1.0.- Seguridad,industrial.pdf 363r14

Terreno en Urb. Monte Bello - Los Ejidos Piura

SEGURIDAD INDUSTRIAL • Es una disciplina que comprende actividades de orden técnico, legal, humano y económico que vela por el bienestar humano y la propiedad física de la empresa. • Actualmente se define como una herramienta fundamental en el Control de pérdidas y en la prevención de riesgos.

OBJETIVOS DE LA SEGURIDAD INDUSTRIAL • El objetivo de la Seguridad Industrial es prevenir los accidentes de trabajo que pueden afectar la salud y bienestar del trabajador así como la propiedad física de la empresa.

RIESGO • Es la probabilidad de que ocurran lesiones a las personas, daños al medio ambiente o pérdidas en los procesos y equipos.

PELIGRO • Una condición o acto con potencial o pérdida por accidente.

PERDIDA • Derroche innecesario de cualquier recurso.

ACCIDENTE • Es un acontecimiento violento, repentino, prevenible y no deseado, que interrumpe un proceso normal de trabajo.

CLASIFICACION DE LOS ACCIDENTES ACCIDENTES EN LOS QUE EL MATERIAL VA HACIA EL HOMBRE • Por golpe • Por atrapamiento • Por o

ACCIDENTES EN LOS QUE EL HOMBRE VA HACIA EL MATERIAL • Por pegar contra • Por o con • Por prendimiento • Por caída a nivel • Por caída a desnivel

ACCIDENTES EN LOS QUE EL MOVIMIENTO RELATIVO ES INDETERMINADO • Por sobreesfuerzo • Por exposición

CAUSAS DE LOS ACCIDENTES Hay dos grandes causas de accidentes: • El hombre • El medio ambiente

ACTOS INSEGUROS Se refiere a la violación de un procedimiento aceptado como seguro. • Mal uso de los EEP • Alcoholismo • Actitudes indebidas

CONDICIONES INSEGURAS Es cualquier condición del ambiente que puede contribuir a un accidente. • Falta de orden y limpieza • Desgaste normal de las instalaciones y equipos • Mantenimiento inadecuado • Riesgos eléctricos • Riesgos de Incendio

Clasificacion de fuegos • 1. Fuego clase A.Producido por papel, madera, telas, caucho. • 2. Fuego clase B.Producido por combustión de sust. Líquidas, gaseosas y grasas combustibles. • 3. Fuego clase C.Producido en equipo de circuito eléctrico “activos”. • 4. Fuego clase D. Por combustión de metales combustibles: Mg, Ti.

SELECCIÓN DE EXTINTORES SEGÚN LA CLASE DE FUEGO TIPO DE FUEGO

A

B

C

TIPO DE EXTINTORES

AGUA

X

ESPUMAS

X

POLVO QUÍMICO MULTIPROPÓSITO (ABC)

X

X

HALONES

X

X

CO2

X

X

D

RIESGOS ELECTRICOS Presenta riesgos en generación, distribución y utilización.

•VOLTAJES CONTENIDOS •110 V, 220 V : Iluminación •380 V, 440 V : Maquinarias

Un choque electrico puede ocasionar • 1. Contracción muscular • 2. Paralización de la respiración • 3. Paralización cardiaca inmediata • 4. Lesiones en el sistema nervioso central • 5. quemaduras

Camino que sigue la corriente eléctrica • 1. Entre los • 2. A través del corazón • 3. A través del cerebro • 4. Por cualquier otra parte del cuerpo

La gravedad del choque esta determinado por: • 1. Por la cantidad de corriente • 2. Por la resistencia que ofrece el cuerpo • 3. Por el tipo de corriente • 4. El tiempo de o

REGLAS SENCILLAS A SEGUIR • 1. No tratar de adivinar si un circuito tiene o no corriente.

• 2. Utilizar los instrumentos apropiados para probar los circuitos. • 3. Usar equipos de seguridad • 4. Usar señales de peligro • 5. Observar el fiel cumplimiento del Código nacional de seguridad eléctrica.

RIESGOS EN CALDERAS • La importancia del cuidado de agua • Prevención de la corrosión • Prevención de formación de incrustaciones • Eliminación de acumulación de lodos • Limpieza de los tubos • Cuidado del quemador • Controles de nivel de agua • Mantenimiento

RIESGO DE EXPLOSION • QUE HACER EN CASO DE FUGA DE GAS • QUE HACER EN CASO DE INCENDIO POR FUGA DE GAS

RIESGOS ESPECIALES • Riesgos en montacargas • Trabajos de soldadura y corte • Escaleras y plataformas elevadas • Ascensores • Operación de máquinas • Trabajos de mantenimiento • Orden y aseo • Reglamento de SHI • Comité de SHI

RECONOCIMIENTO 1. Hacer un plano de la empresa con las diferentes secciones. 2. Verificar durante la inspección si todas las máquinas funcionan.

RUIDO 1. Durante el trabajo, los trabajadores están expuestos a niveles de ruido?, 2. Cuáles son las fuentes del ruido.

3. Hay equipos de protección personal

VIBRACIONES 1. Hay máquinas o se debe hacer acciones que hace vibraciones 2. Las vibraciones afectan las manos y los brazos. Cuáles son las fuentes. 3. Si las vibraciones afectan todo el cuerpo, cuáles son las fuentes.

ILUMINACION 1. Hay suficiente iluminación para el trabajo que se debe realizar?

CONDICIONES TERMOAMBIENTALES 1. Podría ser que el clima afecte la salud, a cuantas personas. 2. Cuál es la causa?

Fuentes de calor Fuentes de frío Corriente de aire Mala ventilación Humedad baja/alta

RADIACION 1. Durante el trabajo, los trabajadores están expuestos a radiación?, 2. Que tipo de radiación? 3. Hay equipos de protección personal?

SUSTANCIAS QUIMICAS 1. Durante el trabajo, los trabajadores están expuestos a sustancias químicas?, cuántas personas. 2. Existe la posibilidad de aspirar vapores, gases o polvo, cuáles son las fuentes, a cuántas personas afecta, existe la posibilidad de o con la piel. 3. Hay posibilidades de formación accidental de otros productos químicos? 4. Hay medidas tomadas o equipos de protección.

FACTORES BIOLOGICOS 1. Existe la posibilidad de o con animales o vegetales, cuántas personas. 2. Cuáles son las fuentes.

3. Hay medidas tomadas o equipos de protección personal para reducir la exposición.

ERGONOMIA 1. Cómo se ejecuta el trabajo, sentado, de pie. 2. El trabajo obliga movimientos repetidos. 3. El trabajo, obliga usar mucho la fuerza del cuerpo. 4. Se tiene que levantar mucho peso. 5. Se tiene que levantar frecuentemente.

CONDICIONES DE SEGURIDAD 1. Hay desórdenes curiosos 2. Los ambientes de trabajo están en desorden 3. Se trabaja cerca de las carretillas, elevadoras o grúas. 4. Se trabaja cerca de máquinas que giran, cortan, etc. 5. Hay máquinas en mal estado. 6. Se trabaja cerca de objetos que dan calor o frío, materiales explosivos o inflamables, sust. Químicas muy peligrosas.

LA SEGURIDAD EN LA MINERÍA ARTESANAL Y PEQUEÑA MINERIA

VALGA COMO EJEMPLO EL SIGUIENTE: PROBLEMÁTICA DE LA PM y MA AURÍFERA - 90% no cuentan con personal técnico. - 98% no reciben asistencia técnica. - 97% no disponen de medidas de seguridad. - 60% trabajan en mina con sistemas manuales. - 21% trabajan en mina con sistemas semimanuales (con alguna máquina). - 16% trabajan en mina con sistemas mecanizados. - 71% utilizan plantas de tratamiento rústicas. - 16% utilizan plantas de tratamiento semimecanizadas. - 7% utilizan plantas de tratamiento mecanizadas. ESTA SITUACIÓN PUEDE HACERSE EXTENSIVA AL RESTO DE PEQUEÑA MINERÍA Y MINERÍA ARTESANAL

SOLUCIÓN: TECNIFICACIÓN DE LAS EXPLOTACIONES

MAYOR CUALIFICACIÓN

+ APLICACIÓN NORMAS DE SEGURIDAD

+ EMPLEO DE MÉTODOS DE TRABAJO ADECUADOS

Ganadores del certamen

SEGURIDAD EN EL TRABAJO

En quinto puesto

En cuarto puesto

En tercer puesto

En segundo puesto

Y el GANADOR es…

LAS SOLUCIONES PREMIADAS EN EL CONCURSO RESUELVEN UNA SITUACIÓN PERO CON UN RIESGO MUY ALTO, INASUMIBLE, PARA EL TRABAJADOR. EL FIN NUNCA JUSTIFICA LOS MEDIOS EN ESTOS CASOS.

POR TANTO NO SON VÁLIDAS. HAY QUE BUSCAR ALTERNATIVAS

¿CUÁLES?

COMPROMISO TRIPLE

SEGURIDAD

PRODUCCIÓN

COSTE

CON LA SEGURIDAD COMO FACTOR DETERMINANTE

PREMISAS BÁSICAS DEL TRABAJO SEGURO

1. CADA PERSONA ES INDIVIDUALMENTE RESPONSABLE DE SU SEGURIDAD 2. LA SEGURIDAD ES COSA DE TODOS

3. LA SEGURIDAD ES RENTABLE

CERRO PUCALOMA (BOLIVIA)

CHIMA 300 m

LA FALTA DE SEGURIDAD TIENE GRAVES CONSECUENCIAS

TAJO EN EXPLOTACIÓN

ACCIDENTES 1949 Chima 1952 Chima (400 muertos)

1971 Chima (20 muertos) 1991 Chima (20 muertos)

1992 Llipi (277 muertos) 1998 Mocotoro (130 muertos)

26.3.2003

13.4.2003

CERRO PUCALOMA ANTES Y DESPUÉS DEL COLAPSO

SUPERFICIE DE ROTURA PARTE SUPERIOR DEL DESLIZAMIENTO

CHIMA

24 FALLECIDOS IDENTIFICADOS 45 DESAPARECIDOS IDENTIFICADOS 100 DESAPARECIDOS SIN IDENTIFICAR 690 DAMNIFICADOS (35% de la población) 149 CASAS DESTRUIDAS Y DAÑADAS (24% de la población)

NADA VARIÓ EN EL MÉTODO DE EXPLOTACIÓN DESPUÉS DEL COLAPSO A PESAR DE LAS RECOMENDACIONES TÉCNICAS EFECTUADAS

ENFERMEDADES OCUPACIONALES DETERIORO LENTO Y PROGRESIVO DE LA SALUD DEL TRABAJADOR MOTIVADO POR LA EXPOSICIÓN CONTINUA DE SU PERSONA A SITUACIONES ADVERSAS AL AMBIENTE DE TRABAJO O A SU ORGANIZACIÓN. INFLUYEN: TIEMPO DE EXPOSICIÓN

INTENSIDAD DE LA SITUACIÓN ADVERSA FACTORES PERSONALES DEL TRABAJADOR

SILICOSIS

BURSITIS MÁS GRAVE

TENDINITIS

HIDRARGIRISMO

BURSITIS

INFLAMACIÓN AGUDA O CRÓNICA DE LAS BOLSAS EXISTENTES EN LAS ARTICULACIONES. CAUSAS: ROCES EXCESIVOS, APOYOS PROLONGADOS, PRESIÓN CONTINUA, TRAUMATISMOS REPETIDOS.

PREVENCIÓN: EVITAR ROCES, GOLPES Y APOYOS. TRATAMIENTO: INFILTRACIONES DE ANTIINFLAMATORIOS, CIRUGÍA.

TENDINITIS

INFLAMACIÓN DEL TENDÓN O DE LA VAINA QUE LO ENVUELVE.

CAUSAS: SOBRECARGA DE TRABAJO O REPETITIVIDAD DE MOVIMIENTOS CON LA MUÑECA O ANTEBRAZO. PREVENCIÓN: NO SOBRECARGAR LOS MÚSCULOS, REDUCIR LOS MOVIMIENTOS QUE IMPLIQUEN GOLPES CON LA MUÑECA EXTENDIDA O EN FLEXIÓN. TRATAMIENTO: REPOSO E INFILTRACIONES ANTIINFLAMATORIAS.

SITUACIONES QUE FAVORECEN CONTRAER TENDINITIS.

SILICOSIS ENFERMEDAD INCURABLE PRODUCIDA POR EL DEPÓSITO Y ACUMULACIÓN EN LOS PULMONES DEL POLVO DE SÍLICE INHALADO.

CAUSAS: TRABAJO CON ROCAS QUE CONTIENEN SÍLICE COMO GRANITO O FILONES DE CUARZO, EN AMBIENTE PULVÍGENO. INFLUYE LA PREDISPOSICIÓN DEL TRABAJADOR. SÍNTOMAS: CANSANCIO, FATIGA, DIFICULTAD PARA RESPIRAR. EN ESTADOS AVANZADOS MUERTE LENTA POR ASFIXIA.

TRATAMIENTO: NO TIENE. PREVENCIÓN: TÉCNICA Y MÉDICA. TÉCNICA: DISMINUIR EL POLVO EN EL AIRE. USAR MÁSCARAS. MÉDICA: RECONOCIMIENTOS PREVIOS, PERIÓDICOS Y POSTOCUPACIONALES. OTROS RIESGOS: ENFERMEDADES ASOCIADAS QUE ACELERAN LA EVOLUCIÓN DE LA SILICOSIS HACIA FORMAS MÁS GRAVES (TUBERCULOSIS).

PULMÓN CON NÓDULOS SILICIFICADOS

¡PELIGRO!

¡PELIGRO!

SITUACIONES QUE IMPLICAN UN ELEVADO RIESGO DE INHALAR POLVO. OBLIGATORIO PROTEGERSE CON RESPIRADOR.

¡NO!

¡SI!

EN AMBIENTE CON POLVO ES PRECISO UTILIZAR RESPIRADOR.

MEDIDAS PREVENTIVAS CONTRA LA SILICOSIS USAR RESPIRADOR O FRANELA HÚMEDA. PERFORAR SIEMPRE CON AGUA. EN LAS CANCHADORAS, HUMEDECER EL MINERAL. EN LOS MOLINOS POLVEADORES, USAR RESPIRADOR. ALEJARSE SIEMPRE DE LAS NUBES DE POLVO. CONTROLAR LA VENTILACIÓN PARA QUE LA CORRIENTE DE AIRE NO PRODUZCA POLVO.

INYECCIÓN DE AGUA EN LA ROCA

MEJOR

PEOR

SIEMPRE PROTEGIDOS FRENTE AL POLVO MÁS VALE UNA MALA PROTECCIÓN QUE NINGUNA

HIDRARGIRISMO EL MERCURIO ES UN METAL CUYA PRESENCIA EN EL CUERPO HUMANO RESULTA TÓXICA A PARTIR DE CIERTOS NIVELES CRÍTICOS. EL HIDRARGIRISMO ES UNA INTOXICACIÓN CRÓNICA POR ASIMILACIÓN DEL MERCURIO DURANTE EL PROCESO DE AMALGAMACIÓN. VÍAS DE ENTRADA AL ORGANISMO: 1.- RESPIRATORIA: EL VAPOR DE MERCURIO PENETRA FÁCILMENTE LA MEMBRANA DEL ALVÉOLO PULMONAR Y PASA A LA SANGRE ABSORBIÉNDOSE UN 80% DE LA CANTIDAD INHALADA. ESTA VÍA DE ENTRADA ES LA MÁS IMPORTANTE EN EL CAMPO DE LA SALUD LABORAL. 2.- DIGESTIVA. 3.- CUTÁNEA. ELIMINACIÓN DEL MERCURIO: ORINA (10%) Y HECES (90%).

