costo RiesgoTOTAL (A+B) [MDD]
[D] Beneficio CostoProducción [MDD]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
176
Tabla 4.25 Análisis Costo-Riesgo-Beneficio - Evento: Probable, Severo.
ANÁLISIS COSTO-RIESGO-BENEFICIO
Evento: PROBABLE, SEVERO
No. Escenario Periodos [A] Costo
Plataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo [MDD]
[C] Costo Riesgo TOTAL (A+B) [MDD]
[D] Beneficio Costo
Producción [MDD]
1
PLATAFORMA CON TODOS LOS
SISTEMAS DE SEGURIDAD INSTALADOS
1 DÍA
$69,877,371.27 $1,941,000.00 $71,818,371.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
2
PLATAFORMA DE PERFORACIÓN
SIN SISTEMAS DE SEGURIDAD
1 DÍA
$51,578,050.36 $1,941,000.00 $53,519,050.36
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
3
PLATAFORMA DE PERFORACIÓN
CON TODOS LOS SISTEMAS DE
SEGURIDAD, SIN TABLERO DE
SEGURIDAD DE CONTROL DE
POZOS
1 DÍA
$68,795,855.27 $1,941,000.00 $70,736,855.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
4
PLATAFORMA DE PERFORACIÓN
CON TODOS LOS SISTEMAS, SIN
BOMBAS CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA
DE MAR
1 DÍA
$68,184,580.51 $1,941,000.00 $70,125,580.51
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
177
1 AÑO $865,050,000.00
Gráfica 4.7 Evento: Probable, Severo
Escenario 1. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $71, 818,371.27 ___ COSTO BENEFICIO $71, 100,000.00
Escenario 2. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes.
COSTO RIESGO $53, 519,050.36 ___ COSTO BENEFICIO $71, 100,000.00
Escenario 3. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes.
COSTO RIESGO $70, 736,855.27 ___ COSTO BENEFICIO $71, 100,000.00
Escenario 4. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes
COSTO RIESGO $70, 125,580.51 ___ COSTO BENEFICIO $71, 100,000.00
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
PLATAFORMA CONTODOS LOSSISTEMAS DESEGURIDADINSTALADOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN SIN
SISTEMAS DESEGURIDAD
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CON
TODOS LOSSISTEMAS DE
SEGURIDAD, SINTABLERO DE
SEGURIDAD DECONTROL DE POZOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓNCON TODOS LOSSISTEMAS, SIN
BOMBASCONTRAINCENDIOA BASE DE AGUA
DE MAR
1 2 3 4
[A] Costo Pataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo [MDD]
[C] Costo Riesgo TOTAL(A+B) [MDD]
[D] Beneficio CostoProducción [MDD]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
178
Tabla 4.26 Análisis Costo-Riesgo-Beneficio - Evento: Más Severo y Menos Indeseable.
ANÁLISIS COSTO-RIESGO-BENEFICIO
Evento: MÁS SEVERO Y MENOS INDESEABLE
No. Escenario Periodos [A] Costo
Plataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo [MDD]
[C] Costo Riesgo TOTAL (A+B) [MDD]
[D] Beneficio Costo Producción [MDD]
1
PLATAFORMA CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
INSTALADOS
1 DÍA
$69,877,371.27 $22,824,000.00 $92,701,371.27
$2,370,000.00 1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
2
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN SIN SISTEMAS
DE SEGURIDAD
1 DÍA
$51,578,050.36 $22,824,000.00 $74,402,050.36
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
3
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD, SIN TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL DE
POZOS
1 DÍA
$68,795,855.27 $22,824,000.00 $91,619,855.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
4
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS, SIN BOMBAS
CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR
1 DÍA
$68,184,580.51 $22,824,000.00 $91,008,580.51
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
179
Gráfica 4.8 Evento: Más Severo y Menos Indeseable.
