Buques petroleros

Introducción
Definición
Buque petrolero (Oil Tanker): es todo buque diseñado para transportar granel
líquido, mayormente crudo o cualquier otro producto derivado del petróleo.
Reseña histórica
El petróleo en el siglo XIX
1859-1870
La moderna historia del petróleo empieza en torno a 1855. El año anterior, un
grupo empresarial encargó a Benjamin Silliman, un prominente científico de la
Universidad de Yale, que estudiara las propiedades del “aceite de piedra”, unas
emanaciones naturales que se daban en ciertos lugares, utilizadas como
medicamento frente a todo tipo de males, y del que se sabía que era
inflamable. Por aquel entonces, se recogía empapando toallas en los restos
que emanaban y escurriéndolas a continuación. Y era vendido por charlatanes
que ponderaban sus virtudes curativas. La idea partió de George Bisell, al que
hay que atribuirle el mérito de haber hecho nacer una industria con una
importancia sin precedentes. Otros nombres fundamentales de este inicio son
el de James Townsed, banquero y principal inversor, y Edwin L. Drake, quien,
tras el informe favorable de Silliman acerca de las propiedades del petróleo, fue
enviado para perforar la tierra con la esperanza de encontrarlo en mayor
cantidad bajo la superficie. ¿Qué interés tenía, por aquel entonces, ese
producto novedoso? El interés procedía de su condición de inflamable. Goerge
Bisell creyó que podría ser sustituto del aceite de carbón y del de ballena, que
se utilizaban por aquel entonces para iluminar, y para lo que existía un gran
mercado en expansión con el desarrollo de las ciudades. El estudio preliminar
demostró que las propiedades del “aceite de piedra” eran excelentes para tal
fin, y por ello se constituyó la Pennsylvania Rock Oil Company, destinada a la
explotación del descubrimiento. Era una compañía pequeña y con pocos
fondos, que a punto estuvo de cerrar. Pero quince días antes de hacerlo, en
agosto de 1859, las excavaciones dieron resultado. Fueron hechas en un
pueblo llamado Titusville (unos 150 Km al norte de Pittsburg), en unas colinas
(Oil Creek) en las que se producían unas pequeñas filtraciones de forma
natural. Como resultado, se obtuvo por primera vez “aceite de roca”, es decir,
petróleo, en cantidades abundantes. La noticia se extendió con rapidez y la
colina se llenó rápidamente de nuevos pozos. Quince meses después, en
Noviembre de 1860, había 75 pozos funcionando en Oil Creek. La fiebre del
petróleo había comenzado.
El resto de técnicas necesarias (refino para obtener keroseno, lámparas para
quemarlo...) ya se habían inventado para los aceites del carbón, y eran
directamente aplicables. La nueva industria lo aprovechó y se extendió
rápidamente, pasando a conocerse la zona como “las Regiones Petrolíferas”.
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Buques Petroleros
Los primeros pozos tenían que bombearse a mano, y el primer pozo surgente
(que expulsa petróleo por sí mismo) no apareció hasta 1861. En esos primeros
meses, tanto la producción como los precios fluctuaron de forma brutal: de
unos 450000 barriles en 1860 a 3 millones en 1862; 10$ por barril en enero de
1861, 50 centavos en Junio y unos diez centavos a finales del año; 4 dólares a
finales de 1862 y 7,25 en Septiembre de 1863. Las Regiones del Petróleo se
convirtieron en una fuente de riqueza donde miles de personas marcharon en
busca de fortuna, y donde la especulación alcanzó cotas insospechadas. La
década de 1860 fueron unos años de desarrollo brutal, en el que los pioneros
hacían inmensas fortunas casi con la misma velocidad que las perdían. Todo
fue caótico, vendiéndose un poco al azar. No fue hasta la década de los 70
cuando empezaron a organizarse lonjas de ventas. Por aquel entonces, el
petróleo ya se había convertido en una industria de mediana importancia,
suministrando iluminación a más y más gente.
Nacimiento de la Standard Oil
Es esos primeros años heroicos apareció una figura mítica para el negocio del
petróleo, que ha traspasado los límites de la industria para convertirse en una
especie de “leyenda”, conocida por todos. Era John David Rockefeller, el
magnate de la Standard Oil. Dedicado a los negocios ya desde los 16 años,
Rockefeller había montado una refinería junto a Maurice Clark en 1863. En
febrero de 1865 Rockefeller compró a su socio su parte, pasando a poseer la
mayor refinería de las treinta que había en Cleveland. J. D. R. era ya por aquel
entonces un hombre rico, gracias a sus negocios anteriores. La Guerra Civil,
con su necesidad de suministros, lo hizo aún más, lo que le permitió construir
una segunda refinería. Rápidamente fue destinando todos los beneficios y el
dinero que conseguía al nuevo negocio. En 1866 montaba una empresa en
Nueva York para gestionar la distribución y exportación de su queroseno.
Comenzaba así la que sería su arma del éxito empresarial: la integración
vertical de las distintas actividades. Siguiendo esto, adquirió terrenos en los
que obtener la madera para fabricar barriles, vagones cisterna para el
transporte por ferrocarril, almacenes en Nueva York para guardar el producto y
barcazas para su transporte por el río Hudson. Además, apoyado en una fuerte
posición de tesorería, se mantuvo aislado de las presiones de los bancos. En
1867 se asoció con Henry Flagler, quien fue quien ideó el sistema de
transporte. Realizado con el mayor secreto, obtuvo sustanciosos beneficios por
parte de las compañías, lo que le reportaba una situación de privilegio respecto
a los competidores. De hecho, consiguió que las compañías de transporte les
abonaran una cantidad cada vez que alguien distinto a ellos las utilizaba para el
transporte de petróleo. La crisis de finales de los 60 debida a la
sobrecapacidad, les llevó la idea de la necesidad de controlar la producción
total de queroseno. Para ello, junto a otros tres hombres aumentaron capital, y
fundaron el 10 de enero de 1870 la “Standard Oil” (Standard hacía referencia a
que se garantizaba la calidad del petróleo proporcionado). Así, comenzaron la
compra secreta de las refinerías de las Regiones Petrolíferas. El procedimiento
a seguir, normalmente, era el siguiente: instalaban una refinería en teoría
“independiente”, en la que bajaban los precios, llevando a la ruina a los
competidores. Entonces iban adquiriendo en secreto a las demás. Con esta
manera de funcionar, para 1879 la Standard Oil controlaba el 90% de la
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Buques Petroleros
capacidad refinadora de EEUU. Aunque esto se realizaba en secreto (de
hecho, la Standard no era oficialmente propietaria de la mayoría de las
refinerías), el malestar fue en aumento, y se iniciaron varios procesos legales
en diversos estados contra la entidad. No tuvieron éxito, o al menos no en un
primer momento.
La Standard se organizó oficialmente como un trust a principios de los 80, con
el fin de proteger los intereses familiares en caso de muerte. Esto fue así,
porque hasta entonces eran los dueños de la Standard los que a título personal
poseían las distintas compañías. A partir de entonces, comenzaron a
integrarlas en la Standard Oil. Es importante observar que el éxito de la
compañía no se debió al uso de la extorsión y el espionaje (o, al menos, no
“solamente”). Uno de los principios básicos era ser el productor de más bajo
coste, lo que les ponía en una situación de ventaja. También hay que destacar
el eficaz modelo de gestión de una compañía que, por enorme, presentaba
grandes dificultades para ello. El queroseno refinado por la Standard iluminaba
gran parte de los EEUU y empezó a extenderse por el mundo, debido a la
necesidad continua de ampliar mercados, surgida de la creciente producción
norteamericana. Entró también en el negocio comercializador, controlando a
mediados de los 80 alrededor del 80% de la comercialización del queroseno en
EEUU. Y aunque en un principio se había visto la producción directa como un
negocio excesivamente especulativo, la compañía también entró en él a finales
de los 80, controlando en 1891 el 25% de la producción de todo el país. Sin
embargo, este apabullante dominio creó muchas tensiones en la sociedad, y
empezaron a lanzarse cada vez mayores acusaciones de actuaciones ilegales
contra la Standard.
La industria en Europa
En las décadas de 1870 y 1880, la mitad de la producción americana se
destinaba a la exportación, representando el queroseno un 25% del total de las
exportaciones. El petróleo americano dominaba el mercado mundial, y estaba
controlado además por una sola empresa. Pero eso iba a acabar a finales de
siglo. En Europa había de hecho una pequeñísima industria del petróleo en
Rumanía, donde éste se extraía de pequeños pozos excavados a mano. Pero
esto nunca representó más que un pequeño comercio a escala local. El boom
del petróleo tuvo lugar en Rusia, en la región de Bacú (situada en la actual
Azerbaiyán). En la puesta en explotación de los recursos petroleros rusos
fueron una pieza fundamental los hermanos Nobel (Ludwig y Robert, los
hermanos de Alfred, fundador de los premios). Con negocios en el Imperio
Ruso, en 1873 encontraron la pequeña industria de petróleo de Bacú, y
comenzaron sus inversiones en la zona. La producción de la región al año
siguiente no superó los 600000 barriles; una década más tarde, la producción
anual ascendió a 10,8 millones. La intervención de Ludwig y Robert cambió la
ciudad. A principios de 1880 había casi 200 refinerías, y Bacú era conocida
como “la ciudad negra”. Los Nobel eran en 1876 los refinadores más
importantes de Bacú, y la producción rusa de petróleo superó incluso durante
un tiempo a la estadounidense. El principal problema era que había una gran
distancia entre las zonas productoras y las consumidoras. Para ello, los Nobel
idearon barcos-cisterna que atravesaran el Caspio, precursores de los
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Buques Petroleros
petroleros. Por aquel entonces, en 1886, entraron también en el petróleo ruso
los Rothschild. El petróleo ruso poco a poco, y de la mano de estos dos grupos,
fue ganando posiciones en el mercado europeo, y la Standard Oil se enfrentó
por primera vez a un enemigo de mediana envergadura. La respuesta de la
industria ante la nueva situación, fue la de abrir filiales. La Standard se convirtió
en una auténtica multinacional, asociándose con los distribuidores locales más
importantes. Por su parte, tanto los Nobel como los Rothschild crearon
sociedades de distribución en las distintas zonas, convirtiéndose en compañías
integradas competidoras, a precios competitivos, de la Standard.
Otro de los grandes del negocio apareció por aquel entonces. Los hermanos
Samuel (Marcus y Samuel) tenían una compañía que comerciaba con distintos
productos del Lejano Oriente. Aprovechando sus contactos con las casas
comerciales de los distintos países, decidieron comerciar parte del petróleo