MAYORES EMISIONES DE MERCURIO EN LA AMALGAMACIÓN EN FLUJO ABIERTO (IN SITU, CANALETAS, MOLINOS, PLANCHAS AMALGAMADORAS, ETC.).

EN LA OPERACIÓN DE LAVADO DE MATERIAL PROCESADO EN CIRCUITO CERRADO (AMALGAMACIÓN DE CONCENTRADOS O MINERALES DE ALTA LEY). EN LA FASE DE SEPARACIÓN METAL-MERCURIO, ESPECIALMENTE DURANTE LA QUEMA ABIERTA DE LA AMALGAMA QUE ES LA FUENTE DE MAYOR PRODUCCIÓN DE EMISIONES DE MERCURIO EN FORMA DE VAPOR. EN LA REFINACIÓN DEL ORO, EN LOS ESTABLECIMIENTOS COMPRADORES. EN EL TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO DE MERCURIO (DERRAMES DE MERCURIO METÁLICO Y EVAPORACIÓN).

SI LA ENTRADA DE MERCURIO AL CUERPO SUPERA SU ELIMINACIÓN INTOXICACIÓN SUBAGUDA INTOXICACIÓN AGUDA INTOXICACIÓN CRÓNICA

HIDRARGIRISMO

FORMA MÁS FRECUENTE Y MÁS GRAVE DE ENVENENAMIENTO POR MERCURIO

2 FASES:

ABSORCIÓN

INTOXICACIÓN

PERIODO DE ABSORCIÓN. SÍNTOMAS: FALTA DE APETITO, CANSANCIO, PÉRDIDA DE PESO, DOLORES DE CABEZA, DIFICULTADES PARA CONCILIAR SUEÑO, DOLORES EN PIERNAS Y BRAZOS ...

PERIODO DE INTOXICACIÓN. SÍNTOMAS: 1. ALTERACIONES DEL APARATO DIGESTIVO: NAUSEAS, VÓMITOS, DIARREAS, AUMENTO DE SECRECIÓN DE SALIVA, ÚLCERAS, INFLAMACIÓN ENCÍAS, ... 2. ALTERACIONES OCULARES. 3. ALTERACIONES DEL SISTEMA NERVIOSO: PÉRDIDA DE MEMORIA, DEBILIDAD MUSCULAR, TRISTEZA, ANSIEDAD, SUEÑO AGITADO, IRRITABILIDAD, DEPRESIÓN. EL GRAN SÍNTOMA DEL HIDRARGIRISMO ES EL TEMBLOR

4. ALTERACIONES RENALES. 5. ALTERACIONES EN LA PIEL. TRATAMIENTO CUANDO SE MANIFIESTA LA ENFERMEDAD: POCAS POSIBILIDADES DE ÉXITO. USO DE ANTÍDOTOS Y TERAPIA GENERAL DE APOYO.

POR TANTO LA ACTUACIÓN CORRECTA DEBE TENER UN MARCADO CARÁCTER PREVENTIVO.

POSIBLES AFECTADOS POR LA CONTAMINACIÓN POR MERCURIO

PROPIO TRABAJADOR FAMILIARES

AGUA

COMPAÑEROS

GANADOS

MERCURIO

COMUNIDADES ALEJADAS

AIRE FAUNA SALVAJE MEDIO AMBIENTE EN GENERAL

POR TANTO, CUANDO TRABAJE CON MERCURIO RECUERDE…

NUNCA QUEME LA AMALGAMA LIBREMENTE AL AIRE

LA CONTAMINACIÓN POR MERCURIO PUEDE AFECTAR, ADEMÁS DE A UD., A SU FAMILIA Y COMPAÑEROS.

EVITE QUE EL MERCURIO ENTRE EN O CON LA PIEL. NUNCA AMALGAME CON PIES Y MANOS.

TINA CON AGUA PARA RECUPERACIÓN

VASO RECUPERADOR DE MERCURIO

CRISOL

LOS METALES NUNCA DESAPARECEN EN EL CRISOL. SÓLO EL MERCURIO SE VAPORIZA.

POR SU SEGURIDAD, USE SIEMPRE UN DESTILADOR

RETORTA COSUDE (Agencia suiza para el desarrollo y la cooperación)

RETORTA ARTESANAL

SOLUCIÓN DE AGUA CON SAL MERCURIO SUCIO

NUNCA GUARDE EL MERCURIO EN SU VIVIENDA. NO USE RECIPIENTES QUE HAYAN CONTENIDO MERCURIO PARA GUARDAR ALIMENTOS Y BEBIDAS.

UTILICE SIEMPRE UN REACTIVADOR DE MERCURIO.

P E L I G R O PRÁCTICAS A CORREGIR POR EL BIEN DE LA SALUD

MINERO PRECONCENTRANDO ORO PARA AMALGAMAR

MINERO QUEMANDO AMALGAMA FUERA DEL RECUPERADOR DE MERCURIO

MINERO LIMPIANDO UN TONEL DE AMALGAMACIÓN

HORNO DE COSUDE PARA LA QUEMA DE AMALGAMA

ENVENENAMIENTO POR CIANURO NO ES UNA ENFERMEDAD OCUPACIONAL. EL CIANURO ES UN VENENO MUY POTENTE DE EFECTOS RÁPIDOS. CAUSA: MANEJO INADECUADO DEL CIANURO

POLVO Y GASES.

SÍNTOMAS: OJOS ENROJECIDOS, IRRITACIÓN DE GARGANTA, PALPITACIONES, RESPIRACIÓN DIFICULTOSA, SALIVACIÓN, ATURDIMIENTO, NAUSEAS, DOLOR DE CABEZA, DEBILIDAD EN BRAZOS Y PIERNAS, MAREOS, DESMAYO, CONVULSIONES. TRATAMIENTO: INHALACIÓN: OXÍGENO, NITRATO DE AMILO MÁS OXÍGENO. RESUCITADOR DE OXÍGENO Y/O RESPIRACIÓN ARTIFICIAL. SI HAY INGESTIÓN, AGUA CON 1% TIOSULFATO DE SODIO Y HACER VOMITAR. BOTIQUIN: SIEMPRE DOTADO.

PREVENCIÓN: USO POR PERSONAL ESPECIALIZADO. MANIPULEO CON GUANTES Y GAFAS PROTECTORAS EN AMBIENTE AIREADO. ES BIODEGRADABLE.

PRECAUCIONES OBLIGADAS CON EL CIANURO

ATENCIÓN NO INHALAR POLVOS NI GASES DE CIANURO. NO INGERIR ALIMENTOS NI FUMAR CUANDO SE MANIPULE. NO ALMACENARLO CON ALIMENTOS NI BEBIDAS. EVITAR QUE ENTRE EN O CON ÁCIDOS. TRABAJAR SIEMPRE EN MEDIO ALCALINO (pH 11). NO PERMITIR EL PASO A LAS ZONAS DE TRABAJO CON CIANURO.

NEUTRALIZAR LOS DERRAMES ACCIDENTALES DE CIANURO. DEPOSITAR LOS RELAVES SOBRE BASES IMPERMEABLES PARA QUE EL CIANURO NO PENETRE EN EL SUBSUELO. AL ABANDONAR LAS RELAVERAS DE CIANURACIÓN, RECUBRIRLAS CON DESMONTES, UNA CAPA DE TIERRA Y REVEGETAR EL LUGAR.

RIESGOS EN SITUACIÓN DE AISLAMIENTO

TIEMPO DE AUXILIO SEGÚN TIPO DE ACCIDENTE

ANGUSTIA, APATÍA O ESTRÉS SON PROBLEMAS QUE DESARROLLA EL TRABAJADOR EN SOLITARIO O AISLADO Y QUE TRASLADA A SU ENTORNO FAMILIAR

EN SEGURIDAD TODAS LAS PRECAUCIONES Y AYUDAS SON POCAS C O N O C I M I E N T O

+

+

¿POR QUÉ ESTA CAPACITACIÒN? Toda actividad cuenta con riesgos asociados :

Cruzar el camino Conducir un vehículo Esquiar Viajar en avión Hacer deportes Subir por una escalera Desinstalar una línea química Ingresar a un espacio confinado Trabajar en minas subterráneas

SEGURIDAD PREVENTIVA Es la combinación razonable de políticas, estándares, procedimientos y prácticas, en el contexto de la actividad minera, para alcanzar los objetivos de Seguridad y Salud Ocupacional.

Algunas definiciones •PELIGRO: DS-055-2010 EM.- Es todo aquello que tiene potencial de causar daños a personas, equipos, procesos y ambiente. OHSAS 18000 - V 2007.- Es todo acto, situación o fuente de energía con potencial de causar daño a las personas en términos de lesiones y enfermedades ocupacionales.

…Algunas definiciones •RIESGO : Es la probabilidad y severidad reflejados en la posibilidad de que un peligro cause pérdida o daño a las personas, a los equipos, a los procesos y/o ambiente de trabajo.

Tipos de PELIGROS y tipos de RIESGOS TIPOS DE PELIGROS

TIPOS DE RIESGOS

1.- Visibles

1.- Alto riesgo

2.- Ocultos

2.- Mediano Riesgo

3.- En desarrollo

3.- Bajo riesgo

TIPOS DE PELIGROS

1

PELIGROS VISIBLES te Aquellos que se ven, oidos, olfateados o probados por el equipo de inspección. Ejemplos : Banco colgado, chimenea sin parrilla, cable pelado.

TIPOS DE PELIGROS

2

PELIGROS OCULTOS Aquellos NO sentidos, NO visibles. Requieren de una lista de inspección . Ejemplos : Monóxido de Carbono, bolsadas de agua, etc.

TIPOS DE PELIGROS

3

PELIGROS EN DESARROLLO te Aquellos que empeoran con el tiempo, pueden NO ser detectados sin medida. Ejemplos : Daños estructurales a un edificio, Sostenimiento con cuadros de madera, Desgaste en Cables de Winches.

¿Porqué se producen los Accidentes ? FALTA DE CONTROL

CAUSAS BÁSICAS

CAUSAS INMEDIATAS

ACCIDENTES

PÉRDIDAS

*Programas Inadecuados *Estándares Inadecuados *Cumplimiento Inadecuado del Programa

* Factores Personales *Factores de Trabajo

* Actos y condiciones Inseguros

* o con energía o Sustancias

* Personas *Propiedad *Proceso

¿Por qué ocurren los accidentes? • Los accidentes y cuasi accidentes no suceden simplemente, sino son causados. • Por que no se controlan las causa de lo que lo originan. • Los accidentes suceden por la actitud permisiva de la supervisión. • Por falta de voluntad y compromiso de la organización. • Por el no cumplimiento de las normas y reglamentos. • Falta de gestión de la Prevención.

CONCEPTOS NECESARIOS FUENTES DE ENERGÍA: Todas las energías peligrosas con las que podemos encontrarnos en el lugar de trabajo. BLANCOS: La gente, Equipos, Procesos, medio ambiente, en otras palabras todo aquello que puede ser afectado. CONTROLES: Medidas usadas para eliminar, controlar el impacto dañino de las energías negativas o peligros.

CONSECUENCIAS: se refiere al resultado, de existir, el o con la fuente de energía negativa.

ORIGEN DE LOS ACCIDENTES

Principio o Ley Universal de los Accidentes

“ No hay efecto sin causa que los produzca” CAUSAS

HECHO

CONSECUENCIAS

PELIGROS, BLANCOS Y BARRERAS (Medidas de Control)

Ruta de la energía

Ruta de la energía

Ruta de la energía

PELIGRO, BLANCOS Y BARRERAS (Medidas de Control)

Ruta de la energía

Ruta de la energía

Ruta de la energía

BARRERA DE SEGURIDAD DAR PODER COMPETENCIA

LIDERAZGO

COMPROMISO M. DE ROCAS

ORDEN Y LIMPIEZA

TRABAJO EQUIPO

AUDITORIAS

HABILIDAD

CHECK LIST

INSPECCIONES

ESTANDARES FISICOS

INGENIERIA DISEÑO PROCESOS

COMUNICACION

CONOCIMIENTO

ANALISIS DE INCIDENTES

INTEGRIDAD

SECURITY

CULTURA

CONDUCTA

PROCEDIMIENTOS

CAPACITACION

MECANICO

CLIMA

IPER

MEDIO AMBIENTE

DISPOSITIVOS

SEGURIDAD

TECNOLOGIA

MAQUINARIA 159

BARRERA DE SEGURIDAD DAR PODER

CLIMA TRABAJO EQUIPO

COMPETENCIA

COMPROMISO REUNIONES

HABILIDAD

PROCEDIMIENTOS AUDITORIAS

INTEGRIDAD

MATERIAL ORDEN Y LIMPIEZA

COMUNICACION

CONDUCTA

CAPACITACION

MECANICO

CULTURA

CHECK LIST

INSPECCIONES

ESTANDARES FISICOS DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

PROCESO

TECNOLOGIA

MAQUINARIA 160

¿Identifique los Peligros ........

¿Nivel de riesgo?

161

162

¿ A quién afecta un accidente ? •A nuestros seres queridos. •A la empresa. •A terceros. etc ....................

¿ Cómo enfrentar este problema? Mediante una Acción permanente, sistemática y organizada en prevención.

¿ Qué hacer? Establecer un Programa de Identificación de peligros y evaluación de riesgos y control de los factores que potencialmente pueden producir accidentes.

HERRAMIENTAS PARA IDENTIFICAR LOS FACTORES DE RIESGO • Inspecciones de Seguridad. • Observaciones de Seguridad. • Investigación de accidentes.

• Análisis de seguridad en el trabajo.

¿Cómo controlar las condiciones de Riesgo? • Capacitación • Inducción • Técnicas de Ingeniería

• Motivación • Cumplimiento de las normas y Reglamentos • Exámenes pre-ocupacionales.

¿Por qué debemos controlar las condiciones de riesgo?

• Para proteger la vida de los trabajadores y patrimonio. • Principio de prevención de riesgos. • Reducir y minimizar las pérdidas • Para establecer una metodología segura de trabajo. • Para reducir los riesgos a un nivel de aceptación. • Continuidad de las operaciones.

EL MODELO DEL PROCESO PARA LA SOLUCION DE PROBLEMAS IDENTIFICACIÓN

 Auditoria  Revisión  Control

 Del Peligro  Línea de base  Análisis del peligro

MONITOREO

SIEMPRE

EVALUACIÓN

HAY UNA MEJOR

 De Riesgos Control de revisión  Mediciones detalladas

Capacitación

FORMA

DE HACER

LAS COSAS......

Programas  Planes de mejora Etapas IMPLEMENTACIÓN

MC DESARROLLO SOLAMENTE

Entrenamiento

 Planes de acción  Estándares  Procedimientos

HAY QUE ENCONTRARLA

171

CAPACITACION PARA EXPERTOS EN PREVENCION DE RIESGOS

OBJETIVOS •

ENTREGAR HERRAMIENTAS PREVENTIVAS QUE PERMITAN EL DESARROLLO DE UN SISTEMA DE GESTIÓN PREVENTIVO

•

ESTABLECER LINEAMIENTOS PARA LA AUDITORIA DE SISTEMAS PREVENTIVOS

TEMARIO •PROCESO DE IDENTIFICACION DE PELIGROS Y EVALUACION DE RIESGOS •PROCESO DE IDENTIFICACION Y EVALUACION DE AGENTES DE RIESGO DE ENFERMEDAD PROFESIONAL

•PROCESO DE IDENTIFICACION Y VERIFICACION DE REQUISITOS LEGALES •TECNICAS DE AUDITORIA DE SISTEMAS DE GESTION.