Escenario 1. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $92, 701,371.27 ___ $142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 2. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $74, 402,050.36 ___ $142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 3. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $91, 619,855.27 ___ $142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 4. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
PLATAFORMA CONTODOS LOSSISTEMAS DESEGURIDADINSTALADOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN SIN
SISTEMAS DESEGURIDAD
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CON
TODOS LOSSISTEMAS DE
SEGURIDAD, SINTABLERO DE
SEGURIDAD DECONTROL DE POZOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓNCON TODOS LOSSISTEMAS, SIN
BOMBASCONTRAINCENDIOA BASE DE AGUA
DE MAR
1 2 3 4
[A] Costo Pataforma[MDD]
[B] Costo Riesgo [MDD]
[C] Costo Riesgo TOTAL(A+B) [MDD]
[D] Beneficio CostoProducción [MDD]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
180
COSTO RIESGO $91, 008,580.51 ___ $142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
Tabla 4.27 Análisis Costo-Riesgo Beneficio - Evento: Más Severo y Menos Indeseable.
ANÁLISIS COSTO-RIESGO-BENEFICIO
Evento: MÁS SEVERO Y MENOS INDESEABLE
No. Escenario Periodos [A] Costo
Plataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo [MDD]
[C] Costo Riesgo TOTAL (A+B) [MDD]
[D] Beneficio Costo Producción
[MDD]
1
PLATAFORMA CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
INSTALADOS
1 DÍA
$69,877,371.27 $32,824,000.00 $102,701,371.27
$2,370,000.00 1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
2
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN SIN SISTEMAS
DE SEGURIDAD
1 DÍA
$51,578,050.36 $32,824,000.00 $84,402,050.36
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
3
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD,
SIN TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL
DE POZOS
1 DÍA
$68,795,855.27 $32,824,000.00 $101,619,855.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
4
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS, SIN BOMBAS
CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR
1 DÍA
$68,184,580.51 $32,824,000.00 $101,008,580.51
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
181
Gráfica 4.9 Evento: Más Severo y Menos Indeseable.
Escenario 1. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $102, 701,371.27 ___$142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 2. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $84, 402,050.36 ___ $142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 3. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $101, 619,855.27 ___ $142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 4. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.
COSTO RIESGO $101, 008,580.51 ___ $142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
PLATAFORMA CONTODOS LOS SISTEMAS
DE SEGURIDADINSTALADOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN SIN
SISTEMAS DESEGURIDAD
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CONTODOS LOS SISTEMASDE SEGURIDAD, SIN
TABLERO DESEGURIDAD DE
CONTROL DE POZOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CON
TODOS LOSSISTEMAS, SIN
BOMBASCONTRAINCENDIOA BASE DE AGUA
DE MAR
1 2 3 4
[A] CostoPataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo[MDD]
[C] Costo RiesgoTOTAL (A+B) [MDD]
[D] Beneficio CostoProducción [MDD]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
182
Tabla 4.28 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Catastrófico y Menos Probable.
ANÁLISIS COSTO-RIESGO-BENEFICIO
Tipo Evento: MÁS CATASTRÓFICO Y MENOS PROBABLE
No. Escenario Periodos [A] Costo
Plataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo [MDD]
[C] Costo Riesgo TOTAL (A+B) [MDD]
[D] Beneficio Costo Producción
[MDD]
1
PLATAFORMA CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
INSTALADOS
1 DÍA
$69,877,371.27 $102,824,000.00 $172,701,371.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
2
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN SIN SISTEMAS
DE SEGURIDAD
1 DÍA
$51,578,050.36 $102,824,000.00 $154,402,050.36
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
3
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD,
SIN TABLERO DE SEGURIDAD
DE CONTROL DE POZOS
1 DÍA
$68,795,855.27 $102,824,000.00 $171,619,855.27
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
4
PLATAFORMA DE
PERFORACIÓN CON TODOS
LOS SISTEMAS, SIN BOMBAS
CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR
1 DÍA
$68,184,580.51 $102,824,000.00 $171,008,580.51
$2,370,000.00
1 MES $71,100,000.00
2 MESES $142,200,000.00
3 MESES $213,300,000.00
6 MESES $431,340,000.00
1 AÑO $865,050,000.00
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
183
Gráfica 4.10 Evento: Más Catastrófico y Menos Probable.
Escenario 1. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 3 meses.
COSTO RIESGO $172, 701,371.27 ___ $213, 300,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 2. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 3 meses.
COSTO RIESGO $154, 402,050.36 ___ $213, 300,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 3. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 3 meses.