ruso en aquella zona. Para ello era necesario hacerlo con el máximo secreto,
ya que la Standard podría arruinar el negocio utilizando distintas medidas de
presión, como bajar los precios de la zona hasta hacerlo no rentable
económicamente. Y en 1892 partió el primer petrolero de la nueva compañía,
bautizada como Shell, que atravesando el Canal de Suez y con petróleo
procedente de los campos de los Rothschild, supuso la primera amenaza seria
del dominio internacional de la Standard Oil. Tras muchas dificultades, la Shell,
apoyada por las casas comerciales de Oriente, se fue afirmando hasta
convertirse en la única compañía capaz de enfrentarse a la líder.
La Royal Dutch empezó a funcionar a partir de unos pozos localizados en
Sumatra, lo que, debido al ahorro en el transporte, le permitió también
suministrar petróleo competitivo a la zona. Poco a poco fue creciendo, y tuvo
varios intentos de fusión, tanto con la Standard como con la Shell, que en un
primer momento no fructificaron.
El petróleo de 1900 a 1930
Problemas y oportunidades a comienzos de siglo
El cambio de siglo consolidó el uso de la electricidad como medio de
iluminación, lo que supuso un grave problema para el sector del petróleo. De
hecho, el uso que se había hecho hasta entonces era fundamentalmente de
queroseno para iluminación. Esto ponía en peligro todo el negocio. Sin
embargo, y a la par que la electricidad iba avanzando, también se iba
imponiendo el motor de combustión interna como medio de transporte. Y este
usaba gasolina como combustible. La gasolina, hasta entonces, había sido un
producto de deshecho derivado del refino para queroseno. Sin embargo, a lo
largo de las primeras décadas del siglo, terminaría imponiéndose como el
principal derivado del petróleo.
También se irían encontrando nuevas fuentes de petróleo. Una de las más
importantes, sin duda, fue la colina de Spindletop. Situada en el Sudeste de
Texas, el hallazgo de petróleo en la zona fue casual. Sin embargo, se produjo
en grandes cantidades, contribuyendo al desarrollo económico de la zona. Pero
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Buques Petroleros
de nuevo hicieron acto de presencia la acción especulativa, y en unos pocos
meses se habían instalado ya 214 pozos. El suministro era tan intenso, que a
mediados del verano de 1901 el petróleo bajó a 3 centavos de dólar el barril
(para hacernos una idea, el vaso de agua se cobraba a 5 centavos). Las
riendas principales de la explotación las había tomado James Guffey, el
principal explorador de petróleo, y su compañía, la Gulf. Pero la producción era
demasiado grande, y muy difícil encontrar mercados para ella. Sin embargo,
encontró un cliente al otro lado del Atlántico. La Shell aprovechó la oportunidad
para introducirse en el mercado estadounidense. Pero lo que se conoció como
“el contrato del siglo” se vino a bajo cuando en 1902 empezó a descender la
producción de la zona.
La Sun Oil Company fue fundada en 1886, y fue adquiriendo concesiones a lo
largo de los primeros años. De Spindletop también apareció la Texaco, nacida
de las concesiones poseídas por Joseph Cullinam, un directivo de la Standard
que se marchó a probar suerte. La compañía estuvo a punto de fusionarse con
la Gulf, pero al final esto tampoco llegó a buen término.
A pesar de esta explosión de compañías, éstas parecían simplemente
pequeños anexos que poco podían hacer frente a la Standard. Sin embargo, la
inundación del mercado internacional de petróleo ruso, y la creciente
producción texana, que no podía ser controlada, empezó a ser un quebradero
de cabeza para los planes de control absoluto de la Standard Oil.
Lucha contra la Standard Oil
La Standard Oil tenía a una gran parte de la opinión pública en su contra. El
secretismo que caracterizaba a la compañía no ayudaba a mejorar esto. De
hecho, aunque Rockefeller se retiró de su dirección en 1897, la mayor parte de
la sociedad norteamericana siguió creyendo que era él quien estaba al frente
de la compañía. Por aquel entonces le sucedió John Archbold. Ida Tarbell fue
la periodista que descubriría los entresijos de la compañía, publicándolo luego
en una serie de artículos en la revista McClure, bajo el título de “La Historia de
la Standard Oil” . Ida Tarbell se ganó poco a poco la confianza de un directivo
de la compañía a través de amigos comunes, lo que le permitió entrevistar a
diversos altos cargos. Además, accedió a parte de los archivos. Con ello,
publicó una serie de artículos, a partir de noviembre de 1904, en los que dibujó
las artimañas que había usado la Standard a lo largo de más de 30 años para
obtener su privilegiada situación. Al año siguiente, publicó también una
biografía terrible de Rockefeller, en la que lo representaba como un hombre sin
escrúpulos, preocupado tan solo de ganar más y más dinero. El clamor popular
en contra de los trust era tremendo, y cuando Roosevelt subió al poder en
1901, tuvo como uno de sus lemas acabar con la explotación de esos grandes
conglomerados. Tras largos procesos, en 1909, un juez dictaminó la disolución
de la Standard Oil, dividiéndola en otras compañías: la mayor, la Standard Oil
de New Jersey (que mucho más tarde se llamaría Exxon); la Standard Oil de
Nueva York (Mobil); Standard Oil de California (Chevron); Standard Oil de Ohio
(Sohio, que se convertiría en la rama americana de BP); Standard Oil de
Indiana (Amoco); Continental Oil (Conoco); y Atlantic, que terminó siendo
absorbida pos Sun. En un principio fue un duro golpe para los dueños. Sin
5
Buques Petroleros
embargo, la competencia entre las nuevas empresas (aunque en ningún
momento fue encarnizada) contribuyó a que aumentaran sus inversiones, lo
que provocó notables avances tecnológicos. Así, la Standard de Indiana
desarrolló un nuevo proceso de obtención de gasolina, lo que le produjo
grandes beneficios. El conjunto de empresas creció mucho más de lo que lo
había hecho la Standard independiente, y los antiguos dueños, que también lo
eran de las nuevas compañías, se hicieron mucho más ricos tras la separación.
J. D. Rockefeller, unos años después de la separación, había doblado su
fortuna.
Fusión Royal Dutch-Shell
Marcus Samuel, el líder de la Shell, necesitaba a finales del XIX más petróleo.
Su capacidad comercializadora era grande, pero el petróleo ruso obtenido de
los Rothschild no era suficiente. Intentó diversas exploraciones en el Lejano
Oriente, pero con reducido éxito. Por ello, cuando la Royal Dutch atravesó
problemas financieros, intentó su adquisición. Sin embargo, no fructificó.
Deterding, nuevo director de la empresa holandesa, la sacó adelante y la hizo
crecer. Marcus Samuel, por su lado, descuidó algo sus negocios para centrarse
en su carrera política, lo que propició que finalmente llevaran a cabo una
fusión, pero en la que la Royal tenía más importancia. Había nacido así un gran
grupo internacional, a la altura de la Standard de New Jersey, la Royal DutchShell, que estaría dirigida por Deterding. Este hombre tenía una impresionante
capacidad de trabajo, y dirigió acertadamente la compañía durante las décadas
siguientes. A continuación, el nuevo grupo se introdujo en EEUU, y en 1911
comenzó negociaciones para adquirir todo el negocio petrolero de los
Rothschild en Rusia. Tras las agitaciones del país de 1905, los franceses eran
menos reacios a la venta, que finalmente se llevó a cabo.
Aparición de Persia
El hallazgo de petróleo en Persia fue en 1903. Fue el Sha de aquel país quien
buscó capitalistas dispuestos a encontrar petróleo, debido a los problemas que
atravesaba su Hacienda. Sin embargo, los problemas fueron numerosos debido
a la oposición de las tribus locales y a las pésimas infraestructuras. Sin
embargo, y aunque los capitalistas iniciales estuvieron a punto de abandonar,
el hecho de que fuera una zona estratégica para el Reino Unido, hizo que éste
impulsara la creación de una compañía dispuesta a hacer frente a las
prospecciones. Pero los progresos fueron muy lentos, y tras una revolución
popular (en 1905, que destituyó al Sha) estuvo a punto de irse al traste. La
compañía que lo respaldaba (Burmah Oil, con la finalidad de obtener petróleo
para su mercado indio) llegó incluso a ordenar que se detuvieran las
prospecciones, debido a que era ya 1908 y los resultados eran demasiado
pobres para la inversión que se veía obligada a realizar. Pero en el último lugar
donde iniciaron las prospecciones (en 1906), en Masjid-i-Suleiman, iba a
parecer petróleo en mayo de 1908, unas semanas antes de que llegara la carta
ordenando la desmantelación de las exploraciones; un inmenso pozo
emergente apareció. Se constituyó para la explotación una nueva compañía, la
Anglo-Persian Oil Company, y la fiebre del petróleo se extendió con ella por el
6
Buques Petroleros
Reino Unido. Y el gobierno británico se aseguró con ella un suministro más o
menos fiable de petróleo. En 1912 llegó a un acuerdo con la Asiatic, la rama
comercial de Royal Dutch-Shell en Asia, lo que le permitió encontrar salida a su
elevada producción de crudo. Sin embargo, la compañía se vio pronto en
dificultades financieras. Y la ayuda financiera le llegó del “capitalista” más
extraño: el Estado Británico, que adquirió en 1914 el 51% de las acciones
siguiendo los consejos de Winston Churchill. Esto no tenía precedentes en la
historia británica, con excepción de la compra de parte del Canal de Suez
medio siglo antes. Y al igual que en el caso del Canal, la adquisición se hizo
por motivos de alto valor estratégico. Churchill había impulsado la conversión
de la Marina naval de usar carbón al uso del petróleo. Esto había creado
conflictos, ya que si bien el Reino Unido estaba excepcionalmente dotado de
carbón, no era así con el petróleo. Y esto era un problema para una situación
de guerra. Sin embargo, las ventajas de usar el petróleo como combustible
eran muy importantes, ya que podía aportar mayor velocidad y potencia,
necesitando menos espacio para ser almacenado, y menos gente para
manejarlo. En un contexto como el que se estaba viviendo, en el que Alemania
también estaba desarrollando su Marina, tener las naves más avanzadas
tecnológicamente era fundamental para la seguridad nacional. Y el problema
de los recursos de petróleo se solucionó con la adquisición de la Anglo-Persian.
Para ello, se adujo que el suministro de la Royal Dutch-Shell podía no ser
seguro, dada la importancia holandesa en su capital, y la cercanía de esta
nación a Alemania. Con el apoyo del gobierno inglés, y con un mercado seguro
como era la Marina, la Anglo-Persian vio asegurado su desarrollo, y se convirtió
en una de las compañías petroleras más potentes.
Buques petroleros: clasificación y
especificaciones
Los buques petroleros, como hemos mencionado, son buques diseñados
principalmente para el transporte a granel del petróleo y sus derivados.
Características Generales
Las diferencias básicas entre un buque tanque corriente y un petrolero son:



Resistencia estructural: en un buque normal la carga es soportada
por las cubiertas en el espacio de las bodegas; en un petrolero
gravita sobre el fondo, forro exterior y mamparos. Además, en aguas
agitadas se producen fuerzas de inercia que actúan sobre los
costados y mamparos. La estructura del petrolero debe de ser más
resistente que otros barcos.
Estanqueidad al petróleo: los tanques de carga deben ser estancos
al petróleo y sobre todo a los gases producidos por él, que al
mezclarse con el aire hacen una mezcla explosiva. Debe de evitarse
que circuitos eléctricos pasen por los tanques o cámara de bombas.
Variación del volumen de la carga: la carga aumenta su volumen
un 1% por cada 10ºC de incremento de la temperatura. Si el tanque
7
Buques Petroleros

se llena mucho, al calentarse rebosaría. Y si se llena poco, se tendrá
un cargamento móvil que reduce la estabilidad y el espacio libre se
llena de gases explosivos.
Sistema de bombas de carga y descarga de petróleo: la cámara
de bombas suele estar a popa de los tanques de carga, para trasiego
de la misma. Son bombas de gran capacidad movidas por vapor o
motor eléctrico. Ventilación: se producen vapores de petróleo en los
cofferdams y cámara de bombas, son más pesados que el aire y es
necesario expulsarlos de estos espacios.
Clasificación acorde a su tamaño
1
2
3
4
5
6
7
Nombre
Seawaymax
Panamax
Aframax
Suezmax
VLCC
ULCC
V Plus
Tamaño en DWT
10.000 - 60.000
55.000 - 80.000
80.000 - 120.000
120.000 - 200.000
200.000 - 320.000
+ 320.000
+ 440.000
Precio aproximado
USD 43 M
USD 58 M
USD 120 M
1. Los buques Seawaymax son aquellos construidos para caber a través del
canal de St. Lawrence Seaway. Para ello, sus dimensiones máximas pueden
alcanzar los 226 metros de eslora, 24 metros de manga, y 7,92 metros de
calado.
2. Los Panamax son diseñados para poder pasar a través del canal de
Panamá. Esto significa que sus dimensiones máximas deberán ser de 294,1
metros de eslora, 32,3 metros de manga, y 12 metros de calado.
3. Los Aframax son usualmente utilizados en el Mar Negro, el Mar del Norte, el
Caribe, el Mar de China, y el Mediterráneo. Su nombre esta basado en el
sistema de rateo Average Freight Rate Assessment (AFRA).
4. Los Suezmax son los buques de mayor tamaño capaces de transitar por el
Canal de Suez con su carga máxima. Al no tener exclusas, el canal solo
presenta la limitación del calado. Dicho calado no debe exceder los 16 metros.
5. Very Large Crude Carrier.
6. Ultra Large Crude Carrier.
7. Los V Plus son los de mayor tamaño, y actualmente existe un número muy
reducido.
Tipos de cargamento
8
Buques Petroleros
a)
b)
Pesados o sucios (crudos, asfalto, fuel-oil);
Ligeros o limpios (gasolinas de automóvil, aviación, etiladas, etc.)
Si se transporta de crudo, fuel-oil y, en general, productos de gran viscosidad,
hay que calentar los tanques para dar fluidez a la carga y facilitar la descarga.
El llenado y vaciado se hace por el fondo.
El lastrado se realizaba llenando con agua los tanques de carga, actualmente
en los buques de nueva construcción llevan tanques de lastre separados.
Como complemento de los tanques de carga están los tanques de decantación
SLOP destinados a retener los residuos de las mezclas generadas por el
lavado de los tanques con crudo. Normalmente se dispone de dos, situados a
popa de los de carga.
La cámara de bombas de carga está situada a popa de la cántara, las bombas
suelen ser turbo bombas accionadas con vapor o bombas accionadas con
motor eléctrico.
Si la propulsión es Diesel, se suelen incorporar una o dos calderas de
mecheros para alimentar las turbo bombas de carga y calefacción de tanques.
Cuando se vacían los tanques, éstos se llenan con vapores de petróleo y gases
explosivos. Para eliminarlos se emplea el equipo de gas inerte. El gas inerte se
obtiene por tratamiento de los gases de escape de los motores auxiliares, el
gas inerte es básicamente CO2.
Cuando el buque va a ser sometido a alguna inspección o reparación en sus
tanques de carga, es preciso desgasificar los tanques. Esta operación se lleva
a cabo en la estación desgasificadora y la forma de efectuarla es la siguiente:
se vacía el tanque, se inyecta vapor durante 5 horas con los tanques bien
cerrados, luego se abre el tanque, y al liberarse el vapor arrastra a los gases.
Después se llenan los tanques de agua hasta que rebosen por la tapa, el agua
arrastra los gases en grandes burbujas. Más tarde se vacía el tanque y se
ventila con aire durante uno o dos días, hasta que no haya gases y se pueda
bajar al tanque con seguridad.
La autonomía es una variable que pivota en función del tipo de tráfico al que se
va a destinar el buque. No será la misma para un petrolero Maxi-Suez, para un
tráfico Europa-Golfo Pérsico que atraviesa el canal de Suez, que otro de más
de 150.000 t que deba hacer el mismo viaje por la ruta del Cabo de Buena
Esperanza.
Lloyd´s Register sugiere las siguientes secciones maestras en el diseño de
nuevos petroleros:
Todos llevan doble casco y doble fondo, salvo los que llevan el sistema de
cubierta intermedia, que pueden no llevar doble fondo.
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Buques Petroleros
REQUERIMIENTOS SOBRE RECONOCIMIENTOS MINUCIOSOS
PARA BUQUE PETROLEROS
Edad del buque E(años)
5<E< o =10
10 < E <o = 15
E > 15
Requerimientos
1.
todo marco de bulárcama,
completo (incluyendo miembros
estructurales adyacentes), ubicado en un
tanque lateral (en un tanque de lastre, sí lo
hubiere, o un tanque de carga utilizado
principalmente para lastre)
2.
un bao reforzado
(incluyendo miembros estructurales
adyacente) en cada uno de los tanque s
de lastre si lo hubiere
3.
un bao reforzado incluyendo
miembros estructurales adyacentes en un
tanque lateral de cargamento y en dos
tanques centrales de cargamento
4.
ambos mamparos estancos
transversales en un tanque lateral de
lastre, si lo hubiere, o un tanque de carga
utilizado principalmente de lastre
5.
Parte inferior de un
mamparo estanco transversal y su
estructura de soporte en: un tanque de
lastre, un tanque central de carga y uno
lateral de carga.
1.
todo marco de bulárcama,
completo (incluyendo miembros
estructurales adyacentes), ubicado en todo
tanque de lastre y al menos en un tanque
lateral de carga
2.
un marco de bulárcama
completo(incluyendo miembros