IDENTIFICACION DE PELIGROS Y EVALUACION DE RIESGOS: “ENTORNO CAMBIANTE”

¿Con quien interactuamos?

INTERACCION ES IGUAL A RIESGO

¿…y si…?

¿PODEMOS CONTROLAR EL RIESGO?

PODEMOS MANEJAR EL RIESGO

SECUENCIA DE MANEJO DE RIESGO

¡MANEJAR EL RIESGO! Pasos: •Identificar • Evaluar • Gestionar • Controlar

Requiere: •Trabajo en Equipo • Sistemática

¿CUÁL ES EL OBJETIVO DE ELLO?

¡SENTIRNOS SEGUROS! • Minimizar los Riesgos • Controlar las variables • Incorporar Acciones Preventivas/Correctivas

MANEJO DE RIESGOS

•

•

•

SISTEMA DE GESTION DE SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL ELEMENTO 2: IDENTIFICACION DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS PILAR CENTRAL DE NUESTRA GESTIÓN PREVENTIVA

MANEJO DE RIESGOS

•ENFOQUE DE PROCESOS • ANÁLISIS CRITICO • MEJORAR LA INDENTIFICACION DE PELIGROS • MEJORAR LA EVALUACION RIESGOS • DEFINICION DE HERRAMIENTAS MÁS ADECUADAS

ENFOQUE DE PROCESOS

PROCESO • Se entiende como un conjunto de operaciones que permite que las corrientes de entrada (materias primas,energía, recursos, equipos) se transformen en las corrientes de salida (productos, subproductos, residuos, emisiones) •Tiene siempre un “objetivo” una “razón de ser”

ENFOQUE DE PROCESOS

PROGRAMA DE PRODUCCIÓN

• MATERIAS PRIMAS • INSUMOS • EQUIPOS • HERRAMIENTAS • RECURSOS HUMANOS

• PRODUCTOS •RESIDUOS SÓLIDOS • EMISIONES • RESIDUOS LIQUIDOS

Atender los requerimientos del mercado en forma oportuna con uso eficiente de los recursos y para mantener la calidad de nuestros productos requerida por nuestros clientes.

ENFOQUE DE PROCESOS

SUBPROCESO •Funciones o etapas claves; secuénciales o en paralelo, que necesariamente se deben realizar para cumplir el “objetivo” o la “razón de ser” del proceso (Producción de Cemento). •Un Subproceso cumple un objetivo específico, el cual no se repite dentro del proceso

ENFOQUE DE PROCESOS

SUBPROCESO O FUNCIONES PRINCIPALES • Recepción y Almacenamiento de Materias Primas (Abastecer de MP al Proceso) • Fabricación Producto (Cumplir los requisitos de Calidad para el producto deseado) • Empaque y Bodega de Producto Terminado (Mantener los productos para despacho a clientes) • Despacho a clientes (Entrega producto al cliente según condiciones) • Control de Calidad (Disminuir las distorsiones en la Calidad del producto) • Mantención Planta (Asegurar la continuidad del proceso)

¿Qué Objetivos Específicos?

ENFOQUE DE PROCESOS

ACTIVIDADES

•Acciones o actividades que se realizan para cumplir el objetivo específico de un subproceso •Responde a la pregunta ¿Qué debo hacer, Qué necesito? • Se asocia a la interacción con el puesto de trabajo.

ENFOQUE DE PROCESOS

ACTIVIDAD: Recepcion de Materias primas • Pesaje de Camiones (Guardia – Camión - Pesaje) • Descarga de Camiones (Operador de Bodega – Grúa Horquilla) • Inventario (Jefe de Bodega – Bodega - Oficina)

Interacción: Operador – Área/Equipo/Entorno

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

•Definición de Procesos, Sub-Procesos y Actividades •Caracterización Inicial de Actividades •Identificación de Peligros de SySO

•Identificación de Riesgos y SySO

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

•Definición de Procesos, SubProcesos y Actividades •Caracterización Inicial de Actividades •Identificación de Peligros de SySO •Evaluación de Riesgos y SySO

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos” Normal

Presente Anormal Futura Emergencia

Indirecta Directa

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

Identificación de Peligros Golpes Contra Objetos y Estructuras

o con Material Incandesente Golpes y Caídas a Nivel

Daño Ocular

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

Identificación de Consecuencias Heridas y Quemaduras Lesiones en la Cabeza, Tronco y Extremidades

Conjuntivitis, Queratitis

Esguince, fracturas, politraumatismo, muerte

Evaluación del Riesgo (P*C) •Probabilidad Base •Frecuencia •Interacción Hombre- Fuente Peligrosa

•Consecuencia (Se relaciona con los Peligros identificados)

PROBABILIDAD

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

Controles de Ingeniería

Mantenimiento Instalaciones Sistemas de Respaldo Tipo de Tecnología

Controles Proceso

Instalación Alarmas Instalación paradas de emergencia Barreras, Señalética Protecciones

Controles istrativos

Procedimiento Seguro de Trabajo Normas, Instructivos

Capacitación y Competencias

Proceso Inducción Derecho a Saber Competencias Técnicas Competencias Blandas (Observaciones de Conducta)

USO de EPP

Tipo de EPP Condiciones de Uso EPP Condiciones de Recambio

“Procedimiento de Manejo de Identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos”

“Procedimiento de Identificación de Agentes de Riesgo de Enfermedad Profesional” •Proceso de Identificación : Reconocer áreas y Agentes •Proceso de Evaluaciones Diagnósticas: Descubrir los Puestos vulnerables •Proceso de Evaluaciones Intensivas: Determinar Los Puestos de Trabajo Críticos

•Programas de Trabajo para Agentes Críticos:Disminuir el Riesgo de Enfermedad Profesional - Programa Vigilancia Médica

- Programa de Vigilancia Ambiental - Programa de Capacitación

- Programa de Gestión de EPP •Indicadores: Asegurar el Seguimiento y Control de los Programas •Procedimiento Documentado para la Gestión de SO: Asegurar la mejora continua del proceso

“Procedimiento de Identificación de Agentes de Riesgo de Enfermedad Profesional”

“Procedimiento de Identificación y Verificación de Requisitos Legales”

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO”

 OBJETIVO  PRINCIPIOS  ALCANCE  FRECUENCIA  CRITERIOS DE AUDITORIA  CONTENIDO  PLAN  MEJORAMIENTO CONTINUO

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO”

OBJETIVO GENERAL

Verificar que la organización cuenta con un sistema o programa de Prevención de Riesgos capaz de evitar las perdidas a la organización debido a los accidentes (personales, daños a la propiedad, al proceso al medio ambiente) y que permita a a la vez garantizar la salud de sus trabajadores.

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO” OBJETIVOS ESPECIFICOS Ayudar

en la mejora de la seguridad e higiene ocupacionales Determinar

el cumplimiento de normas, reglamentos y procedimientos Mejorar

el sistema de gestión de riesgos de la seguridad en todos sus procesos. Mejorar

el nivel de concientización sobre la seguridad e higiene ocupacional. Conseguir

el cumplimiento de las exigencias de auditorias externas.

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO”

PRINCIPIOS

Una

auditoria de seguridad no busca criticar o menoscabar el trabajo realizado. Mas bien desea mejorar lo que se ha hecho hasta el presente. Objetividad Confidencialidad Confianza Profesionalismo

Imparcialidad Evidencia

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO” ALCANCE Se

puede analizar la gestión general de la prevención de riesgos. Se

puede analizar una determinada parte de la organización Se

pude tocar aspectos específicos a determinadas áreas: Gestión de riesgos en el proceso Riesgos eléctricos

Protección frente a los incendios Riesgos de tareas críticas

Estándares específicos en una determinada área.

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO”

PLAN DE LA AUDITORIA El

por qué? Se va a realizar la auditoria

Que

?

Cuando

Se se va a tocar en la auditoria ? (de que fecha a que fecha)

Como

? (Cuales van a ser los criterios, formatos y la forma en que se va a realizar la auditoria. La metodología) Donde? Quienes?

( Que lugares se pretende visitar) ( Van realizar la auditoria)

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO”

¿ QUE AUDITAR? 1.

Inspecciones informales y planeadas

2.

Análisis de riesgos de las tareas y procedimientos

3.

Observaciones de Seguridad Investigación de accidentes Investigación Preparación para las emergencias Normas, reglas e instructivos de la organización Capacitación en Seguridad a los trabajadores Entrenamiento y mantenimiento preventivo Equipos de protección personal

6. 7. 8. 9. 10. 11.

“TECNICAS DE AUDITORIA DE SSO”

Registros de Auditoria 1.

Análisis de causas de los hallazgos o desviaciones

2.

Propuesta de Acciones Correctivas y Preventivas

3.

Seguimiento

4.

Evaluación de Eficacia

6.

Impacto en los Indicadores de Gestión

7.

Informes y Reportes a la alta Gerencia

8.

Actas de Revisión del Sistema

9.

Fijación de Objetivos y Metas (Indicadores)

10.

Requerimientos de Capacitación

¿Porqué lo hacemos? RESPONSABILIDAD MORAL

DEBER MORAL

VENTAJA COMPETITIVA OBLIGACIÓN SOCIAL

CONVENIENCIA ECONOMICA

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN: DERECHOS

Búsqueda y extracción de hidrocarburos dentro del Área

Servidumbres

Derecho exclusivo de extraer y buscar hidrocarburos en los yacimientos que existan en las áreas concesionada

Construcción y operación instalaciones relacionadas y necesarias para la explotación (plantas de tratamiento, almacenajes, edificios, campamentos, muelles, embarcaderos, dentro o fuera del área de la concesión)

Obtención de una concesión de transporte

CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN: OBLIGACIONES

INVERTIR A RIESGO

INCORPORACION Y DESARROLLO DE RESERVAS

• Criterio de máxima producción compatible con explotación adecuada y económica.

• Explotar el recurso en forma racional y económica, evaluando integralmente el Área.

MENSURAR LOS LOTES DE EXPLOTACIÓN

• Reajustando la misma conforme el conocimiento del reservorio.

SECTORES CLAVES DE LA INDUSTRIA PETROLERA

En las Petroleras existen nodos claves que definen el comportamiento y la eficiencia, como ser:

Exploración Desarrollo y Explotación Industrialización Comercialización Estrategia General Estrategia Financiera  Exploración, Desarrollo y Explotación, constituyen lo que se conoce como el “corazón del negocio.”  Nacional e Internacionalmente las compañías Petroleras se miden y valorizan fundamentalmente por sus Reservas y su Producción.

YACIMIENTOS PETROLEROS

PERFORACIÓN

AIB (Aparato Individual de Bombeo)

TANQUES

TANQUES DE GAS

ASPECTOS TÉCNICOS, OPERATIVOS Y ECONÓMICOS

EXPLORACIÓN – DESARROLLO - PRODUCCIÓN Exploración

Play/ Lead

Delimitación

Prospecto

Inmaduro

Desarrollo Maduro para decisión de desarrollo

Plan de Desarrollo

Producción

En Desarrollo

Recursos Prospectivos

Recursos Contingentes

Reservas

Sísmica Estimación de Recursos Prospectivos Perforación exploratoria Interpretación y Análisis de Resultados

Perforación de avanzada Estimación de recursos Interpretación y Análisis de Resultados Estudios de factibilidad

Plan de Desarrollo Estimación de Reservas Construcción de instalaciones Perforación de Desarrollo Reparación de pozos Recuperación Secundaria Recuperación asistida

RIESGO

INVERSIONES Tiempo

En Producción

EXPLORACION: REGISTRACIÓN SÍSMICA • • • •

Las refracciones y reflexiones sísmicas debidamente filtradas y procesadas permiten identificar diferentes capas y estructuras, y en algunos casos acumulaciones de gas. Sísmica 2D: Cuando hay poco información zonal. Sísmica 3D: Cuando ya hay 2D y existe mayor información zonal de distinto tipo. Puede ser terrestre ó marina.

EXPLORACIÓN: EQUIPOS PARA REGISTRACIÓN SÍSMICA

EXPLORACIÓN: SISMÓGRAFO Y VIBROS

EXPLORACION: CAMPAMENTO SÍSMICA

EXPLORACION: PROCESAMIENTO E INTERPRETACIÓN SÍSMICA

Registración Procesamiento

W

E

Interpretación

EXPLORACION: GEOQUÍMICA DE SUPERFICIE •

Muestras superficiales derivadas de los HC almacenados en las Formaciones y/o Reservorios que se encuentran en profundidad, dan una idea de probables acumulaciones.

EXPLORACION: ESTUDIOS ADICIONALES Y PROCESO • • • •

Sísmica Geoquímica Gravimetría Magnetometría

•

Modelado / Simulación Geológica

• • • • • • •

Rocas generadoras Migración Rocas sellantes Fallas Intrusivos Trampas estructurales y estratigráficas Rocas Reservorios

• Sistema petrolero

EXPLORACION Y DESARROLLO: PERFORACIÓN DE POZOS

PERFORACIÓN

PERFORACIÓN: POZO INICIAL COMPLETO

PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS

PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS

PERFORACIÓN Y POZOS: POZOS OFFSHORE

PETROBRAS 2012: 2700 m

En 1999 la Cia. TOTAL ha perforado en el Sur de Argentina un pozo horizontal que en su momento fué record. Profundidad vertical: 2500 m, Apartamiento horizontal 8500 m, total: 11000 m. [CN-1/Área Kauss]

PERFORACIÓN Y DESARROLLO: UBICACIÓN DEL POZO

DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN

DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN

DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN: POZOS •

Durante el desarrollo de un Yacimiento, al detectarse zonas no drenadas, se perforan pozos intermedios para mejorar las acumuladas finales. Los radios de drenaje adecuados se conocen luego de varios meses ó años de producción de los pozos ya perforados.

COMO SE VALORIZA EL CRUDO

Cotización de referencia

Grados ºAPI

Sales e Impurezas

Valor técnico del crudo

POR TIPO DE PETRÓLEO

Base Parafínica

Base Asfáltica (nafténica)

Base Mixta

• De color claro, fluido y de baja densidad (0.75-0.85 g/ml). Rinden más nafta que los asfálticos. Son más fáciles de procesar y tienen mejor precio de venta

• Negros, viscosos y de elevada densidad (0.95 g/ml). Producen poca nafta y abundante fuel-oil, quedando asfalto como residuo. Es necesaria mayor capacidad de procesamiento (complejidad).

• Posee características de ambos.

POR CONTENIDO DE AZUFRE

Petróleo Dulce (Sweet Crude Oil)

• Contiene menos de 0.5% de azufre, preferido para producir naftas y destilados livianos. Petróleo de gran calidad.

Petróleo Agrio (Sour Crude Oil)

• Contiene al menos 1% de azufre. Mayor costo de refinación por requerir procesos de desulfurización para sus destilados.

POR DENSIDAD

PRINCIPALES CRUDOS WTI (West Texas Intermediate):

Brent (Europa):

Petróleo de mayor calidad que el Brent, es ligero y dulce, con un bajo contenido en azufre.

Originalmente era el crudo producido en el campo Brent. En la actualidad se da dicho nombre a la mezcla del crudo inglés proveniente de las zonas Brent y Ninian.