COSTO RIESGO $171, 619,855.27 ___ $213, 300,000.00 COSTO BENEFICIO
Escenario 4. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 3 meses.
COSTO RIESGO $171, 008,580.51 ___ $213, 300,000.00 COSTO BENEFICIO
$0.00
$100,000,000.00
$200,000,000.00
$300,000,000.00
$400,000,000.00
$500,000,000.00
$600,000,000.00
$700,000,000.00
$800,000,000.00
$900,000,000.00
$1,000,000,000.00
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
1 DÍA
1 M
ES
2 M
ESES
3 M
ESES
6 M
ESES
1 AÑO
PLATAFORMA CONTODOS LOS SISTEMAS
DE SEGURIDADINSTALADOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN SIN
SISTEMAS DESEGURIDAD
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CONTODOS LOS SISTEMASDE SEGURIDAD, SIN
TABLERO DESEGURIDAD DE
CONTROL DE POZOS
PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CON
TODOS LOSSISTEMAS, SIN
BOMBASCONTRAINCENDIO ABASE DE AGUA DE
MAR
1 2 3 4
[A] CostoPataforma [MDD]
[B] Costo Riesgo[MDD]
[C] Costo RiesgoTOTAL (A+B)[MDD]
[D] BeneficioCosto Producción[MDD]
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
184
4.9 Conclusiones.
Después de conocer los costos financieros para la Planeación, Diseño, Licitación,
Procura, Construcción, Instalación y puesta en Operación de una Plataforma
Marina de Perforación de Pozos, tenemos que es factible la realización de
proyectos de construcción de plataformas que cuenten con todos los Sistemas de
Seguridad, en este caso instalar fijamente las Bombas Contraincendio a base de
Agua de Mar, ya que según en los datos mostrados en el Análisis Costo-Riesgo-
Beneficio, el tiempo estimado de recuperación de la inversión es de tan solo 1
mes, con una producción de 30,000 mil barriles diarios. Así mismo, se observa
que los daños ocasionados a la infraestructura, por la presencia de un escenario
de fuego, pueden ser mayores que el costo del sistema de seguridad industrial
completo, tomando en cuenta de que ocurriese un riesgo tipo “MÁS PROBABLE,
MENOS SEVERO Y MÁS CONTROLABLE” el tiempo de recuperación monetaria
estimada sería de 1 mes, lo cual es insignificante comparado con los 20 años de la
vida útil de la plataforma.
4.10.Recomendaciones.
Es deseable conocer los parámetros que limitan este estudio sobre “Las
Plataformas Marinas de Perforación de Pozos y sus Sistemas de Seguridad” como
los Costos de Operación y Mantenimiento reales, Primas de Seguros de una
Plataforma de Perforación reales, y Deducibles de los Seguros de las Plataformas
Marinas, para incrementar la sustentabilidad de los datos aquí mostrados, los
cuales puedan ser de utilidad en la toma de decisiones para la conceptualización
de nuevas plataformas marinas de perforación de pozos.
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
185
4.11 Bibliografía.
[1]http://elpolvorin.over-blog.es/article-explotacion-submarina-de-petroleo-en-
escalada-de-siniestros-63510484.htmL
[2] http://ssap.pemex.pmx.com/gps/gpdm/Paginas/gpm.aspx
[3] http://sidoe2.dpep.pep.pemex.com
[4] http://www.pemex.org.mx
[5] RISKTOOLS Developing Fire Risk Tolerance Profiles An Overview
[6] RISKTOOLS Event Tree Loss Scenario Analysis
[7] Guía técnica de ARP 800-16400-DCO-GT-75-2012
[8] Purpule Book (Guidelines for quantitative Risk Assessment).