estructurales adyacentes), ubicado en
cada tanque lateral de carga restante
3.
todo los mamparos
estancos transversales todos los tanques
de carga y de lastre
4.
un bao reforzado y una
varenga reforzada(incluyendo miembros
estructurales adyacentes) encada uno de
los tanques centrales de cargamento
Ídem buques entre 10 y 15 años,
mas las mediciones que solicite l inspector
REQUERIMIENTOS SOBRE MEDICIONES DE ESPESORES
PARA BUQUES PETROLEROS
10
Buques Petroleros
Edad del buque E(años)
Requerimientos (1)
1.
5 < E < o = 10
Dentro de una zona de
carga
10 < E < o = 15
E > 15 (3)
-cada chapa de cubierta;
-una sección transversal.
2.
Suficiente cantidad de
sondaje en alguno de los miembros
estructurales sujetos a un reconocimiento
minucioso a fin de controlar y de trazar la
tasa de corrosión
3.
Zonas sospechosas
determinadas por la inspección, sobre la
base del desgaste o corrosión.
4.
Tracas seleccionadas en la
franja variable fuera de la zona de carga.
1.
dentro de la zona de carga
-cada chapa de cubierta.
-Dos secciones transversales (2.
2.
Suficiente cantidad e
sondaje en alguno de los miembros
estructurales sujetos a un reconocimiento
minucioso a fin de controlar y de trazar la
tasa de corrosión.
3.
Zonas sospechosas
determinadas por la inspección, sobre la
base del desgaste o corrosión
4.
Tracas seleccionadas de
franja variable fuera de la zona de cara
1.
Dentro De la zona de carga:
-cada chapa de cubierta
-tres secciones transversales;
-cada chapa de fondo.
2.
suficiente cantidad de
sondajes en algunos de los miembros
estructurales sujeto a un reconocimiento
minucioso a efectos de registrar la tasa de
corrosión
3.
zonas sospechosas
determinadas por la inspección
4.
tracas seleccionadas de la
franja variable fuera de la zona de carga
5.
Tracas superior o inferior de
mamparos estancos transversales.
(1)
En los buques en los que se compruebe mediante un reconocimiento
minucioso que el estado de la estructura / revestimiento es “bueno”, el
inspector podrá reducir o eximir la cantidad de mediciones requeridas; por el
contrario, n los casos en que dichos reconocimientos se detecten zonas con
una corrosión importante, el inspector podrá requerir un incremento de la
cantidad de mediciones teniendo en cuenta la resolución A. 744(18) de la OMI
(2)
Al menos una de las secciones transversales, será tomada en la zona de
tanque s de lastre
11
Buques Petroleros
(3)
En los casos de buques de edad mayor a 20 años las mediciones de
espesores se harán:



Una sección transversal en cada buque. No obstante en
buques con
gran cantidad de tanques de lastre el
número de mediciones podrá disminuirse.
Todas las chapas de cubierta dentro de la zona de carga.
Tracas seleccionadas de la franja variable dentro en toda
la eslora del buque.
12
Buques Petroleros
Propiedades y peligros de los Hidrocarburos
El Petróleo
La etimología de la palabra PETROLEO, PETRO= roca y OLEUM= aceite,
gramaticalmente significa aceite de roca. Si este aceite se analiza para verificar
su constitución química orgánica , por contener el elemento Carbono (C) en sus
moléculas, se encontrará una extensiva variedad de compuestos formados con
hidrogeno (H) denominados HIDROCARBUROS. Los hidrocarburos son
gaseosos, líquidos, semisólidos y sólidos, como aparecen en sitios de la
superficie terrestre, o gaseosos y líquidos en la formaciones geológicas del
subsuelo.
Características físicas y químicas del petróleo

Color:
Generalmente se piensa que todos los crudos son de color negro, lo cual ha
dado origen a cierta sinonimia y calificativos: "oro negro", "más negro que el
petróleo crudo". Sin embargo por transmisión de la luz, los crudos pueden tener
color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Por reflexión
de la luz pueden aparecer verdes, amarillos con tonos azules, rojo, marrón y
negro. Los crudos pesados y extrapesados son negro casi en su totalidad.
Crudos con altísimo contenido de cera son livianos y de color amarillo; por la
noche al bajar bastante la temperatura tienden a solidificarse notablemente y
durante el día, cuando arrecia el sol, muestra cierto hervor en el tanque. El
crudo más liviano o condensado llega a tener un color blanquecino, lechoso y a
veces se usa en el campo como gasolina cruda.

Olor:
El olor de los crudos es aromático como el de la gasolina, del querosene u
otros derivados. Si el crudo contiene azufre tiene un olor fuerte y hasta
repugnante, como el de huevo podrido. Si contiene sulfuro de hidrogeno, los
vapores son irritantes, tóxicos y hasta mortíferos. Para atestiguar la buena o
rancia calidad de los crudos es común que la industria los designe como dulces
o agrios.

Densidad:
Los crudos pueden pesar menos que el agua (livianos y medianos) o tanto o
más que el agua (pesados y extrapesados). De allí que la densidad pueda
tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos equivalen a 57,2 y -3 ºAPI.
La densidad, la gravedad especifica o los grados API (API es la abreviatura de
American Petroleum Institute ). Denota la relación correspondiente de peso
específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua.
13
Buques Petroleros
Gravedad Especifica = 140 / 130 + n.
Gravedad Especifica = 145 / 145 – n.
N = representa la lectura en grados indicada por el hidrometro Baumé inmerso
en el liquido.
La ecuación general de API es la siguiente:
Gravedad especifica = 141,5 / 131,5 + ºAPI.
(a 60 ºF ó 15,5 ºC).
ºAPI = 141,5 / gravedad especifica – 131,5
La clasificación de los crudos por rango de gravedad ºAPI utilizada en la
industria venezolana de los hidrocarburos, a 15,5 ºC (60 ºF) es como sigue:
Extrapesados, menos de 16 º.
Pesados, menos de 21,9 º.
Medianos 22,0 – 29,9 º.
Livianos 30 º y más.
Superlivianos 40 º en adelante.

Sabor:
El sabor de un crudo es una propiedad que se torna importante cuando el
contenido de sal es bastante alto. Esta circunstancia requiere que el crudo sea
tratado adecuadamente en las instalaciones de producción del campo para
ajustarle la sal al mínimo (gramos por metro cúbico) aceptable por
compradores y refinerías.

Índice de refracción:
Medido con un refractómetro, los hidrocarburos acusan valores de 1,39 a 1,49.
Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de uno a otro
cuerpo.

Coeficiente de expansión:
Varía entre 0,00036 y 0,00096. Temperatura ºC por volumen.