(39,6 grados API)

(38.06° grados API)

PRINCIPALES CRUDOS

Fateh Dubai (Oriente Medio). Es un crudo ligero proveniente de Dubai. Marcador exportaciones a Asia/Pacífico. (31° grados API)

Otros Crudos marcadores: ANS (Alaska), TAPIS (Malasia) MINAS (Indonesia)

LOGÍSTICA DEL NEGOCIO

LOGÍSTICA INTERNACIONAL Antes

Después

LOGÍSTICA & TRANSPORTE Buques

Gasoductos

Barcazas

TRANSPORTE

Oleoductos

Camiones cisterna

El transporte de los productos ligeros, gases licuados, gasolinas, naftas, se realiza por barco y carretera, siendo mayor el riesgo.

DERIVADOS DEL PETRÓLEO Y DEL GAS

COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES

Mayorista

Distribuidores

Suministro

Minorista Estaciones de Servicio

Industrias

Agro

Empresas controladas por la empresa de bandera Contratos bajo estándares legales e internos

Franquicia

RECURSOS NO CONVENCIONALES Formaciones SHALE • Lutitas y Pelitas • Muy compactas • Muy baja permeabilidad • Sobrepresionadas (20% a 50%) • Espesores significativos (> 150 m ) • Gradiente térmico normal • Alto contenido en materia orgánica (TOC) • Necesaria y suficiente madurez térmica • Bajo grado de fisuramiento • Continuidad lateral de sus fases • Poca pendiente estructural • Profundidad mínima del Tope (1000 m) • Profundidad máxima de la Base (4500 m)

EL SHALE EN EL MUNDO

LA PERFORACION EN LA INDUSTRIA PETROLERA

• Tener los conocimientos básicos de un equipo de perforación y algunas técnicas de cálculo para resolver problemas. • Desarrollar las habilidades y destrezas para la identificación de los equipos de perforación. • Analizar y evaluar los trabajos y operaciones de perforación desde el punto de vista técnico. • Desarrollar la capacidad de análisis y elaboración de diseños en perforación. • Identificar la importancia de la tecnología en perforación de pozos y el contexto de la Industria Petrolera.

PERFORACION DE POZOS

• Luego de realizar una exploración sísmica, la prospección geofísica para la determinación de hidrocarburos en el subsuelo; se procede a la perforación de pozos de exploración. • Muchas destrezas especiales se requieren para perforar un pozo de manera segura y económica. • Compañías de servicios, contratistas y consultores, cada uno con su propia organización, proveen servicios necesarios. • Existen grupos especializados de ingeniería de perforación en las grandes compañías petroleras.

TECNOLOGIAS DE LA PERFORACION La Tecnología de la Perforación de Pozos toma en cuenta diferentes aspectos como son: desarrollo, investigación, modernización, etc. El Objetivo de esta Tecnología de Perforación es: “Lograr perforar pozos petroleros en forma eficiente, segura, económica y que permita la explotación adecuada de los hidrocarburos”. La renovación continua de las tecnologías de acuerdo a las situaciones que se presentan, por tanto la Optimización de la Perforación es “Incrementar la eficiencia de las operaciones involucradas en la Perforación de Pozos”

FACTORES PARA LA PLANIFICACION DE UN POZO PETROLERO La planeación de la perforación del pozo es una de las etapas importantes, en donde se establecen como premisas en el proceso los siguientes factores:

La estimación del costo de perforación para determinar la factibilidad económica de la perforación del pozo.

 Economía Control del costo para la minimización de losgastos totales de la perforación a través de un programa apropiado.

 Equipo adecuado.  Seguridad del personal.

 Protección al medio ambiente.

POZOS EXPLORATORIOS Un pozo es “exploratorio” (wildcat), si su propósito es descubrir un nuevo yacimiento de petróleo o gas. El propósito de un pozo de “desarrollo” es explotar un yacimiento conocido.

Usualmente, el grupo de geología de la empresa recomienda las localizaciones de los pozos exploratorios, mientras que el grupo de ingeniería de yacimientos recomienda las localizaciones de los pozos de desarrollo.

POZOS DE DESARROLLO El primer pozo que se perfora en un yacimiento para encontrar gas o petróleo se denomina pozo exploratorio. Si éste es exitoso, se perforan pozos de avanzada para determinar el tamaño del yacimiento. Por último, se perforan pozos de desarrollo cuyo número depende del esquema recomendado para dicho yacimiento

FACTORES QUE SE DEBEN TOMAR EN CUENTA PARA LA PERFORACIÓN DE UN POZO PETROLERO

Evaluación Geológica

Perspectiva Geofísica

Exploración de Perforación

Evaluación de Perforación Desarrollo de Perforación

TIPOS DE INSTALACIONES DE PERFORACION Se pueden clasificar ampliamente en 6 tipos diferentes:      

Equipos de Tierra. Equipos Sumergibles. Plataformas Auto – Elevables. Plataformas Fijas en el Mar. Equipos Semi-submergibles. Barcos de Perforación

EQUIPOS PARA PERFORAR EN TIERRA FIRME Típicamente se fabrican en configuraciones liviana, mediana y pesada Se movilizan empleando camiones de carga pesada y grúas Los equipos livianos sólo pueden perforar unos pocos miles de pies Los grandes son capaces de perforar por encima de los 20,000 pies

EQUIPOS DE PERFORACION SUMERGIBLES

Ideales para perforar en aguas muy someras. Pueden navegar o ser remolcados. Se sumergen cuando los compartimientos del casco son inundados con agua. El equipo se apoya en el lecho del agua y parte del mismo queda por encima del nivel del agua para permitir el trabajo de la cuadrilla de perforación. Estos equipos son apropiados para pantanos poco profundos, ríos y aguas interiores Construidos especialmente como sumergibles. Pueden operar también en áreas con frío extremo. Profundidades típicas del agua son de 20 pies

PLATAFORMAS MÓVILES AUTOELEVABLES Poseen patas estructurales que se pueden subir y bajar a voluntad. Cuando las patas son levantadas el equipo flota en el agua y puede ser remolcado o transportado por barco a otra localización. Al llegar a la nueva localización se bajan las patas hasta que penetren y se afiancen sobre el lecho marino. La plataforma se eleva entonces sobre el nivel del agua. Las plataformas Auto – Elevables pueden perforar en aguas hasta de 400 pies

PLATAFORMAS FIJAS AUTOSUFICIENTES Y PLATAFORMAS FIJAS CON BARCOS DE APOYO   

Permanecen inmóviles una vez construidas. Pueden perforar varios pozos desde una misma localización. Pueden ser autosuficientes o asistidos por barcazas (chalanas) de servicio.

EQUIPOS SEMI-SUMERGIBLES Tienen patas y apoyos huecos. Como los sumergibles, las patas son inundadas. Sin embargo, se requieren anclas y / o impulsores y posicionadores para mantener el equipo en posición.

Con este sistema se mantiene el equipo estable sobre el pozo a perforar . Utilizan instalaciones sub marinas para control del pozo fluyendo – BOPs

BARCOS PERFORADORES Son unidades flotantes costa afuera auto-propulsadas, Emplean sistema para control de reventones similares a los Semi-Sumergibles. Una Placa-Base de acero con hueco central se posiciona en el lecho marino para indicar el sitio en donde se perforará el pozo. Los equipos Semi-Sumergibles y Barcos Perforadores se posicionan sobre la placa para comenzar la perforación del pozo a través de ellas

RESUMEN DE LAS INSTALACIONES DE PERFORACIÓN      

Equipos de Tierra. EqPlataformas Fijas en el Mar. Equipos Semi-submergibles. Barcos de Perforación uipos Sumergibles. Plataformas Auto – Elevables.

METODOS DE PERFORACION PERFORACION A PERCUSION: Es un método lento y de profundidad limitada, que rara vez se utiliza. Se basa en triturar la roca elevando y dejando caer una pesada barrera cincel con vástago sujeta al extremo de un cable. Cada cierto tiempo se extrae la barrera y los fragmentos de roca triturada se suspenden en agua y se eliminan sacándolos a la superficie lavado a presión o bombeo.

METODOS DE PERFORACION PERFORACION ROTATORIA: Estos equipos se caracterizan porque trabajan girando o rotando la broca, trícono o trépano perforador. El sentido de la rotación debe ser el mismo usado para la unión o enrosque de las piezas que constituyen la sarta de perforación. Todas las brocas, trépanos o tríconos, son diseñados para cortar, triturar o voltear las distintas formaciones que pueden encontrarse a su paso. Estas herramientas son diseñadas para cada tipo de formación o terreno.

PRINCIPIOS BASICOS DE LA PERFORACION ROTARIA En el método de perforación rotaria el agujero es perforado por la acción combinada de Rotación y Peso aplicado a un trepano.

PRINCIPIOS BASICOS DE LA PERFORACION ROTARIA

ETAPAS DE LA PERFORACION 1. Involucra el armado, Instalación y puesta en marcha del Equipo de Perforación. 2. Perforación del pozo e instalación de la Cañería Guía, cuyo objetivo es consolidar el primer tramo del Pozo. 3. Se continua con la perforación y se instala la cañería superficial cuyo objetivo es servir de base para las instalaciones de seguridad. En esta etapa comienza el control de la Verticalidad del Pozo. 4. Comprende la perforación de acuerdo al programa, involucra la instalación de las cañerías intermedia cuyo objetivo es sellar y aislar zonas que puedan contaminar el lodo, aprisionamiento. Etc. 5. Perforación del ultimo tramo y su entubación con la cañería de producción. Posteriormente se baja herramienta de producción y el pozo pasa a organismos de producción.

FLUIDOS DE PERFORACION

FLUIDOS DE PERFORACION.

LEWIS Y MC-MURRAY

HAGGEN Y POLLARD

Decían que un buen lodo debía ser capaz de sellar arenas de formación, además de evitar su lavado y contrarrestar las presiones del gas”

Definieron el término lodo nativo como la mezcla de agua con arcilla la cual permanece en suspensión por un tiempo considerable.

STROUD encargado de encontrar un medio para aumentar la densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas.

LA BARITINA

LA BENTONITA

muy utilizado para dar densidad a los lodos, es un material inerte e insoluble en agua y aceite que puede ser usado en un amplio rango de concentración según sean las condiciones exigidas.

arcilla (sílico aluminato) que sirve para dar viscosidad y control de filtrado a loso lodos base agua fresca, su gravedad específica esta alrededor de 2.6.

FLUIDOS DE PERFORACION NO DEBEN SER:

CORROSIVOS TOXICOS

INFLAMABLES PERO SI: Inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a altas temperaturas.

OBJETIVO PRINCIPAL: garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforación, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las formaciones de altas presiones

Definición de lodos de perforación

Mezcla heterogénea de una fase continua (agua o aceite) con la fase que son los aditivos que se agregan y que pueden estar disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de darle al lodo PROPIEDADES adecuadas para que pueda cumplir FUNCIONES especificas en la perforación de pozos petroleros.

Composición de los fluidos de perforación En su gran mayoría los lodos de perforación son de base acuosa, donde la fase continua es el agua

Pero en términos generales, los lodos de perforación se componen de dos fases:

Fase líquida ,la cual puede ser agua (dulce o salada) o aceite

Fase sólida está puede estar compuesta por sólidos inertes (deseables o indeseables) o por sólidos reactivos

Funciones principales Sacar los recortes de formación a superficie.

Controlar las Presiones de formación.

No dañar las zonas productoras.

Estabilizar las paredes de las formaciones.

No dañar el medio ambiente.

Sacar Información del fondo del pozo.

Funciones principales Formar una película impermeable sobre las paredes de la formación.

Lubricar y enfriar la sarta de perforación.

Mantener en suspensión los sólidos.

No causar corrosión a la herramienta.

Transmitir energía al fondo del pozo

PROPIEDADES FISICAS DEL FLUIDO DE PERFORACION De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas, que permiten caracterizar y cuantificar su comportamiento así como distinguirlos de otros. Propiedades físicas: Densidad: Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos de la formación. La densidad del lodo se puede expresar en libras por galón (lb/gal), libras por pie cúbico (lb/ft3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o kilogramos por metro cúbico (Kg/m3) @ 70°F ( 21°C)

PROPIEDADES FISICAS DEL FLUIDO DE PERFORACION La Reología: es el estudio del flujo de líquidos y gases. La viscosidad que puede considerarse como la resistencia al flujo (o relativamente espeso) de un fluido, es un término reo lógico común utilizado en la industria del petróleo. La velocidad de corte (‫)ﻻ‬: Es igual a la velocidad rotacional (ω). Depende de la velocidad medida del fluido en la geometría en que está fluyendo.

Esfuerzo de corte (‫)ﺡ‬: Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de corte. El esfuerzo de corte está expresado en labras de fuerza por cien pies cuadrados (Lb/100 pie2)

PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION . Viscosidad API o de Embudo: Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del agua. Viscosidad aparente (VA): Es la viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado y a una tasa definida de corte Viscosidad plástica:Es una medida de la resistencia interna al flujo de fluido, atribuible a la cantidad, tipo y tamaño de los sólidos presentes en un fluido determinado. Punto cedente:Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento.

PROPIEDADES FISICAS DEL FLUIDO DE PERFORACION TIXOTROPÍA: Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de gel a sólidos mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan vibran y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración. Resistencia o fuerza de gel: Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente. pH: Es una medida para expresar la alcalinidad o ácido de un lodo de perforación.

si el pH ≥ 8 el lodo es ácido

el pH ≥ 7 el lodo es alcalino El pH debe ser alcalino para evitar la corrosión.

PROPIEDADES FISICAS DEL FLUIDO DE PERFORACION Filtrado: El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores: Presión Dispersión

Tiempo

Temperatura Existen dos tipos de pérdida de filtrado en el hueco: • Estática: Se presenta cuando el fluido esta en reposo, la perdida de filtrado decrece continuamente y genera un revoque grueso a medida que pasa el tiempo, influye en la generación de pegas diferenciales

• Dinámica: Esta pérdida sucede cuando el lodo esta en circulación o se está perforando, causando que el revoque sea continuamentee erosionado.

PROPIEDADES FISICAS DEL FLUIDO DE PERFORACION % Arena: La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica. El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de perforación. La arena es completamente abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las bombas de lodo.

% Sólidos y líquidos: El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una prueba de retorta. Los resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad especifica

Tuberías de Revestimiento TR Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como: Revestidores, Tubulares, Casing.

Funciones del Revestimiento 1. Prevenir el ensanchamiento o lavado del hoyo por erosión 2. Prevenir la contaminación de las zonas perforadas entre sí 3. Aislar el agua de las formaciones productoras 4. Mantener confinada la producción dentro del pozo en intervalos . 5. Proveer los medios para controlar presiones del pozo 6. Servir de conducto para los fluidos producidos 7. Permitir la instalación de equipos para el levantamiento artificial de los fluidos producidos 8. Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés.

Características del Revestimiento Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente. El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.

Corrida de tubería de Revestimiento

• Una vez determinada la calidad del pozo, se decide si se corre revestimiento y se cementa este • La corrida de revestimiento se hace luego de bajar broca, circular el pozo y acondicionarlo • Por lo general se varían las propiedades del lodo para permitir que el revestimiento llegue a fondo sin generar presiones que puedan alterar la estabilidad del pozo.