[9] Manual de seguridad industrial en plantas químicas petroleras, Tomo 1, pág-
343
[10] Blank, Leland. Tarquin Anthony. (2006): Ingeniería económica. Sexta edición,
México, Mc Graw-Hill
NORMAS OFICIALES MEXICANAS
[11] NOM-002-STPS-2010- CONDICIONES DE SEGURIDAD PARA LA
PREVENCIÓN Y PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
[12] NOM-008-SCFI-2002 SISTEMA GENERAL DE UNIDADES DE MEDIDA
[13] NOM-026-STPS-2008 COLORES Y SEÑALES DE SEGURIDAD E HIGIENE,
E IDENTIFICACION DE RIESGOS POR FLUIDOS
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
186
[14] NOM-093-SCFI-1994 VÁLVULAS DE RELEVO DE PRESIÓN
NORMAS OFICIALES MEXICANAS
[15] NOM-100-STPS-1994- SEGURIDAD-EXTINTORES CONTRA INCENDIO A
BASE DE POLVO QUÍMICO SECO (PQS)
[16] NOM-102-STPS-1994 SEGURIDAD- EXTINTORES CONTRA INCENDIO A
BASE DE BIÓXIDO DE CARBONO
[17] NOM-104-STPS-2001, AGENTES EXTINGUIDORES- POLVO QUÍMICO
SECO TIPO ABC A BASE DE FOSFATO MONO AMÓNICO
[18] NOM-106-STPS-1994, SEGURIDAD- AGENTES EXTINGUIDORES - PQS
TIPO BC - A BASE DE BICARBONATO DE SODIO
NORMAS DE REFERENCIA
[19] NRF-016-PEMEX-2010 DISEÑO DE REDES CONTRAINCENDIO
INSTALACIONES TERRESTRES
[20] NRF-018-PEMEX-2007F ESTUDIO DE RIESGOS
[21] NRF-019-PEMEX-2011- PROTECCIÓN CONTRAINCENDIO EN CUARTOS
DE CONTROL QUE CONTIENEN EQUIPO ELECTRÓNICO
[22] NRF-029-PEMEX-2002- SEÑALES DE SEGURIDAD E HIGIENE PARA LOS
EDIFICIOS ADMINISTRATIVOS DE PEMEX
[23] NRF-032-PEMEX-2005 SISTEMAS DE TUBERÍAS-ESPECIFICACIÓN DE
MATERIALES
[24] NRF-036-PEMEX-2010 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS
[25] NRF-044-PEMEX-2004 - TUBERÍA, CONEXIONES Y ACCESORIOS
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
187
[26] NRF-046-PEMEX-2003 - PROTOCOLOS DE COMUNICACION EN SDMC
[27] NRF-050-PEMEX-2007 BOMBAS CENTRÍFUGAS
NORMAS DE REFERENCIA
[28] NRF-053-PEMEX-2006 SISTEMAS DE PROTECCION ANTICORROSIVA A
BASE DE RECUBRIMIENTOS
[29] NRF-072-PEMEX-2009 - MUROS CONTRA INCENDIO
[30] NRF-095-PEMEX-2005 MOTORES ELÉCTRICOS
[31] NRF-125-PEMEX-2005- SISTEMAS FIJOS CONTRAINCENDIO ESPUMA
[32] NRF-127-PEMEX-2007 - SISTEMAS CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA
DE MAR
[33] NRF-180-PEMEX-2007 - TABLEROS DE CONTROL DE POZOS
[34] NRF-210-PEMEX-2011- SISTEMA DE GAS Y FUEGO DETECCIÓN Y
ALARMAS
[35] NRF-231-PEMEX-2010- ROPA Y TRAJES DE PROTECCIÓN PERSONAL
CONTRAINCENDIO
[36] NRF-239-PEMEX-2009- EQUIPO AUTÓNOMO DE RESPIRACIÓN
[37] NRF-049-PEMEX-2001 INSPECCIÓN DE BIENES Y SERVICIOS
[38] NRF-105-PEMEX-2005 SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y
CONTROL (SDMC),
[40] NRF-009-PEMEX-2001, la cual se define como, IDENTIFICACIÓN DE
PRODUCTOS TRANSPORTADOS POR TUBERÍAS O CONTENIDOS EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.
188
NORMAS ISO
[41] ISO 10418 – 2003
NORMAS INTERNACIONALES
[42] NFPA 10 STANDARD FOR PORTABLE FIRE EXTINGUISHERS – 2010
[43] NFPA 2001 CLEAN AGENT FIRE EXTINGUISHING SYSTEMS – 2012
ANEXOS
[44] Anexo C – Licitación Pública Internacional TLC, No. 18575106-508-12 rev.2