Punto de ebullición:
14
Buques Petroleros
No es constante, Debido a sus constituyentes varía algo menos que la
temperatura atmosférica hasta la temperatura igual o por encima de 300 ºC.

Punto de congelación:
Varía desde 15,5 ºC hasta la temperatura de -45 ºC. Depende de las
propiedades y características de cada crudo o derivado. Este factor es de
importancia al considerar el transporte de los hidrocarburos y las estaciones,
principalmente el invierno y las tierras gélidas.

Punto de deflagración:
Varía desde -12 ºC hasta 110 ºC. Reacción vigorosa que produce calor
acompañado de llamas y/o chispas.

Punto de quema:
Varía desde 2 ºC hasta 155 ºC.

Poder calorífico:
Puede ser entre 8.500 a 11.350 calorías/gramo. Entre BTU/libra puede ser de
15.350 a 22.000. (BTU es la unidad térmica británica).

Calor especifico:
Varía entre 0,40 y 0,52. El promedio de la mayoría de los crudos es de 0,45. Es
la relación de cantidad de calor requerida para elevar su temperatura un grado
respecto a la requerida para elevar un grado la temperatura de igual volumen o
masa de agua.

Calor latente de vaporización:
Para la mayoría de los hidrocarburos parafínicos y metilenos acusa entre 70 a
90 kilocalorías/kilogramo ó 130 a 160 BTU/libra.

Viscosidad:
La viscosidad es una de las características más importantes de los
hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte,
refinación y petroquímica. La viscosidad, que indica la resistencia que opone el
crudo al flujo interno, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios
valores de medición. El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza
requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área,
sobre otro de igual área y separado un centímetro de distancia entre sí y con el
espacio relleno del líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un
centímetro en un segundo. La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede
tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise. Es muy importante el efecto de la
temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la
superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados.
15
Buques Petroleros
Viscosidad relativa: es la relación de la viscosidad del fluido
respecto a la del agua. A 20 ºC la viscosidad del agua pura es de
1.002 centipoise.
o Viscosidad cinemática: es equivalente a la viscosidad expresada
en centipoises dividida por la gravedad específica, a la misma
temperatura. Se designa en stokes o centistokes.
o Viscosidad Universal Saybolt: representa el tiempo en segundos
para que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un
recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado
y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a
temperatura constante.
o
Los procesos de transformación y separación del petróleo
El petróleo crudo una vez extraído del pozo, sube por los cabezales de
producción que se encuentran ubicados en la parte superior (boca del pozo) del
pozo. Este crudo sigue un trayecto y va a un tren de separadores que se
encuentran ubicados en los campos de producción. Debido a que el petróleo en
su forma natural se encuentra en los pozos acompañado de gas, agua,
sedimentos e impurezas, debe ser separado de cada uno de estos elementos,
He allí donde aparecen los trenes de separadores, los cuales son unas
especies de tanques donde el petróleo crudo entra por la parte superior y
debido a la gravedad él se va separando. Los sedimentos se van al fondo, el
agua se queda en la parte media entre los sedimentos y el crudo y el gas en la
parte superior.
Este crudo una vez que sale del separador, sale acompañado con el gas. Este
gas se separa del crudo mediante dispositivos especiales para esta tarea,
donde el gas es secado o atrapado por medio de absorción ó adsorción.
Una vez que el crudo se encuentra totalmente limpio, se transporta por medio
de oleoductos a los puntos de refinación ó refinarías.
Los procesos de refinación son muy variados y se diferencian unos de otros por
los conceptos científicos y tecnológicos que los fundamentan para conformar
una cadena de sucesos que facilitan:
La destilación de crudos y separación de productos.
La destilación, la modificación y la reconstitución molecular de los
hidrocarburos.
o La estabilidad, la purificación y mejor calidad de los derivados
obtenidos.
o
o
Todo esto se logra mediante la utilización de plantas y equipos auxiliares, que
satisfacen diseños y especificaciones de funcionamiento confiables, y por la
introducción de substancias apropiadas y/o catalizadores que sustentan
reacciones químicas y/o físicas deseadas durante cada paso del proceso.

Procesos de Destilación:
16
Buques Petroleros
Los procesos de destilación atmosférica y al vacío son clásicos en la industria
del petróleo. La diferencia entre el proceso atmosférico y el de vacío es que
este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y
lograr la refinación de fracciones más pesadas.
La carga que entra a la torre de destilación atmosférica se somete previamente
a temperatura de unos 350 ºC en un horno especial. El calentamiento del
crudo, permite que, por orden de punto de ebullición de cada fracción o
producto, se desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la
torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el
tope hasta el fondo. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tiene
bonetes que facilitan la condensación y la recolección de las fracciones.
Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes
auxiliares para continuar los procesos.
Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375
ºC se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La
carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de
destilación atmosférica.

Desasfaltación:
A medida que se obtienen los productos por los diferentes procesos, muchos
de estos requieren tratamiento adicional para remover impurezas o para
aprovechar ciertos hidrocarburos. Para estos casos se emplea solvente. La
desasfaltación con propano se utiliza para extraer aceites pesados del asfalto
para utilizarlos como lubricantes o como carga a otros procesos. Este proceso
se lleva a cabo en una torre de extracción líquido-líquido.

Proceso térmico continuo ("THERMOFOR") con utilización de
arcilla:
Varios procesos de crepitación catalítica (descomposición térmica molecular)
tienen uso en los grandes complejos refineros. De igual manera, los procesos
para desulfuración de gasolina. Casi todos estos procesos tienen sus
características propias y aspectos específicos de funcionamiento. El proceso
de thermofor tiene por objeto producir lubricantes de ciertas características y es
alimentado por los productos semielaborados que salen de las plantas de
procesos con disolventes (refinación y desparafinación).

Descomposición Térmica:
Al proceso de descomposición o desintegración molecular o crepitación térmica
se le bautizo "Cracking", onomatopéyicamente craqueo, craquear.
Fundamentalmente, la carga para este proceso la constituyen gasóleo pesado
y/o crudo reducido, suplido por otras plantas de la refinería. Las temperaturas
para la descomposición térmica están en el rango de 200 – 480 ºC y presión de
hasta 20 atmósferas. La descomposición térmica se aplica también para la
obtención de etileno, a partir de las siguientes fuentes: etano, propano,
17
Buques Petroleros
propileno, butano, querosén o combustóleo. Las temperaturas requeridas están
en el rango de 730 – 760 ºC y presiones bajas de hasta 1,4 atmósferas.

Reformación Catalítica:
Este proceso representa un gran avance en el diseño, utilización y
regeneración de los catalizadores y del proceso en general. Los catalizadores
de platino han permitido que mayores volúmenes de carga sean procesados
por kilogramos de catalizador utilizado. Además, se ha logrado mayor tiempo
de utilización de los catalizadores. Esta innovación ha permitido que su
aplicación sea muy extensa para tratar gasolinas y producir aromáticos.
La reforma catalítica cubre una gran variedad de aplicaciones patentadas que
son importantes en la manufactura de gasolinas (Ultraforming, Houdriforming,
Rexforming y otros). La carga puede provenir del procesamiento de crudos
nafténicos y parafínicos, que rinden fracciones ricas en sustancias aromáticas.
Por la reforma catalítica se logra la deshidrogenación y deshidroisomerización
de naftenos, y la isomerización, el hidrocraqueo y la ciclodeshidrogenación de
las parafinas, como también la hidrogenación de olefinas y la hidrosulfuración.
El resultado es un hidrocarburo muy rico en aromáticos y por lo tanto de alto
octanaje.

Proceso Flexicocking (Exxon):
La aplicación general se basa en el manejo de cualquier carga de hidrocarburo
que pueda ser bombeada, inclusive arena bituminosa. Es particularmente
adaptable para mover el alto contenido de metales y/o carbón que quedan en
los residuos de la carga tratada a temperaturas de 565 ºC o más en plantas al
vacío.
Los productos líquidos logrados pueden ser mejorados mediante la
hidrogenación. El coque bruto puede ser gasificado. Luego de removerle el
sulfuro de hidrogeno, el gas puede ser utilizado en los hornos de
procesamiento, inclusive los de las plantas de hidrogeno. Además del coque
producido, las otras fracciones más livianas producidas pueden ser procesadas
en equipos convencionales de tratamientos.
La planta seleccionada tiene una capacidad de procesamiento de 52.000 b/d, y
convierte el asfalto o residuo de procesos al vacío en destilados. De acuerdo
con las especificaciones y detalles de funcionamiento de la planta Flexicocking,
lo requerimientos de servicios por barril de carga son los siguientes:
DESCRIPCIÓN
Vapor (a 42 kg/cm man), kilos
VALORES
91
Vapor requerido (a 9 kg/cm2man), kilos
45
Electricidad, kwh
13
Agua para enfriamiento, litros
1.325
2
Agua para alimentación de calderas, litros 114
18
Buques Petroleros
Aire para instrumentos y servicios, m3 0,71
La desintegración catalítica hace posible el tratamiento de una serie de crudos
en su estado original y de los derivados tratados por hidrogenación,
desintegración o desasfaltación para lograr productos de menor peso molecular
como olefinas, gasolina de alto octanaje, destilados medios y otros que se
pueden convertir adecuadamente.