Tipo de tubería de Revestimiento en pozos

TR Pozos Exploratorios – Pozos de Desarrollo

• Poca información de pozos vecinos. •Cada revestimiento se debe asentar a la mayor profundidad a la que sea segura para: *Permitir el máximo de contingencia en caso de ser necesario instalar tuberías de revestimiento adicionales;

Se asienta el menor número de sartas de TR con el objeto de: •Reducir el costo del pozo (menos tubería de TR y tiempos de corrida) •Correr tuberías de revestimiento más pequeñas para alcanzar el yacimiento a un tamaño de agujero en particular, (ahorro).

Objetivos de sartas de TR • Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo. · Prevenir erosión y lavado del terreno debajo del equipo de perforación, · Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie. Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide reventón anular.

· Diámetros: 30”-20”Soldada; 20”-16” Enroscada, · Profundidades: 30’ - 200’ (< 100’ común).

Objetivos de sartas de TR

Se asienta en la primera formación que sea lo suficientemente fuerte para cerrar el pozo en caso de tomar un influjo, · La profundidad de asentamiento se selecciona para permitir la instalación del conjunto de Preventor de Reventones para continuar perforando. · Objetivo: · Proteger las formaciones acuíferas superficiales, · Cubrir áreas no consolidadas o de pérdida de circulación, · Soportar las sartas de revestimiento subsiguientes, · Proporcionar control primario de presión, · Diámetros: 20” - 9 5/8” de conexión enroscada, · Profundidades: 100’ - 3000’ (o más),dependiendo de la profundidad final y diseño de la completación del pozo.

Objetivos de sartas de TR

llamada Revestimiento de Protección); La tubería de revestimiento intermedio se asienta lo más profundo posible para tener suficiente resistencia en la zapata para seguir perforando, · Se planea para que se asiente en una zona de transición de presión, donde las presiones de poro y los gradientes de fractura incrementan, · Objetivo: · Separar el agujero en secciones para facilitar el trabajo, · Cubrir zonas con pérdida de circulación severas, · Aislar sección salinas intermedias penetradas, · Aislar zonas sobre presurizadas (presiones anormales), · Cubrir zonas de lutitas reactivas o hinchables. · Diámetros: 13 3/8”, 10 3/4”, 9 5/8”, · 3000’ to 10,000’ y más....

Objetivos de sartas de TR

· Objetivo: · Aislar la zona de interés de otras formaciones y sus fluidos, · Servir de cubierta protectora para los equipos de producción, · Para completación del pozo con levantamiento artificial, · Terminación con zonas múltiples, · Instalación de rejillas para el control de arena, · Cubrir la sarta de TR intermedia desgastada o dañada.

· Diámetros: 4 1/2”, 5”, 7”, & 9 5/8”.

Objetivos de sartas de TR Tubería de Revestimiento de Producción: Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones.

Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo.

Objetivos de sartas de TR Camisas Revestidoras ó “Liners”: Razón principal: · Ahorrar dinero, · Cubrir la TR corroída o dañada, Cubrir: · Zonas de pérdida de circulación, · Formaciones lutíticas o plásticas, · Zonas salinas. · En pozos profundos: · El equipo es incapaz de levantar la sarta larga de la TR convencional.

Revestimiento La tubería de revestimiento se asienta por dos razones de Perforación:

· Para consolidar el agujero ya perforado (protege formaciones sensibles, fuentes de agua, etc), · Para dar integridad al control de la presión y poder seguir perforando (para poder manejar un influjo en forma segura).

Cementación de pozos Proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor.

El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas (alrededor del fondo de la zapata, espacio anular, formación permeable, hoyo desnudo, etc.). Luego se deja fraguar y endurecer, formando una barrera permanente e impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor

Cementación de pozos Los trabajos de Cementación pueden ser de dos tipos:

Cementación de pozos

Cementación Primaria

Objetivo de Cementación Primaria

Condiciones óptimas de una cementación •Tener la densidad apropiada. •Ser fácilmente mezclable en superficie. •Tener propiedades reológicas óptimas para remover el lodo. •Mantener sus propiedades físicas y químicas mientras se está colocando. •Debe ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente. •Desarrollar esfuerzo lo más rápido posible una vez que ha sido bombeado. •Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formación. •Tener una permeabilidad lo más baja posible. •Mantener todas sus propiedades bajo condiciones severas de presión y temperatura.

rios Usados para la Cementación

rios Usados para la Cementación

rios Usados para la Cementación

Diagrama Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Proceso de Cementación (Two Plug)

Cementación Secundaria Es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento en el pozo, que se realiza principalmente en reparaciones/reacondicionamientos o en tareas de terminación de pozos.

Objetivo de Cementación Secundaria •Reparar trabajos de cementación primaria deficientes. •Reducir altas producciones de agua y/o gas.

•Reparar filtraciones causadas por fallas del revestidor. •Abandonar zonas no productoras o agotadas. •Sellar zonas de pérdidas de circulación. •Proteger la migración de fluido hacia zonas productoras.

Cementación Secundaria Cementación Forzada (squeeze)

Cementación Secundaria Tapones de Cemento Operación que consiste en colocar una columna de cemento en un hoyo abierto o revestido, con cualquiera de los siguientes

Objetivos: Aislar una zona productora agotada. Pérdida de control de circulación. Perforación direccional. Abandono de pozo seco o agotado.

Cemento Usado El primer tipo de cemento usado en un pozo petrolero fue el llamado cemento Portland, el cual fue desarrollado por Joseph Aspdin en 1824, esencialmente era un material producto de una mezcla quemada de calizas y arcillas. El cemento Portland es un material cementante disponible universalmente.. Este tipo de cemento es el ejemplo mas común de un cemento hidráulico, los cuales fraguan y desarrollan resistencia a la compresión como un resultado de la hidratación. Este fenómeno involucra una serie de reacciones químicas entre el agua y los componentes del cemento.

Por definición, el cemento Portland es el que proviene de la pulverización del clínker obtenido por fusión incipiente de materiales arcillosos y calizos, que contengan óxidos de calcio, silicio, aluminio y hierro en cantidades convenientemente dosificadas y sin más adición posterior que yeso sin calcinar.

Tipos de Cemento Usado Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se les puede dar en cuanto a rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar, etc. Según el API, los cementos pueden ser clasificados en: Clase A: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando no se requieren propiedades especiales. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs. Clase B: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando hay condiciones moderadas a altas resistencia al sulfato. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs. Clase C: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando se requieren condiciones de alto esfuerzo. La relación agua/cemento recomendada es 6.3 gal/sxs. Clase D: usado generalmente para pozos desde 6000’ hasta 10000’, para condiciones moderadas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs. Clase E: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 14000’, para condiciones altas de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs. Clase F: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 16000’, para condiciones extremas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs. Clase G y H: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 8000’ o puedan ser usados con aceleradores o retardadores para cubrir una amplia variedad de rangos de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 5,0 gal/sxs.

Aditivos C Los aditivos tienen como función adaptar los diferentes cementos petroleros a las condiciones específicas de trabajo. Pueden ser sólidos y/o líquidos (solución acuosa). Entre ellos tenemos: Aceleradores: se usan en pozos donde la profundidad y la temperatura son bajas. Para obtener tiempos de espesamiento cortos y buena resistencia a la compresión en corto tiempo. Pueden usarse: cloruro de calcio (CaCl2, más usado), silicato de sodio (Na2SiO3), cloruro de sodio (NaCl), ácido oxálico (H2C2O4), etc. Retardadores: hacen que el tiempo de fraguado y el desarrollo de resistencia la compresión del cemento sea más lento. Los más usados son: lignitos, lignosulfonato de calcio, ácidos hidroxicarboxílicos, azúcares, derivados celulósicos, etc. Extendedores: se añaden para reducir la densidad del cemento o para reducirla cantidad de cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de reducir la presión hidrostática y aumentar el rendimiento (pie3/saco) de las lechadas. Entre los más usados se tienen: bentonita, silicato de sodio (Na2SiO3), materiales pozzolánicos, etc. Densificantes: aditivos que aumentan la densidad del cemento o que aumentan la cantidad de cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de aumentar la presión hidrostática. Los más usados: barita, hematita, ilmenita, etc.

Controladores de Filtrado: aditivos que controlan la pérdida de la fase acuosa del sistema cementante frente a una formación permeable. Previenen la deshidratación prematura de la lechada. Los más usados son: polímeros orgánicos, reductores de fricción, etc. Antiespumantes: ayudan a reducir el entrampamiento de aire durante la preparación de la lechada. Los más usados son: éteres de poliglicoles y siliconas. Dispersantes: se agregan al cemento para mejorar las propiedades de flujo, es decir, reducen la viscosidad de la lechada de cemento. Entre ellos tenemos: polinaftaleno sulfonado, polimelamina sulfonado, lignosulfonatos, ácidos hidrocarboxilicos, polimeros celulósicos.

“Evaluación de Biocidas e Inhibidores de Corrosión para el Tratamiento Anticorrosivo del Oleoducto Nor Peruano por acción de Bacterias Sulfato Reductoras”

Evaluación de Biocidas e Inhibidores de Corrosión • OBJETIVO Seleccionar el nuevo par Inhibidor-Biocida de última generación que reemplazará a los

actuales productos químicos utilizados en el control de la corrosión interna del Oleoducto

Nor

Peruano

(ONP)

y

Oleoducto

Ramal

Norte (ORN) e incorporarlos, previo proceso

de estandarización, dentro del programa de Tratamiento Anticorrosivo.

HISTORIA • En 1972, mediante concurso internacional, se inició la construcción de los Tramos I y II del Oleoducto Nor Peruano (ONP). • El 31 de diciembre de 1976, se recibió petróleo en la Estación Nº 1, el mismo que empezó a discurrir por la línea el 14 de enero de 1977, llegando al Terminal Bayóvar el 24 de mayo del mismo año. • En el año 1978 se anexó a la Estación 5 el tramo conocido como Oleoducto Ramal Norte (ORN), el cual se inicia en la Estación Andoas, ubicada en la localidad de Nuevo Andoas, a orillas del río Pastaza.

UBICACIÓN DEL OLEODUCTO NOR PERUANO Y OLEODUCTO RAMAL NORTE

COLOMBIA ECUADOR

BRASIL

PERÚ OCEANO PACIFICO

BOLIVIA

CHILE

EL OLEODUCTO NOR PERUANO

252 Km.

EST. ANDOAS

Ramal Norte

16 "

ECUADOR

MORONA

548 Km.

24 " Tramo II

EST. 5

Río Marañón

EST. 6

PIURA

306 Km.

36" BAYÓVAR

EST. 7 EST. 9 EST. 8

Tramo I

P E R Ú

EST. 1

TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO DEL OLEODUCTO NOR PERUANO EST. ANDOAS (3) 178,000

EST. MORONA EST. 5 EST. 6

1,960,000

(14) EST. 9

BAYÓVAR

EST. 7

EST. 8 LEYENDA

TANQUE DE CRUDO (BA)

EST. 1 (6)

(5)

837,000

463,000

PETROPERU SA OPERACIONES OLEODUCTO RECIBE Y TRANSPORTA EL PETRÓLEO QUE SE PRODUCE EN LOS CAMPOS DE LA SELVA PARA EMBARCARLO HACIA LOS

CENTROS DE CONSUMO NACIONAL E INTERNACIONAL, MANTENIENDO

UN

COMPROMISO

ÉTICO

CON

TODOS

AQUELLOS CON LOS CUALES SE RELACIONA, BUSCANDO LA EXCELENCIA, PARA LA SATISFACCIÓN DE SUS CLIENTES, LA

REALIZACIÓN

DE

SU

RECURSO

PRESERVACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE.

HUMANO

Y

LA

CARACTERÍSTICAS DEL OLEODUCTO OLEODUCTO NORPERUANO TRAMO I

TRAMO II

OLEODUCTO RAMAL NORTE

306

550

252

24

36

16

ESTACIONES DE BOMBEO

1

5

2

CAPACIDAD NOMINAL DE DISEÑO (MBPD)

75

200

105

18,2

55,7

37,5

PINTURA EPÓXICA

CINTA DE POLIETILENO

PINTURA EPÓXICA

INTERMITENTE

INTERMITENTE

DIARIO

4x2

4x6

DIARIO

35

150

37

LONGITUD (KM) DIÁMETRO (PULG)

PRODUCCIÓN ACTUAL ATENDIDA (MBPD) RECUBRIMIENTO DEL TUBO

SISTEMA DE BOMBEO FRECUENCIA DE BOMBEO (días de bombeo x días de reposo)

CAUDAL (MBPD)

ESTADO ACTUAL DEL OLEODUCTO •EN GENERAL, BUENO

•SE EJECUTAN PROGRAMAS DE MANTENIMIENTOS PREDICTIVOS Y PREVENTIVOS. •SE REALIZAN INSPECCIONES PROGRAMADAS CON RASPATUBOS INTELIGENTES DE ÚLTIMA GENERACIÓN QUE UBICAN LOS DEFECTOS INTERNOS Y EXTERNOS DE LA TUBERÍA Y CONSTITUYEN LA BASE PARA LA PROGRAMACIÓN DE REPARACIONES DE TRAMOS AFECTADOS POR CORROSIÓN INTERNA Y EXTERNA. •ESTÁN IDENTIFICADAS LAS ZONAS CRÍTICAS POR GEOGRAFÍA DEL TERRENO.

Ubicación de las Estaciones del ONP y ORN PROGRESIVA

ALTURA

(Km.)

(msnm)

Estación 1

0,000

122

Loreto/Loreto/Urarinas

Andoas

0,000

154

Loreto/Alto Amazonas/Andoas

Morona

170,000

124

Loreto/Alto Amazonas/Borja

Estación 5

306,130

282

Loreto/Alto Amazonas/Manseriche

Estación 6

417,818

360

Amazonas/Condorcanqui/Cenépa

Estación 7

518,546

428

Amazonas/Utcubamba/El Milagro

Estación 8

593,440

816

Cajamarca/Jaén/Pucará

Estación 9

649,894

1 162

Cajamarca/Jaén/San Felipe

Bayóvar

855,420

161

Piura/Sechura/Sechura

LUGAR

DEPARTAMENTO/PROVINCIA/DISTRITO

La Corrosión Interna y el Oleoducto Nor Peruano • En el Oleoducto Nor Peruano (ONP) existe corrosión interna que se ve influenciada por los siguientes factores: • • • • •

Modalidad de bombeo. Frecuencia de Bombeo. Régimen de flujo. Contenido de agua en el crudo. Perfil hidráulico.

• La corrosión encontrada está ubicada en el cuadrante inferior de la tubería, entre la 05 y 07 horas y es producida por agentes corrosivos (CO2, H2S y Bacterias Sulfato Reductoras) contenidos en el agua. • Estas bacterias (BSR) son las causantes de los problemas de corrosión microbiológica. El género encontrado es el Desulfovibrio Desulfurican.

Perfil Hidráulico del Tramo II del Oleoducto Nor Peruano

ESTACIÓN 9 (Km. 648,50)

ESTACIÓN 7 (Km. 518,50)

• Raspatubo Electrónico listo para ser colocado en trampa de lanzamiento de Estación 7

Encamisetado por corrosión interna

Ubicación horaria

AGENTES CORROSIVOS CONTENIDOS EN EL AGUA Cloruros: Debido a su gran movilidad estos iones actuan como despasivadores y pueden afectar la película protectora de la pared interna de la tubería. Su control se realiza eliminando el agua decantada en los tanques de almacenamiento. CO2: Su formación inicial se produce en los pozos de producción, debido a las altas presiones, temperaturas y pH del agua. La tubería se protege con un inhibidor fílmico. CO2 + H2O H2CO3 H2CO3 + Fe FeCO3 + H2 H2S: Su producción se podría evitar eliminado las BSR; sin embargo, una vez formado no es posible eliminarlo. Por lo que es preferible proteger la tubería con un inhibidor fílmico. H2S + Fe FeS + H2

AGENTES CORROSIVOS CONTENIDOS EN EL AGUA

Metabolizan los iones sulfato presentes en al agua que acompaña al crudo y los reducen a iones sulfuro, el cual bajo la forma de ácido sulfhídrico ataca al hierro.