Proceso de Isomerización "Butamer" (Universal Oil Products):
Este proceso permite, mediante reacción catalítica, transformar butano normal
en su isomero, isobutano. El isobutano se requiere como insumo para producir
componentes de la gasolina de muy alto octanaje en el proceso de alquilación.

Proceso de Alquilación "HF" (Acido fluorhídrico, Universal Oil
Products):
El proceso se emplea para la combinación de isobutano con olefinas tales
como propileno o butileno para producir componentes para la gasolina de alto
octanaje. El isobutano logrado mediante el proceso de isomerización se emplea
como carga para su alquilación con propileno, butileno, amilenos u olefinas de
alto ponto de ebullición.
La carga entra en intimo contacto con el catalizador, que lo constituye el ácido
fluorhídrico. El efluente pasa por un recipiente de asentamiento. La parte ácida,
o sea el ácido fluorhídrico es bombeado al reactor. El producto que sale por la
parte superior del recipiente de asentamiento, se despoja de isobutano y
componentes más livianos en la despojadora y lo que sale del fondo de esta es
alquilato para gasolina de motor. La producción diaria de alquilatos en Amuy es
de 14.200 b/d.
Derivados y usos del petróleo
Los siguientes son los diferentes productos derivados del petróleo y su
utilización:
Gasolina motor corriente y extra: Para consumo en los vehículos automotores
de combustión interna, entre otros usos.
Turbocombustible o turbosina: Gasolina para aviones jet, también conocida
como Jet-A.
Gasolina de aviación: Para uso en aviones con motores de combustión interna.
ACPM o Diesel: De uso común en camiones y buses.
Queroseno: Se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales. Es el
que comúnmente se llama "petróleo".
19
Buques Petroleros
Cocinol: Especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es
mínima.
Gas propano o GLP: Se utiliza como combustible doméstico e industrial.
Bencina industrial: Se usa como materia prima para la fabricación de
disolventes alifáticos o como combustible doméstico
Combustóleo o Fuel Oil: Es un combustible pesado para hornos y calderas
industriales.
Disolventes alifáticos: Sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y
adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales,
elaboración de tintas, formulación y fabricación de productos agrícolas, de
caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general.
Asfaltos: Se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la
industria de la construcción.
Bases lubricantes: Es la materia prima para la producción de los aceites
lubricantes.
Ceras parafínicas: Es la materia prima para la producción de velas y similares,
ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.
Polietileno: Materia prima para la industria del plástico en general
Alquitrán aromático (Arotar): Materia prima para la elaboración de negro de
humo que, a su vez, se usa en la industria de llantas. También es un diluyente
Acido nafténico: Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de
calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de
pinturas, resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas
Benceno: Sirve para fabricar ciclohexano.
Ciclohexano: Es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico
con destino al nylon.
Tolueno: Se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas,
adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.
Xilenos mezclados: Se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de
thinner.
Ortoxileno: Es la materia prima para la producción de anhídrido ftálico.
Alquilbenceno: Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar
plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.El azufre que sale
de las refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos
20
Buques Petroleros
tipos de acero y preparación de ácido sulfúrico, entre otros usos. En Colombia,
de otro lado, se extrae un petróleo pesado que se llama Crudo Castilla, el cual
se utiliza para la producción de asfaltos y/o para mejoramiento directo de
carreteras, así como para consumos en hornos y calderas.
Peligros asociados con el manejo y el transporte
Inflamabilidad
Cuando el petróleo es encendido, es el gas progresivamente emanado por el
líquido, el que se quema visiblemente como una llama. La cantidad de gas
disponible para ser emanada por petróleo líquido depende de su volatibilidad,
que es frecuentemente expresada por propósitos de comparación en términos
de “REID VAPOUR PRESSURE” (RVP).
Los gases del petróleo pueden ser encendidos y se quemarán solo cuando
sean mezclados con aire en determinadas proporciones. Si hay muy poco o
demasiado gas de petróleo, la mezcla no puede arder.
A medida que el petróleo es calentado la concentración de gas encima del
mismo aumenta. La temperatura del líquido a la cual esta concentración
alcanza el punto más bajo de inflamabilidad se conoce como el “flashpoint” del
líquido.
La inflamabilidad del petróleo puede ser clasificada en:
No volátil: “flashpoint” igual a 60º C o superior.
Volátil: “flashpoint” menor a 60º C.
Toxicidad
Pequeñas cantidades de gas de petróleo cuando ingeridas pueden causar
síntomas de reflejos reducidos y mareos, similares a la borrachera, con dolores
de cabeza e irritación de los ojos. La inhalación de una cantidad mayor puede
ser fatal.
Los síntomas pueden ocurrir con concentraciones muy menores al punto más
bajo de inflamabilidad. Sin embargo, los gases verían en los efectos fisiológicos
que producen, y la tolerancia humana a dichos efectos también varía
ampliamente. No debería ser asumido que porque las condiciones pueden ser
toleradas, la concentración de gas se encuentra en límites seguros.
El olor de la mezcla de gases del petróleo es muy variable, y en algunos casos
los gases pueden inhibir el sentido del olfato. El deterioro del olfato es
especialmente posible y serio si la mezcla contiene sulfuro de hidrógeno.
Nunca se debe suponer que la ausencia de olor indica la ausencia de gas.
21
Buques Petroleros
Cargas Electrostáticas
Las chispas generadas por estática fueron y son las causas principales de la
mayoría de las explosiones ocurridas en buques tanques.
Las explosiones por electricidad estática, involucran la presencia de una
atmósfera explosiva.
Hay cuatro clases de atmósferas explosivas:




Formadas por gases o vapores
Formadas por polvos
Formadas por gotas de líquidos
Formadas por gases o vapores mas polvos ( mezclas híbridas)
Generación de cargas eléctricas
Electrificación por contacto, que ocurre cuando dos materiales diferentes son
puestos en contacto y luego separados, llevando cada uno cargas opuestas.
Puede pasar entre sólido / sólido, liquido / liquido y sólido / liquido.
Los gases no pueden ser cargados de esta manera, pero si tienen partículas o
gotas de suspensión, estas pueden ser cargadas por contacto.
Procesos con líquidos que dan lugar a cargas electrostáticas:
Flujo a través de las cañerías, válvulas, filtros, etc. Todo el flujo en tuberías es
turbulento. Dicho flujo orada la capa interior de las moléculas cargadas y la
distribuye a través de la más del producto en la tubería. Luego, las capas
cargadas son separadas y el producto que ingresa o emerge de la tubería
deviene cargado. Mientras mayor sea el flujo en la tubería, mayor será la
turbulencia y generalmente, mayor la carga. Por lo tanto las moléculas van
cargando eléctricamente debido al rocé del liquido contra las paredes de la
tubería y la turbulencia.
La velocidad de entrada de líquidos a un tanque debe mantenerse
suficientemente baja para evitar el salpicado o la agitación excesiva. La
velocidad del líquido que entra a un tanque debe mantenerse a 1 m/seg. Hasta
que el chupón sea cubierto.
Acumulación de cargas eléctricas y generación de campos
eléctricos
La generación de cargas no origina necesariamente descargas, es necesario
que haya campos eléctricos de alto potencial, y esto solo ocurre cuando hay
acumulación de cargas eléctricas.
22
Buques Petroleros
Productos no acumuladores cargados a granel:
Son productos de alta conductividad
 Combustible residual.
 Asfaltos (betunes).
 Alcoholes.
Productos acumuladores cargados a granel:
Son productos de baja conductividad
 Queroseno
 Naftas de aviación.
 Jet fuels (JP 1).
 Naftas (normal, extra, catalítica)
 Gas oil (pesados)
 Aceites lubricantes.
 Solventes.
 Productos aromáticos.
 Crudos calentados.
 Diluyente.
 Aceite de calefacción.
Sólidos aislantes:

Acumulación en objetos sólidos aislantes (PVC, Polietileno, Poliéster,
Nylon).

Acumulación en polvos (se entiende por polvos a mezclas de aire
con partículas de materia sólida, con tamaño variable, desde finos o
gránulos). Cuando se manipulan polvos, se genera una carga
electrostática, pero para que tenga lugar a una explosión se debe
dar las siguientes condiciones:
1. El polvo de ser inflamable
2. La concentración de polvo en el aire, debe estar dentro del rango de
explosividad.
3. La atmósfera debe contar con suficiente oxigeno.
4. Debe existir una fuente de ignición.
Ignición por descargas electroestáticas
Las descargas electroestáticas son generadas por medios aislantes con
campos eléctricos muy elevados.
23
Buques Petroleros
Sin
embargo,
también
puede
haber
descargas por inducción
electromagnéticas. Hay varias formas en que se puede manifestar una
descarga electroestática:

Chispa (Sparks): Ocurre entre dos cuerpo conductores a distinto
potencial. Dado que ambos cuerpos son conductores, prácticamente
toda la carga se descarga en la chispa.

Capacidad de ignición de las descargas electroestáticas: Una mezcla
de aire con un material inflamable en forma de gas, gotas o polvo, no
puede formar mezcla explosiva. Si no esta dentro de los límites
superior o inferior de explosividad (LSE y LSI) es decir, dentro del
rango de explosividad y a su ves, la ignición de la mezcla esta
relacionada con lo que se denomina Energía mínima de ignición
(MIE; Minimun Ignition Energy).
La MIE es la energía mínima necesaria para incendiar una concentración
óptima de material inflamable, usando una chispa capacitiva en condiciones
ideales. La mayoría de los gases de hidrocarburos están en un 0,2 Mj.
Las medidas de prevención de la ignición de mezclas explosivas por descargas
electroestáticas tienen dos formas:


Limitando el potencial.
Eliminando la atmósfera explosiva.
Mezclas híbridas
La suspensión de polvos en el aire que contiene una proporción de gas o vapor
inflamable, se denomina mezclas híbridas. La presencia de dichas mezclas
constituye un riesgo importante, aun cuando la concentración de gases y
vapores este debajo del LIE.
Características de notable peligrosidad:
 Una dispersión en aire de polvos que son muy gruesos para formar
mezclas explosivas, puede volverse explosiva con pequeñas cantidades
de gases o vapores inflamables.
 Mezclas de polvo y gas que están debajo de su LIE, peden volverse
explosivas si se mezclan.
 Requieren menor energía de ignición.
Medidas de prevención de explosiones por mezclas híbridas:
 Evitar la formación de polvos explosivos.
 Eliminar la fuente de ignición.
24
Buques Petroleros
 Inertizacion (control de atmósferas).
Protección contra explosiones:






Contención de la explosión.
Venteo de la explosión.
Supresión automática de la explosión.
Separación de la planta.
Limitando el potencial.
Eliminando la atmósfera explosiva.
Cuerpos conductores, no conductores y de conductividad
intermedia
Conductores: en el caso de sólidos, estos son los metales, y en el caso
de líquidos todas las soluciones acuosas incluyendo el agua de mar. El cuerpo
humano se considera conductor liquido pues posee el 60% de agua.
La propiedad importante de los conductores es que no solamente no son
capaces de acumular cargas eléctricas, a menos que estén aislados, sino que
cuando lo están y en la oportunidad en que se produce la descarga, toda la
carga disponible la libera casi instantáneamente.
La descarga entre dos conductores muy frecuentemente ocurre como
chispa, y son de mucha mayor energía y potencialmente más peligrosas que
las que ocurren entre objetos de los cuales una de ellos es un no conductor. En
este caso las descargas a menudo toman una forma más difusa y menos
peligrosa conocida como descarga corona en lugar de una chispa.
No conductores: Tiene baja conductividad por lo que cuando reciben una
carga la retiene durante un periodo largo. Por otra parte pueden evitar la
perdida de la carga de un cuerpo conductor actuando como aislador.
La carga de los no conductores es de importancia primaria porque ellos
pueden transferir la carga o inducirla a conductores aislados próximos lo cuales
pueden dar lugares a chispas.
Los cuerpos no conductores muy cargados pueden por si mismos
contribuir directamente a producir chispas incendiarias.
Los líquidos son considerados no conductores cuando tiene
conductividades menores a 100 pico siemens / metros, se los conoce como
acumuladores estáticos los cuales los derivados del petróleo frecuentemente
caen en esta categoría.
Se suelen empelar aditivos anti estáticos que aumentan la conductividad
del petróleo a valores mayores de 100 ps / m.
25
Buques Petroleros
Las sustancias sólidas no conductoras son muy aislantes, tales como el
polipropileno, pvc, nylon, y varios tipos de cauchos. Estas se vuelven mas
conductoras cuando sus superficies están contaminadas con suciedad o
humedad.
Conductividad intermedia: Los productos sólidos de esta categoría intermedia
incluyen la madera, corcho, sisal, y las sustancias orgánicas. La conductividad
de estos productos se debe a que absorben el agua y así mismo ésta aumenta
cuando sus superficies están húmedas y sucias.
Si tales materiales de conductividad intermedia no están aislados de tierra, sus
conductividades son normalmente suficientemente altas para prevenir la
acumulación de cargas electroestáticas. De lo contrario si son suficientemente
bajas para evitar la producción de chispa de gran energía.
En resumen, las descargas electroestáticas pueden ocurrir como resultado de
la acumulación de cargas en:


Líquidos o sólidos no conductores; por ejemplo- hidrocarburo
acumulador estático (keroséne) bombeado en un tanque, o un cabo
de polipropileno-.
Líquidos o sólidos conductores eléctricamente aislados; por ejemplonieblas, sprays, o partículas en suspensión en el aire, o una varilla
metálica suspendida en el extremo de un cabo de fibra sintética.
26
Buques Petroleros
Precauciones Generales
Carga repartida
La “carga repartida” es la práctica de comenzar la carga a través de una tubería
individual a varios tanques del buque en forma simultánea allí donde hubiera
que compensar la falta de control del flujo de la terminal. El objetivo es lograr
que el caudal máximo de carga en cada boca de entrada sea de 1m/s.
La carga repartida presenta una cierta cantidad de riesgos potenciales de
generación electroestática que deben ser evaluados y tratados debidamente.
Por ejemplo:
 El caudal desparejo en las tuberías de carga del buque pueden crear un
retroceso de vapor (gas o aire) desde los tanques abiertos hacia el tanque que
está recibiendo el producto. Este efecto eductor puede causar una mezcla de
dos fases de producto y vapor que resultará en un incremento de la turbulencia
y la formación de niebla en el tanque.
 La posibilidad de exceder la velocidad de 1m/s en una boca de entrada debido a
una distribución irregular del producto entre los tanques abiertos.
Se deberán tomar las siguientes precauciones para tratar los peligros asociados
a la carga repartida de cargas acumuladoras de estática:
 Se deberá seleccionar el caudal de carga general de manera tal que asegure
una velocidad máxima de 1m/s a todos los tanques, dando por sentado la
distribución pareja en todos los tanques de carga.


La posible diferencia en la distribución del flujo dentro de los diferentes tanques
deben ser considerados y hacerse los mejores esfuerzos para asegurar la
distribución pareja entre los tanques de carga.
No se deberán cargar más de cuatro tanques en forma simultánea.
 Las válvulas de las bocas de entrada a los tanques no deberán utilizarse para
controlar el caudal de carga en la fase inicial. Su uso causaría una reducción en
la sección transversal de la boca, provocando un aumento en la velocidad de
entrada y una mayor formación de turbulencia y neblina. Si fuera necesario
estrangular las válvulas para controlar la tasa de flujo, esto deberá efectuarse
corriente arriba de las válvulas del tanque.
 La gestión del riesgo inherente a la carga repartida requerirá de un proceso de
evaluación de riesgo, el cual deberá considerar:

La configuración de la tubería de la terminal, incluyendo la capacidad de
control de flujo.

La configuración de las tuberías del buque.
27
Buques Petroleros

La condición en que se encuentran los tanques del buque, por ejemplo,
cuál fue la carga previa, la atmósfera del tanque y la condición física (tal como
la integridad de los serpentines de calefacción).