•BSR:

=

SO4 S = + Fe

BSR

S= FeS

•Favorecen el desarrollo de las condiciones para que las reacciones de la corrosión electroquímica tengan lugar

Características principales de las BSR • Son microorganismos anaeróbicos. • Pueden sobrevivir en ambiente con pH entre 5 y 9 y a temperaturas entre 18 ºC y 80 ºC. • Se desarrollan en: Tuberías con baja velocidad de flujo; zonas de estancamiento; líneas con bombeo intermitente; zonas con decantación de agua. • Su conteo se realiza mediante el método de la Dilución Exhaustiva. • Desarrollan resistencia a los biocidas usados para combatirlas; por lo que éstos deben ser alternados periódicamente, previa evaluación.

Control de la Corrosión Interna en el Oleoducto Nor Peruano • El Oleoducto Norperuano cuenta con Programas de Mantenimiento Preventivo para el Control de la Corrosión Interna que consisten básicamente en: Tratamiento Químico mediante aplicación de Inhibidores de Corrosión y Biocidas. Limpieza interna de la tubería mediante lanzamiento de Raspatubos. Monitoreos mensuales. Inspecciones con raspatubos inteligentes. Inspecciones con ultrasonido.

Evaluación de Biocidas e Inhibidores de Corrosión ANTECEDENTES • En Enero del 2001 se comprobó, durante el Monitoreo Mensual, que las BSR habían desarrollado resistencia al Biocida aplicado como tratamiento anticorrosivo. Dicha resistencia se manifestaba en los altos conteos bacteriales, los mismos que, de acuerdo al Estándar de Ingeniería SI3-230015, resultaban fuera del rango de aceptabilidad. • Para controlar y reducir estos conteos bacteriales se optó por aumentar, durante ese año, en forma progresiva la dosis de biocida aplicado. El resultado fue negativo, por lo que en Enero del 2002 se decide realizar una nueva Evaluación de Productos Químicos de última generación para el tratamiento anticorrosivo del ONP y ORN.

Evaluación de Biocidas e Inhibidores de Corrosión

DESARROLLO DE LA EVALUACIÓN

• Primer Paso: Solicitud de muestras de biocidas e inhibidores de corrosión de última generación a compañías especializadas.

Evaluación de Biocidas e Inhibidores de Corrosión DESARROLLO DE LA EVALUACIÓN Segundo Paso: Evaluación a nivel de laboratorio

Objetivo: Preseleccionar tres parejas de InhibidorBiocida para, posteriormente, evaluarlas en campo. Fecha de inicio: 26.04.02 Fecha de Término: 20.05.02 Lugar de ejecución: Laboratorio de Estación 5 y Tanque 11D9 del Terminal Bayóvar. Total de muestras evaluadas: • 17 biocidas • 12 Inhibidores y • 01 producto multipropósito (Inhibidor/biocida)

Evaluación de Biocidas e Inhibidores de Corrosión

• Metodología aplicada para la evaluación de Inhibidores • Para la evaluación de los 13 inhibidores, se aplicó el procedimiento tradicional basado en el Equipo Side Stream, conectado a la línea de drenaje del tanque 11D9. • En la siguiente vista se muestra el Diagrama de Flujo del equipo.

Diagrama de Flujo del Equipo Side Stream Tanque 11D9 CAP.: 120 M B

Celda Nº 1: Medición de MPY del Blanco

Al drenaje

Celda Nº 2: Mezcla

Celdas Nº 3 y Nº 4: Lectura de MPY

Separador

Qblanco = 21 GPH

Qbomba = 0.63 GPH check

Línea de agua

Probetas de Polarización Lineal (03 EA)

A drenaje

Fase Diesel

Fase acuosa conteniendo el Inhibidor en evaluación.

Solución de Inhibidor en Evaluación: Mezcla de 10 lts. de agua + 2.5 lts. de Diesel + Vol. de Inhibidor calculado mediante: Vol Inh (ml) = Vol. Agua x ppm de Inhibidor x (Qblanco/Qbomba) / 1000

Equipo Side Stream

Equipo Side Stream

Condiciones de Operación del equipo Side Stream • Temperatura: Ambiente • Caudal de agua: 21,0 GPH (aprox.) • Caudal de la bomba dosificadora: 0,634 GPH • Presión: 1.5 Kg/cm2 (Igual a la altura del fluido en el tanque 11D9. • Punto de instalación: Línea de drenaje del tanque 11D9.

Tabulación de Resultados – Equipo Side Stream FECHA: CÓDIGO DEL INHIBIDOR:

INH-005

CÓDIGO DEL PROVEEDOR

A

Mayo 2002

PPM DE INHIBIDOR

10

VOL.DE INHIBIDOR (ml)

3,4

50

100

17,0 34,0

21,0

CAUDAL DE AGUA DEL TANQUE (GPH):

0,634

CAUDAL DE LA BOMBA (GPH)

RESULTADOS DE LECTURAS DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN (MPY) INTERVALO (horas)

CELDA Nº 1 (Blanco)

CELDA Nº 3

CELDA Nº 4

10

50

100

10

50

100

10

50

100

0,5

0,5

0,4

3,1

0,2

0,2

0,4

0,4

0,2

0,9

1,0

0,2

0,3

1,7

0,1

0,1

0,3

0,2

0,4

0,4

1,5

0,4

0,5

1,0

0,1

0,1

0,2

0,1

0,4

0,1

2,0

0,4

0,2

1,0

0,0

0,1

0,1

0,1

0,3

0,1

2,5

0,5

0,4

0,4

0,0

0,1

0,1

0,1

0,3

0,2

3,0

0,6

0,1

0,3

0,0

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

Criterio para el ordenamiento de los inhibidores evaluados • El ordenamiento se hará en forma descendente, según los resultados de eficiencia correspondientes a la menor concentración (10 ppm). El resultado así obtenido, será reordenado de acuerdo a la concentración inmediatamente mayor; y así, sucesivamente, hasta la última concentración.

Ranking Final de Inhibidores Evaluados 10

MÁXIMO MPY DEL BLANCO OBSERVADO DURANTE LA PRUEBA: ORDEN DE MÉRITO

INHIBIDOR

VALORES MÍNIMOS DE MPY ALCANZADOS A DIFERENTES CONCENTRACIONES

PROVEEDOR

10 PPM

EFICIENCIA

50 PPM

EFICIENCIA

100 PPM

EFICIENCIA

B E

0.0 0.0

100% 100%

0.0 0.0

100% 100%

0.0 0.1

100% 99%

D F

0.0 0.1

100% 99%

0.1 0.0

99% 100%

0.1 0.1

99% 99%

G A

0.1 0.1

99% 99%

0.0 0.1

100% 99%

0.2 0.1

98% 99%

H E

0.1 0.1

99% 99%

0.1 0.1

99% 99%

0.1 0.1

99% 99%

A K

0.1 0.2

99% 98%

0.7 (*)

93%

0.2

98%

0.2 0.4

98% 96%

(*) 0.1

99%

0.1

99%

0.4

96%

0.4

96%

0.4

96%

1 2

INH- 004

3 4

INH-005

5 6

INH-009

7 8

INH-008

9 10

INH-001

11 12

INH-012 INH-003

K B

13

INH-BIO 001

J

INH-006 INH-007 INH-002 INH-010 INH-011

( * ) Muestra Insuficiente

Metodología aplicada para la evaluación de Biocidas • Para la evaluación de los 18 biocidas (incluyendo un Inhibidor-Biocida) se siguió el procedimiento establecido en el Estándar de Ingeniería SI3-230-016 de PETROPERÚ. • Según este Estándar, la evaluación consta de dos pruebas eliminatorias: a) Prueba KILL TEST b) Prueba TIME KILL

Prueba KILL TEST Tiene por finalidad medir la capacidad de exterminio que tiene el biocida; es decir, su efectividad. Tiene carácter eliminatorio. • Procedimiento: • Con los biocidas en evaluación se preparan soluciones de 500 ppm en agua de tanque y se realiza un cultivo, utilizando 04 viales, y se incuba durante 07 días a 37ºC. • Paralelamente se prepara un blanco utilizando 06 viales; es decir, se efectúa un cultivo de bacterias con la muestra de agua sin biocida. • El crecimiento bacterial se detecta cuando los viales toman el color negro (FeS) y se traduce como colonias por mililitro (col/ml). • Para que esta prueba sea válida, el blanco debe tener, necesariamente, respuesta positiva.

MUESTRAS DE BIOCIDAS

A

B

1 ml

1 ml

• Secuencia de la prueba KILL TEST.

Sol. al 1%

1 ml

Sol. al 1%

Sol. al 1% 100 ml.

100 ml.

• NOTAS: • Sólo pasan a la siguiente prueba (Time Kill) aquellos biocidas que den cultivos con respuesta negativa (ausencia de BSR) con respecto al blanco.

C

100 ml.

5 ml.

5 ml.

5 ml.

Sol. 500 ppm

Sol. 500 ppm

Sol. 500 ppm

• De los 18 biocidas evaluados, pasaron a la siguiente prueba sólo 13.

100 ml.

1 ml.

Botellas de cultivo de BSR

1

2

100 ml.

100 ml.

1 ml.

3

4

1

2

1 ml.

3

4

1

2

3

4

Prueba TIME KILL Sirve para comprobar la efectividad del biocida, el tiempo de actividad del mismo y la concentración requerida para que el principio activo del biocida ejerza su actividad sobre las BSR. Es una prueba definitiva que permite preseleccionar los biocidas que pasarán a la etapa de evaluación en campo

Procedimiento: • •

• •

Para cada uno de los biocidas en evaluación se preparan, con agua muestreada, soluciones de 50, 100, 150 y 200 ppm Después de: 01 hora, 10 horas y 24 horas de preparada, se efectúan cultivos de bacterias, usando 04 viales de incubación, con cada una de estas soluciones. Paralelamente se prepara un blanco utilizando 06 viales. Todos los cultivos se incuban a 37 ºC durante 07 días.

• Secuencia de la prueba TIME KILL.

Biocida

1 ml.

NOTAS: • Después de la ejecución de esta prueba se puede elaborar el ranking de los biocidas evaluados. • El número de viales positivos, al finalizar el período de incubación, representan una cantidad de BSR según lo indicado en la siguiente vista. • Representa un cultivo conformado por un paquete de 04 viales

100 ml.

0.5 ml.

1.0 ml.

Sol. 50 ppm

1.5 ml.

Sol. 100 ppm

100 ml.

1 ml.

1 hr. 2 hr 3 hr

2.0 ml.

Sol. 150 ppm

100 ml.

100 ml.

1 ml.

1 hr. 2 hr 3 hr

Sol. 200 ppm

1 ml.

1 hr. 2 hr 3 hr

100 ml.

1 ml.

1 hr. 2 hr 3 hr

CULTIVO DE BACTERIAS SULFATO REDUCTORAS MÉTODO DE DILUCIÓN EXHAUSTIVA

Nº de viales positivos

Factor de dilución

Contenido BSR Col/ml.

1

0

1 - 10

1 ml

2

1 : 10

10 – 102

1 ml

3

1 : 102

102 – 103

1 ml

4

1 : 103

103 – 104

1 ml

5

1 : 104

104 – 105

6

1 : 105

105 – 106

7

1 : 106

106 – 107

1 ml

1 ml

1 ml

Resultados de Prueba Time Kill TIEMPO DE ACTIVIDAD

BIOCIDA

50

1 HORA

10 HORAS

24 HORAS

Concentración (ppm)

Concentración (ppm)

Concentración (ppm)

100

150

200

50

100

150

200

50

100

150

200

RESULTADOS EXPRESADOS EN Col/mL BIO 001

10-102

10-102

1-10

1-10

10-102

1-10

10-102

10-102

>103

>103

>103

>103

BIO 002

>103

102-103

102-103

10-102

1-10

cero

cero

cero

1-10

1-10

1-10

cero

BIO 003

>103

10-102

10-102

1-10

1-10

cero

cero

1-10

1-10

cero

cero

cero

BIO 004

>103

102-103

10-102

cero

cero

cero

cero

cero

cero

cero

cero

cero

BIO 005

cero

1-10

1-10

cero

1-10

cero

cero

cero

1-10

cero

cero

cero

BIO 008

>103

>103

>103

10-102

>103

>103

102-103

10-102

>103

>103

102-103

102-103

BIO 009

>103

>103

>103

>103

102-103

10-102

10-102

10-102

>103

>103

102-103

10-102

BIO 010

10-102

1-10

1-10

cero

>103

10-102

10-102

cero

10-102

cero

cero

cero

BIO 012

>103

>103

102-103

102-103

10-102

10-102

1-10

cero

>103

10-102

1-10

1-10

BIO 013

>103

10-102

cero

cero

1-10

10-102

10-102

cero

10-102

10-102

1-10

10-102

BIO 015

>103

>103

>103

1-10

102-103

102-103

102-103

101-102

>103

>103

102-103

102-103

BIO 016

10-102

1-10

1-10

1-10

1-10

1-10

1-10

1-10

>103

1-10

1-10

1-10

BIO 017

>103

>103

102-103

1-10

102-103

102-103

1-10

cero

>103

>103

10-102

1-10

NOTA:

Los biocidas BIO 006, BIO 007, BIO 011, BIO 014 y el INH-BIO fueron eliminados en la prueba KILL TEST.

Criterios para el ordenamiento de los biocidas evaluados • Ocupará el primer lugar aquel biocida que logre el mayor número de conteos cercanos a cero. • Los demás lugares serán ocupados por aquellos biocidas cuyos conteos se vayan alejando, progresivamente, de cero.

Ranking de los seis biocidas más eficientes Orden de Mérito

Biocida

Proveedor

1

BIO 004

2

BIO 005

3

BIO 003

4

BIO 002

A

5

BIO 010

F

6

BIO 013

E

B

Biocidas preseleccionados para ser evaluados en campo Orden de Biocida Proveedor Mérito • Se han considerado tres marcas diferentes para fomentar la competitividad.

1

BIO 004

B

2

BIO 002

A

3

BIO 013

E

Preselección Final de los pares Inhibidor-Biocida para evaluar en campo Biocida

Inhibidor

Proveedor

BIO 004

INH 004

B

BIO 002

INH 002

A

BIO 013

INH 006

E

• El criterio básico es que el par biocida-inhibidor deben ser, de preferencia, ambos del mismo proveedor.

Evaluación de Biocidas e Inhibidores de Corrosión DESARROLLO DE LA EVALUACIÓN: • Tercer Paso: Evaluación en campo • Objetivo: Determinar, bajo condiciones reales de operación en campo, la efectividad de los tres pares de Inhibidor-Biocida preseleccionados en laboratorio. • Fecha de inicio: 07.10.02 • Fecha de Término: 17.04.03 • Ubicación: El desarrollo de esta evaluación se ubica en el Tramo Estación 7 - Estación 9 del Oleoducto Nor Peruano.

Características del Tramo Estación 7Estación 9 • Ubicación de Estación 7: Progresiva Km 518,5 del ONP • Altitud de Estación 7: 428 msnm • Ubicación de Estación 9: Progresiva Km. 649,9 del ONP • Altitud de Estación 9: 1 162 msnm • Diámetro de la tubería: 36” • Longitud del Tramo: 120 km. • Caudal de Bombeo: 150 MBD • Velocidad prom. del crudo: 1,6 Km/hr • Capacidad: 3 886,77 B/Km • Trampas de Raspatubos:Existe una trampa de recepción y otra de lanzamiento en cada

Estación.

Evaluación en Campo Condiciones

1. Tubería libre de productos químicos. Se suspendió el tratamiento anticorrosivo con productos químicos aplicados al ONP como parte del programa de control de corrosión interna. 2. Los tres pares de productos fueron evaluados en tres periodos diferentes, con un intervalo de 45 días entre ellos para limpieza de la tubería. 3. La evaluación fue llevada a cabo en el Tramo Estación 7 – Estación 9, bajo las condiciones reales de operación del ONP. No se crearon condiciones especiales.

Evaluación en Campo Metodología

• Extracción de muestras de agua para análisis, en trampa de recepción de llegada a Estación 7, (blancos) antes de la aplicación del biocida e inhibidor. • Aplicación del par biocida - inhibidor en Estación 7 de acuerdo al programa diseñado por el proveedor. • Extracción de muestra y contramuestra de cada cilindro de producto químico. • Extracción de muestras de agua tratada, en trampa de recepción de Estación 9, para análisis y comparar con los blancos.

Evaluación en Campo

• Sistema de Inyección de Inhibidor de Corrosión.

Evaluación en Campo • Raspatubo con escobillas metálicas.



Raspatubo tipo Rosen con 8 discos de poliuretano.

• Trampa de lanzamiento en Estación 7

Evaluación en Campo

Estación 7: Aplicación de biocida al Oleoducto

Evaluación en Campo

• Toma de muestra y contramuestra de cilindro de Inhibidor de Corrosión.

Evaluación en Campo

Análisis realizados en todas las muestras de agua extraídas Estándar de Ingeniería

Observaciones

SI3-230-015

Los resultados son decisivos en la evaluación.

SI3-230-020

Indica presencia de Inhibidor en un sistema. No tiene caràcter definitorio en la evaluación.

Hierro Soluble

SI3-230-027

Tiene carácter comparativo.

pH

SI3-230-026

CO2

SI3-230-033

Cloruros

SI3-230-004

H2S

SI3-230-023

Descripción

Detección BSR

de

Residual Inhibidor

de

Para estos parámetros fisicoquímicos se obtuvieron valores típicos; muy similares a los presentados en los monitoreos mensuales.

Evaluación en Campo

• Estación 9: Vista de incubadora con viales en cultivo.

Cuadro Comparativo de Programas de aplicación Producto

Parámetro Modalidad de Inyección

Inhibidor

Biocida

Proveedor

B

E

A

Continua

Continua

Continua

Dosis Inicial

3 ppm, en base a 4 ppm, en base a 5 ppm, en base a crudo, por 3,5 días crudo, por 96 horas crudo. por 12 horas

Dosis de mantenimiento

1 ppm hasta final de 2 ppm hasta final de 2 ppm hasta final la evaluación la evaluación de la evaluación

Cantidad (CR)

06

05

04

Modalidad de aplicación

Baches

Baches

Baches

Dosificación

03 baches de 37,5 cola de 06 baches de 55 1er. Lanz.: 1 500 ppm gal en galones, cada uno, 2do. Lanz.: 700 ppm liviano. en todos los Resto lanz.: 500 ppm 03 baches de 24,0 gal en cola de lanzamientos (Todos en base al agua) pesado

Punto de aplicación

Cola de pesado y Cabeza de liviano y Cola de pesado y cola de liviano cabeza de pesado. cola de liviano.

Raspatubo

Rosen de 8 discos

Cantidad (CR)

03

Rosen de 8 discos 04

Rosen de 8 discos 03

Evaluación en campo

Factores a tener en cuenta para diseñar un programa de tratamiento químico: Estado de limpieza del Sistema. Tipo de operación. (Continua o Intermitente). Frecuencia de bombeo. Presencia de agua en el sistema. Resultados previos alcanzados.

Resultados de conteos de BSR en los blancos BSR col/ml

PERIODO DE EVALUACIÓN DE PROVEEDOR B

PERIODO DE EVALUACIÓN DE PROVEEDOR E

PERIODO DE EVALUACIÓN DE PROVEEDOR A

106-107

Límite máximo permisible 105-106

104-105

103-104

102-103

10-102

1-10

10.10.02 11.10.02 19.10.02

24.10.02

30.10.02

04.11.02

10.01.03

21.01.03

24.01.03

03.02.03

09.04.03

13.04.03

22.04.03

26.04.03

Obsérvese que los valores más comúnmente encontrados son 106-107 y 104-105 col/ml., que coinciden con los resultados de los monitoreos mensuales

Diagrama comparativo de los resultados de cada programa después del tratamiento con biocida PROVEEDOR B 1

Nº de lanzamiento Vol. de Biocida lanzado (gal)

2

3

E 4

5

6

55 55 55 55 55 55

Consumo de Biocida (gal)

1 130

2

4

5

6

1

2

3

4

5

6

11 37 18 19 30 38 24 37,5 24 37,5 24

330,0

BSR col/ml

3

A

245,0

185,0

No se obtuvo muestra.de agua.

106-107

105-106

104-105

Límite máximo permisible 3

10 -10

4

102-103

10-102

1-10

1er

2do

3ro

4to

5to

6to

1er

2do

4to

6to

1er

2do

3er

4to

6to

Máximo conteo bacterial encontrado en los blancos extraidos en Estación 7 durante todo el proceso.

Análisis Comparativo de los resultados después del tratamiento con biocida • Ningún programa logró reducir, en el primer lanzamiento, la carga bacteriana a valores iguales o menores que 103-104 col/ml (máximo permisible en el Oleoducto). • Los conteos más bajos se obtienen con el programa del proveedor B, lo cual se logra con el consumo comparativamente, más alto de biocida (330,0 gal) con respecto a los otros dos programas. • El programa del proveedor A utilizó, con respecto a los dos programas, el menor volumen total (185,0 gal), logrando niveles de 104-105 col/ml, siendo el menor de 103-104. • El programa del proveedor E aplicó un volumen total de 245,0 gal. (mayor que el proveedor A); sin embargo, los niveles de BSR estuvieron en el orden de 105-106 col/ml.

Diagrama comparativo de los resultados de cada programa después del tratamiento con inhibidor Resultados del Análisis del Residual de Inhibidor PROVEEDOR E 250

250

200

200 150 100

267.80

216.20

ppm

300

150 100

50

50

0

0 Promedio de Blancos

Promedio de Lanzamientos

198.15

Promedio de Blancos

Resultados del Análisis del Residual de Inhibidor PROVEEDOR A 120 100

ppm

ppm

Resultados del Análisis del Residual de Inhibidor PROVEEDOR B

80 60 40 20 0

108.38 43.98 Promedio de Blancos

Promedio de Lanzamientos

159.10

Promedio de Lanzamientos

Análisis Comparativo de los resultados después de la inyección del inhibidor • A pesar que se suspendió la aplicación de productos químicos, se advierte presencia de residual en los blancos. Esto indica que el crudo que ingresa al ONP ya viene tratado. • Para el caso de los proveedores B y A se observa un aumento del Residual de Inhibidor (R.I.) con respecto al blanco; debido a que el inhibidor inyectado está incrementando el valor de R.I. detectado en el blanco. • Para el caso del proveedor E, se aprecia una disminución del R.I., con respecto al blanco, lo que indica que este Programa requiere optimización.

Resumen de consumos de productos químicos Proveedor

Biocida consumido (gal)

Inhibidor consumido (gal.)

Horas de bombeo

B

330,0

131,0

419,0

E

245,0

181,1

351,2

A

185,0

150,7

389,6

Influencia de la aplicación de los Biocidas e Inhibidores sobre los parámetros fisicoquímicos

Parámetro

Hierro soluble

Valor promedio del Blanco

64,81

Valor promedio encontrado después de la inyección

Valor óptimo

Observaciones

B

E

A

67,19

71.,03

73.90

Se considera la variación con respecto al conteo inicial.

(ppm)

pH

6,55

6,72

6,49

6,04

>7

No existe reducción importante del pH. Esto significa que los productos inyectados no aumentan la corrosividad de la fase acuosa.

CO2

149,11

130,0

88,60

130,68

< 100 ppm

Indica corrosividad de la fase acuosa.

6,88

4,40

9,67

6,00

< 1 ppm

El conteo de H2S es proporcional al conteo de BSR.

1.896,41

2.450,00

1.662,00

2.380,00

(ppm)

H2S (ppm)

Cl(ppm)

Se considera la variación con respecto al conteo inicial.

Conclusiones • Con respecto a la efectividad: • Todos los biocidas aplicados han presentado efectividad sobre las BSR y el nivel de reducción de la carga bacteriana ha sido función del volumen de biocida estipulado en el Programa de cada proveedor. • Con respecto al requerimiento: • El proveedor A es el que ha obtenido resultados cercanos al límite máximo permisible, con el menor volumen de biocida.

Biocida

Inhibidor

(gal/1000 MB)

(gal/1000 MB)

A

75,9

E B

PROV.

Ratio referido al menor requerimiento Biocida

Inhibidor

62,0

1,00

1,24

111,8

82,7

1,47

1,65

127,8

50,0

1,68

1,00

Conclusiones • Con respecto al ranking de efectividad • Considerando como criterio de efectividad la mayor reducción de población de BSR, los Programas evaluados se ubican como sigue:

Mayor reducción de población de BSR

Población inicial de BSR (col/ml)

Población final de BSR (col/ml)

Volumen de Biocida aplicado (gal)

B

106-107

100

330,0

7

A

106-107

103-104

185,0

3

E

106-107

104-105

245,0

2

Proveedor

(En unidades logarítmicas)

Evaluación de Inhibidores de Corrosión y Biocidas • ESTANDARIZACIÓN • Proceso enmarcado dentro de los alcances de la Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado. • En base a los resultados obtenidos se gestiona la estandarización de los siguientes productos:

OPCIÓN

PROVEEDOR

Primera opción

B

Segunda opción

A

PRODUCTO

BIO - 004 INH – 004 BIO - 002 INH - 002

REFINERIA TALARA

430

REFINERIA TALARA SE UBICA EN LA COSTA NORTE DEL PERU, A 1,185 Km. AL NORTE DE LIMA

REFINERIA TALARA

Talara Eten Salaverry Chimbote

Supe

Lima

Callao Pisco Mollendo Ilo

431 431

DESARROLLODE DEREFINERIA REFINERIATALARA TALARA DESARROLLO Cía. Per. Petr. (*) Cía. Per. Petr. (*) 1er. Pozo 1er. Pozo Zorritos, ubicado Zorritos, ubicado al Norte de al Norte de TALARA TALARA

IPC (**) IPC (**) Se instala Se instalade Batería Batería de Alambiques Alambiques 10 MBD 10 MBD

1863 1917 1863 Compañía Peruana de Petróleo 1917

(*) (*) International Compañía Peruana de Petróleo (**) Petroleum Company (**) International Petroleum Company

IPC IPC En servicio En servicio UDP UDP existente existente con 45 MBD con 45 MBD

1954 1954

PETROPERU PETROPERU

IPC IPC

IPC IPC

Se instalan 4 Se instalan 4 Unidades deUnidades Craqueo de Craqueo Térmico Térmico

En servicio En servicio la Planta de la Planta Lubricantesde Lubricantes

1926 1926

1929 1929

PETROPERU PETROPERU

PETROPERU PETROPERU

Ampliación Ampliación UDP a UDP a 62 MBD 62 MBD

En servicio En servicio Complejo de Complejo de Craqueo Craqueo Catalítico Catalítico

Nuevo Muelle Nuevo Nº1 y Muelle Nº1 y Modernización Modernización de UCC de UCC

1970 1970

1975 1975

1995 1995

IPC IPC En servicio En servicio Alambique Alambique tubular y Plta. y Plta. detubular Asfaltos de Asfaltos

1937-1938 1937-1938 PETROPERU Moder. Unidad Aguas Acidas, Pta. Despacho GLP y Líneas Aguas Saladas

1996-1997

432

SUMINISTRO DE DE CRUDO CRUDOYYMERCADO MERCADO CRUDOS CRUDOS NACIONALES NACIONALES CUENCA CUENCA TALARA: TALARA: CONTINENTE -- CONTINENTE ZOCALO -- ZOCALO SELVA NORTE: NORTE: SELVA MAYNA -- MAYNA

UNIDAD DE DE NEGOCIO NEGOCIO UNIDAD REFINERIA TALARA

TERMINALES MARITIMOS ETEN SALAVERRY CHIMBOTE SUPE CALLAO PISCO MOLLENDO ILO

- OXY

CRUDOS CRUDOS IMPORTADOS IMPORTADOS ------

RINCON RINCON DE DE LOS LOS SAUCES SAUCES ORIENTE ORIENTE MESA 30 30 MESA CAÑO CAÑO LIMON LIMON LAGOTRECO LAGOTRECO GUAFITA

GLP

DM MD

Gas 84 Gas 84

PLANTA VENTAS PROPIAS TALARA Y PIURA

EXPORTACIONES - NAFTA BTX - RESIDUAL 6

433

OBJETIVOS Y METAS OBJETIVO: La Refinería orienta sus operaciones hacia la maximización de la productividad, de los resultados económicos y una mayor participación del mercado en un entorno de competencia. METAS:  Mejoramiento de la calidad en todos los procesos.

 Procesar crudos importados cuando se presenten márgenes de refinación favorables.  Mantenerse como el principal suministrador de los Terminales Marítimos del país.  Incrementar su participación de combustibles en el mercado de la región Metropolitana.  Mantenerse como el principal abastecedor de GLP en el país.  Reducir excedentes de Nafta Craqueada en base a una mayor participación en el mercado de gasolinas.  Maximizar la producción de destilados medios.  Cumplir con las reglamentaciones gubernamentales de reducción del contenido del plomo en las gasolinas.

434

2. OPERACIONES Y PROCESOS PRINCIPALES ACTIVOS

ESTADISTICAS DE CARGAS PROCESADAS

PRINCIPALES UNIDADES DE PROCESOS

VOLUMENES Y CALIDAD DE CRUDO NACIONAL

DIAGRAMA GENERAL DE PLANTA

VOLUMENES DE CRUDOS IMPORTADOS

DIAGRAMA DE FLUJOS

ESTADISTICAS DE PRODUCCION

DIAGRAMAS DE PROCESOS SISTEMA DE RECOLECCION Y SUMINISTRO DE CRUDO

INSPECCION, MANTENIMIENTO Y CONFIABILIDAD OPERATIVA PROTECCION AMBIENTAL SEGURIDAD INDUSTRIAL

435

PRINCIPALES ACTIVOS DE LA UNIDAD DE NEGOCIOS U D P

U D V

GLP DM

U C C

Gas 84

Plantas de Ventas Talara y Piura

Unidades de Procesos Adecuadamente Balanceadas

MUELLE & AMARRADERO DE CRUDO

Servicios Auxiliares

CRUDO

Sistema de Recolección de Crudos

Muelle No. 1 y Terminal Submarino

436 436

PRINCIPALES UNIDADES DEDE PROCESOS PRINCIPALES UNIDADES PROCESOS UNIDAD DE PROCESOS Capacidad Actual (MBD) Unidades de Tratamiento Inicio de Operación Licenciadora de Proceso Compañía Constructora Capacidad Original (MBD)

DESTILACION PRIMARIA UDP 62.0(*)

DESTILACION AL VACIO UDV 24.0

CRAQUEO CATALITICO UCC 16.6

DESTILACION AL VACIO LUBE 1.4

Soda Cáustica

---

--

1954

1975

Gasolina Merox 1975

1929

Standard Oil

U.O.P.

U.O.P.

I.P.C

A.McKee Co.

Japan Gasoline C. 19.8

Japan Gasoline C. 16.6

I.P.C

45.0

(*) Actualmente 59.2 MBD debido a limitaciones en el horno

0.6

437 N

BAHIA DE TALARA NUEVO MUELLE

DIAGRAMA GENERAL DE PLANTA - RFTL

438

Refinería Talara Diagrama de Flujo Gasolina

Nafta L. / Solvente 1

Solventes

Nacional e Importado

Planta Tratam. Cáustico

Nafta P./ Solvent 3

Crudo

Kerosene / Turbo A1 UDP Unidad Destilac. Primaria

Red.HCT

Kerosene

Diesel

Diesel 2

URG Unidad Recuper. Gases GOL

Crudo

Turbo A1

Nafta P.

UDV Unidad Destilac. Vacío

GOP Slop Wax

Fondos Vac.

UCCF Unidad Craqueo Catalit. Fluido

GLP GLP

Nafta FCC A. Cíclico L.

Unidad Merox

Material de Corte

A. Cíclico P. Petróleos Industriales

Ac. Clarificado

Bases Crudo Reduc. LCT

Planta Lubricantes

D.L. 75, 400, 1200 D.L. 8000

Tratam. Acido y Filtros

Lubricantes ABN's

Residuo de Lubricantes

Naf. (ABN's) Destilados Lubricantes Asfaltos

439

UNIDAD DE DESTILACION PRIMARIA Gas a Unidad Recuperación de Gases

Crudos Importados y Nacionales

Nafta Liviana / Solvente Nº 1

U D P

Nafta Pesada / Solvente Nº 3 Turbo A1 / Kerosene Diesel

HORNO

Crudo Reducido

440

UNIDADES: UDV, UCC Y URG GAS A CALDERO CO

GAS COMBUSTIBLE A REFINERIA

URG

ACL

U D V

GOL a Diesel

RX

A

Nafta Craqueada

A Mezcla de Diesel

GOP

A Mezcla Material de Corte

SLOP WAX

CRUDO REDUCIDO

UNIDAD MEROX

GLP

RESIDUAL VACIO

Aceite Clarificado

A Mezcla de Residuales Asfalto

441

Sistema de Recolección y Suministro de Crudo • MERCANTILE (1) • SAPET (4) • REFINERIA (1)

• GMP (1) • P. MONTERRICO (1) TQ 1650 ESTACION 602

N O • P. COMPANC R T •REFINERIA (2) E

11 Km LACT

ESTACION 59 OVERALES

•REFINERIA (6)

25 Km LACT

LCT

PTS TABLAZO

H C T

HCT LACT

ESTACION FOLCHE

• RIO BRAVO (1) • UNIPETRO (2) • SAPET (1)

HCT

11 Km LACT

HCT

L C T

1.4 Km

PTS NEGRITOS

S U R

• PETROTECH

CRUDOS SELVA E IMPORTADOS

HCT

LINEA SUBMARINA

SAPET L-VI ESTACION 172 PARIÑAS

HCT

12 Km REFINERIA TALARA

CONTRATISTAS REFINERIA ()

número de tanques

CALIDAD TIPICA Y VOLUMEN DE CRUDOS NACIONALES PROCESADOS Total Procesado

46.9

46.3

45.8

47.9

45.5

442

53.6

60.0 0.1

55.0

50.0 45.0

2.5 1.9

40.0 35.0 MBD

0.3 4.2 1.6

18.6

18.1

3.2 1.4

4.9 1.4

0.1

16.6

4.8 1.5

0.9

18.8 17.6

30.0

16.3

14.8

25.0 25.2

20.0

15.0

23.9

22.4

22.4 21.3

10.0

21.0

5.0 0.0 1993

1994

HCT (Continente)

1995

HCT (Zócalo)

1996

1997

LCT

Mayna

1998

Oxy

HCT - Continente (Perez Companc y Contratistas): (32.7 ºAPI - 0.06 %S). HCT - Zócalo (Petrotech): (37.1º API - 0.05%S). LCT - Crudo Nafténico: (32.8 ºAPI - 0.05 %S). Mayna (Pluspetrol Lote 8) : (24.6º API - 0.5%S). Oxy (Loreto Lote 1AB); (21.5 ºAPI - 1.19 %S).

443

VOLUMENES DE CRUDOS IMPORTADOS PROCESADOS (MBD) Total Procesado

8.5

7.5

9.5

10.6

6.3

2.5

12.0 10.0

0.2 1.0

8.0

5.3

MBD

6.0

4.5

0.8 6.6

4.0

7.5

4.2

2.8

5.5

0.1

2.0 1.2

2.4

1.7

1.1

1995

1996

0.0 1993

1994

Argentina

Colombia

Ecuador

Argentina : Rincón de los Sauces e Hydra Colombia : Caño Limón y Orito Ecuador : Oriente Venezuela : Mesa 30, Lagotreco y Guafita

1997

Venezuela

1998

444

OPERACION DE ACUERDO A REGULACIONES Y PERMISOS MEDIOAMBIENTALES Disposición de efluentes líquidos de la Refinería: Niveles máximos permisibles de efluentes líquidos para actividades de hidrocarburos fijados según RD-030-96-EM/DGAA. Los Desagües aceitosos son tratados en un sistema de separadores API y I . Los efluentes limpios de los separadores son descargados al mar mediante un canal subterráneo con un contenido promedio de aceite de 25 ppm. Los efluentes químicos ácidos y básicos son tratados en una poza de Neutralización. Los condensados ácidos y aguas amoniacales de UCC y UDV, son tratados en un Despojador e Incinerador de Gases. El lastre de los buques es tratado en la Planta de Tratamiento de Agua de Balastro.

445

OPERACION DE ACUERDO A REGULACIONES Y PERMISOS MEDIOAMBIENTALES Emisiones gaseosas de la Refinería Los estándares de emisiones están en proceso de aprobación por las Autoridades Gubernamentales.

 Las concentraciones máximas aceptables de contaminantes en el aire están fijadas según el DS-046-93-EM. Monitoreo periódico de los niveles de emisiones. Se han anticipado acciones de remediación: suspensión temporal del Oxidador de Asfaltos y proyectos de instalación de techos flotantes. Crudos locales procesados con contenido de azufre menor de 0.1% en masa.

SEGURIDAD INDUSTRIAL PROCEDIMIENTO DE APROBACION DE “PERMISOS DE TRABAJO” BAJO CONDICIONES OPTIMAS Y SEGURAS. EMERGENCIAS AFRONTADAS MEDIANTE LAS ACCIONES SGTES: Plan de emergencia, contraincendio y desastres. Plan de contingencias contra derrames de hidrocarburos. EL SISTEMA CONTRAINCENDIO ESTA CONFORMADO POR: Sistema presurizado con arranque automático de bombas de agua C.I. Tanques de almacenamiento equipados con sistema de espuma CI. Unidades móviles de contraincendio convenientemente equipadas Camiones cisterna para suministro de agua contraincendio.

LA PROTECCION DE LA REFINERIA SE ASEGURA MEDIANTE: Torres de vigilancia, cercos, muros e iluminación. Control de y vigilancia interna. Patrullaje externo por fuerzas combinadas de Polícia Nacional y Marina. Visitas de inspección efectuadas periódicamente por compañías aseguradoras.

446

447

3. MERCADO DISTRIBUCION DE LA PRODUCCION E IMPORTACION DISTRIBUCION A TERMINALES MARITIMOS, EXPORTACIONES Y OTRAS REFINERIAS

FUERTE PARTICIPACION EN EL MERCADO DE COMBUSTIBLES TRANSFERENCIAS DE COMBUSTIBLES A TERMINALES MARITIMOS

DISTRIBUCION DE LA PRODUCCION E IMPORTACION IMPORTACIONES (1) EXPORTACIONES 5.0%

11.3 MBD

3.2 MBD

55.0 MBD

Talara Norte 41 %

63.1 MBD

26.9 MBD

19.8 Centro MBD 30% Sur 24 %

(1) Incluye cambios de inventario

16.4 MBD

448

DISTRIBUCION DE LA PRODUCCION E IMPORTACION IMPORTACIONES

EXPORTACIONES 7.1%

2.0 MBD

4.2

56.7 MBD Talara

MBD

Norte 34.6 %

54.4 MBD

Oriente 0.8 % 20.3 MBD

0.5 MBD

19.0 Centro MBD 32.4 % Sur 24.9 %

14.6 MBD

Nota: Los volúmenes de distribución no incluyen el inventario de 0.1 MBD (0.2%)

449

450

DISTRIBUCION A TERMINALES MARITIMOS, EXPORTACIONES Y OTRAS REFINERIAS

25.0% Lima

Talara/Piura 14.0%

Otras 6.0% Refinerías 5.0% Exportaciones

Otros Terminales

8.0% Eten

18.0% 11.0% Salaverry

13.0% Mollendo

451

NUEVO MUELLE DE CARGA LIQUIDA Inversión del Proyecto : 32.8 MMUS$. En operación desde inicios de 1995. Características del Proyecto: -

Capacidad para buques de hasta 35,000 DWT. Muelle auxiliar para remolcadores y lanchas de servicio Planta de tratamiento de agua de lastre Sistema automatizado e instrumentación con PLC. Brazos de carga (6) con operación hidráulica Facilidades contraincendio

MEJORAS EN DISEÑO UCC

1. Objetivos - Incrementar rendimientos de productos livianos - Procesamiento de cargas más pesadas

2. Modificaciones - Cambio al sistema de Riser Cracking - Distribuidores radiales de carga de alta eficiencia - Preaceleración del catalizador con inyección de vapor - Válvulas deslizantes de acción rápida - Pared fria en bajante y zona "Y" - Parrilla de distribución de aire mejorada - Nuevos controladores electrónicos 3. Inversión 3.38 MMUS$

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BIOREMEDIACION DEL AREA ESTANCA DEL TANQUE 295

¿Que es la Remediación?

Herramientas que buscan minimizar los niveles de contaminantes presentes en el ecosistema, y que están diseñadas bajo un principio químico y/o biológico

TÉCNICAS DE REMEDIACIÓN • Bioventilación • Atenuación Natural • Fitoremediación • Compostaje • Procesos de oxido-reducción • Extracción química • Incineración • Land Farming • Biodegradación mejorada

Se presenta una de las principales alternativas de remediación para combatir la contaminación por hidrocarburos, la cual consiste en la aplicación conjunta de la técnica natural de Landfarming y de biodegradación mejorada, que se aplicó en un proyecto desarrollado recientemente para el tratamiento de un volumen aprox. de 4000 m3. de suelos contaminados del área estanca del Tanque No. 295, por un período total de 5 meses.

La Biodegradación se basa en la oxidación biológica de los hidrocarburos por la acción de los microorganismos. La degradación espontánea se debe a la actividad de microorganismos autóctonos (o indígenas) presentes en los residuos y suelos contaminados con hidrocarburos.

Los productos finales de esta oxidación son biomasa microbiana, dióxido de carbono, ácidos grasos y agua, todas sustancias inocuas para el ambiente. Después de un período el contenido de hidrocarburos del residuo tratado disminuye significativamente y puede repetirse el tratamiento o bien utilizar este material con fines agrícolas.

Combinación: LandfarmingBiodegradación

ESTADO DE REFERENCIA

ETAPAS DE TRATAMIENTO

Geomembrana Lecho filtrante

• Suelo contaminado: área afectada 6500 m2. • Aguas subterráneas

NAPA FREATICA

• A 50 cm. de la superficie • Fuerte contaminación

LECHO FILTRANTE

TRABAJOS DE TOPOGRAFIA

TRABAJOS DE EXCAVACIÓN

Retiro de material contaminado hacia un área aledaña (Tratamiento Ex Situ) APLICACIÓN TECNICA LAND FARMING

RETIRO DE SUELOS CONTAMINADOS

CONSTRUCCIÓN DE LECHO FILTRANTE

Instalación Pozos Recolectores

Instalación Geotextil y Disposición de Arcilla

INSTALACION GEOMEMBRANA

Poza de Aguas Pluviales

TRATAMIENTO EX-SITU

• Disposicion material • Landfarming: Etapa previa •Adición nutrientes •Riego •Oxigenación (volteos)

Área de tratamiento (ExPatio de Tuberías No.3)

BIOREMEDIACIÓN Bacterias

Levaduras

Hongos Filamentoso

Factores que influyen en la biodegradación de HC: • Contaminante: concentración, degradabilidad, toxicidad y disponibilidad • Temperatura • Nutrientes: Nitrógeno, Fósforo / Potasio • Oxígeno Respiración aeróbica (oxidación) Respiración anaeróbica Fermentación

LABORATORIO Investigación: • Aislamiento • Evaluación • Aplicación

Aislamiento

53 cepas bacterianas Identificación

Gram (+) 66.5 % Micrococcus spp (35%) Gram (-) 33.5 % Pseudomonas spp (29%)

Evaluación

Selección:

06 cepas bacterianas

Propagación:

Crecimiento en superficie en medio de cultivo no comercial

Aplicación Caldo Microbiano 107 bacterias/ g

Monitoreo

Físico químico

Microbiológico

RETORNO SUELO RECUPERADO • 1360 m3 • Mecánico/ Manual

ESTADO ACTUAL DEL TANQUE

1. Las técnicas biológicas para la degradación de hidrocarburos en suelos contaminados constituyen una herramienta eficaz en la medida en que se ejecuten bajo condiciones controladas, aplicando criterios biotecnológicos precisos. 2. En estas técnicas se observa que la velocidad de degradación es función de la concentración de HC, del uso de fertilizantes, de la humedad del suelo y de las condiciones climáticas. 3. El proceso de Landfarming, además de estimular el crecimiento de los microorganismos nativos presentes en la zona a tratar, conduce a un mejoramiento sustancial del suelo al restablecer el equilibrio de nutrientes y aumenta el contenido de materia orgánica, propiedades benéficas ya que favorece la recuperación de un horizonte de suelo capaz de soportar cobertura vegetal.

4. Teniendo en cuenta algunas características morfológicas macros-

cópicas y microscópicas de las cepas aisladas se pudo determinar que la mayoría de ellas pertenecían a los géneros Micrococcus spp y Pseudomonas spp. 5. Los resultados obtenidos tras la aplicación de la técnica combinada de “Landfarming” y Biodegradación mejorada, mostraron tener óptimos beneficios en cuanto a la degradación biólogica de productos contaminantes como son los hidrocarburos contenidos en los suelos. Esto sugiere que estas prácticas eliminan de una manera eficaz este tipo de contaminantes que saturan el ambiente, permitiendo el restablecimiento de los ecosistemas, por lo que es conveniente implantarlas.. 6. La implementación de nuevas técnicas y el desarrollo científico de proyectos son de vital importancia en la búsqueda de alternativas que aseguren el tratamiento y eliminacion de compuestos contaminantes sólidos y/o líquidos de manera segura, tanto para el hombre como para el medioambiente en general.