El producto a ser cargado y el potencial para generar una atmósfera
inflamable.
La carga repartida se podrá llevar a cabo únicamente cuando tanto el buque
como la terminal están satisfechos con la identificación de los riesgos y si las
medidas que hayan sido tomadas para minimizarlos, evitarlos o eliminarlos.
Limitación del caudal de carga
Luego del periodo de llenado inicial, los procesos generadores de estática
(tales como la formación de neblina y el movimiento en el fondo de los tanques
causado por la turbulencia) son suprimidos por el líquido al subir de nivel. La
preocupación ahora está en asegurarse de que no se acumule carga
electroestática excesiva en el grueso de la carga. Esto también se logra con el
control del caudal de flujo, aunque la velocidad máxima aceptable es más alta
que la del periodo inicial, cuando el producto es considerado “limpio”.
Los flujos de dos fases (hidrocarburo/agua) tienen una capacidad de carga
electroestática mayor y requieren que el caudal del caudal esté limitado durante
toda la carga.
Precauciones relacionadas al agua
Como las mezclas de hidrocarburos con agua constituyen una fuente potente
de electricidad estática, se debe tener especial cuidado en prevenir que el agua
excedente de operaciones tales como lavado con agua, lastrado o barrido de
tuberías entre a un tanque que contenga o que contendrá hidrocarburos
acumuladores de estática. Por ejemplo aquellos tanques de carga o tuberías
que hayan sido barridos con agua deberán ser drenados antes de proceder a
su carga. No se debe permitir que el agua se acumule en los tanques. Las
tuberías no deben ser barridas con agua hacia tanques que contengan carga
acumuladora de estática. (Para una explicación del barrido de tuberías, ver la
sección 11.1.15.2)
Toda agua remanente dentro del sistema de tuberías (ya sea de la nave o de la
terminal) luego del período de carga inicial podría ser barrida hacia el tanque
de carga cuando se carga a la tasa máxima. (La velocidad mínima del producto
para el barrido de agua hacia fuera de las tuberías de manera efectiva es
1metro/segundo.)
La mezcla y agitación de la mezcla de hidrocarburos y agua en el tanque
incrementará la generación de electricidad estática hasta un nivel inseguro en
una atmósfera inflamable. Por lo tanto, antes de llegar al caudal de carga
normal, es necesario asegurarse de que, hasta donde sea posible, todo exceso
de agua que pudiera acumularse en las partes bajas de las tuberías haya sido
barrida fuera del sistema, ya sea antes del comienzo de la carga o durante el
28
Buques Petroleros
llenado inicial del tanque. (Ver la sección 11.1.7.3 para consejos relativos a
este proceso).
Bajo circunstancias normales, si se han tomado las precauciones antes
mencionadas para prevenir el exceso de agua, la cantidad de agua todavía
presente en el sistema luego del período inicial de carga será insuficiente para
incrementar la generación de estática cuando se aumenta el caudal de carga.
Aún así, si hubiera razones para sospechar que todavía pudiera haber agua en
cantidad en la tubería de la terminal, se recomienda:

Mantener la velocidad del producto en la tubería de tierra por debajo de
1 metro/segundo durante toda la carga para evitar el barrido de agua hacia los
tanques de carga; o,

Mantener la velocidad del producto en las bocas de ingreso del tanque
por debajo de 1 metro/segundo para evitar turbulencia en el tanque.
Se deberá usar la opción que de cómo resultado la tasa de carga más alta
consistente con la seguridad que debe llevarse.
Precauciones derivadas de las cargas electrostáticas
Precauciones a bordo
La electricidad estática se genera dentro de los tanques de varias maneras:

Cuando se llenan con productos limpios.

Cuando se los lavan con chorros de agua.

Cuando se vaporiza un tanque.
El producto o la niebla de agua o vapor se cargan con electricidad. La carga
tratara de descargarse a tierra, con el tiempo, ella se descargara
inofensivamente a través del casco del buque. Mientras quede suficiente carga,
se podrá producir una chispa caliente (capaz de encender una mezcla
inflamable).
Hay varias maneras en las que esto puede suceder si introducimos objetos
metálicos dentro de un tanque.
Los objetos que han causado chispa incluyen:
 Cintas metálicas de mano para sondaje.
 Saca muestras metálicas de muestreos.
 Varilla metálica de sondaje.
 Maquinas de lavado portátiles no puestas a tierra.
Una carga estática y chispa, también pueden ser causadas por las descargas
de vapor o dióxido de carbono (co 2) a alta velocidad desde una tobera. De
todas maneras se debe considerar que la energía necesaria para ignicionar
una mezcla dependerá de la velocidad o caudal de ingreso, ya sea de la carga
o del agua de lavado. En tal sentido, es seguro y prudente comenzar la carga
29
Buques Petroleros
de hidrocarburos a un caudal que no sobrepase los 280 m3/h durante la
primera hora de operación. Recién entonces se podrá ir aumentando
gradualmente. De esta manera se evitara una excesiva formación de gases
dentro de los tanques con la consiguiente disminución del riesgo de explosión.
Así mismo, es seguro y prudente no introducir ningún objeto de medición a los
tanques de cargamento (varillas, cintas, saca muestras) durante los treinta
minutos posteriores a la culminación de la operación de carga.
Por otro lado, se debe tener en cuenta que con maquinas de lavado hasta 60
m3/h de caudal el efecto de la electricidad estática carece de significación. En
puerto antes de comenzar las operaciones, las cargas estáticas pueden ser
eliminadas antes de que carezcan suficientemente para causar chispas. Esto
se hace manteniendo una correcta aislamiento Buque / muelle.
Precauciones al momento de arribar a puerto
Un buque que flota en agua de mar o dulce, está puesto a tierra como una
estructura terrestre. Las más modernas capas de pinturas en la carena dejan
pasar la corriente, sin contar las zonas libres de pinturas (hélices, válvulas,
ejes, zonas despintadas, etc.) se estima que la resistencia de puesta a tierra de
un buque es mucho menor que 1 ohm. Por lo tanto ni las instalaciones de
tierra, ni las del buque desarrollan potencial electro estático. Sin embargo, el
buque y la costa pueden estar a distinta potencial pero no por una razón
electroestática, son por diferentes características electrolíticas.
El buque en el agua, y las instalaciones de tierra con los electrodos de una
gran pila eléctrica, con diferencia de potencial de mas de 0.2 v y gran
capacidad de generar corriente.
Hasta hace poco tiempo para igualar este potencial y evitar las chispas, se
vinculaba eléctricamente el buque con las instalaciones de tierra en el muelle.
Para evitar la chispa en el momento de la conexión o desconexión la operación
se realizaba dentro de una caja a prueba de explosión, investigaciones
posteriores demostraron que este conductor era, en la mayoría de los casos,
insuficiente para igualar esta diferencia de potencial, y que, por tanto, al hacer
las conexiones de mangueras, quedaban en continuidad eléctrica entre el
muelle y buque que podían producir chispas peligrosas para condiciones
particulares de gases.
Se implemento un nuevo procedimiento que se basa en la no continuidad
eléctrica de las tuberías de carga o lastre, y en la supresión del conductor de
igualación del potencial.
La corriente Buque / Muelle no se trasmite por las mangueras y en
consecuencia no puede saltar el arco al conectarlas o desconectarlas. Se
utilizan bridas aislantes (juntas anilladas de klingerite) o bien tramos de
mangueras sin continuidad eléctrica. Es necesario, además, que las tuberías
de tierra estén efectivamente conectadas a tierra.
30
Buques Petroleros
Precauciones en la carga de productos no acumuladores de
electrostática
No es imprescindible observar medidas especiales cuando se carguen
productos de este tipo (crudo, etc.)
Sin embargo, debido al riesgo que representa la mezcla con agua, que podría
estar presente en la línea o en el fondo del tanque, se deberá mantener un
caudal inicial de cargas suficientemente bajo, hasta que el chupón este
cubierto.
Precauciones en la carga de productos acumuladores de
electrostática

La carga de productos destilados (acumuladores de estática) presentan
riesgos serios cuando la velocidad línea de ingreso del producto a la
cisterna del buque es mayor a 1 m/seg. (hasta completar el primer pie),
los buques poseen una tubería interna de 12”, por lo tanto el flujo inicial
por tanque debe ser inferior a 240 m3 /h.
De acuerdo con la tabla de referencias:



No se requieren precauciones especiales para tanques inertizados.
Debe evitarse el bombeo de mezclas agua / producto.
El caudal inicial de carga no debe exceder 1 m/ seg. (3 pies / seg.) En
cada manguito del chupón, hasta que éste y los esfuerzos del fondo del
tanque estén cubiertos, para evitar turbulencias.
Los caudales máximos indicados a continuación deberán ser utilizados
como referencia:

Diámetro
Línea
6”
8”
10”
12”
14”
16”
18”
20”
30”

Velocidad
3 pies/ s
Barriles/h M3 / h
400
65
700
110
1000
160
1500
240
2000
320
2700
430
3400
540
4200
670
9450
1500
Velocidad
Velocidad
20 pies/ s
35 pies/ s
3
Barriles/h M / h
Barriles/h M3 / h
2500
400
4400
700
4500
715
7800
1240
7000
1110
12300
1955
10000
1590
17700
2815
14000
2230
24000
3820
18000
2860
31500
5010
22700
3610
39700
6315
28000
4455
49000
7795
62950
10015
110200
17530
Cuando se carga una cisterna y hasta 30 minutos después de haber
finalizado la misma, no se debe introducir elementos metálicos de
medición (termómetros, sondas, equipos de muestreos, etc.)
31
Buques Petroleros

Los equipos no conductores con elementos metálicos pueden ser
utilizados en cualquier momento (flotador de madera con cabito de
algodón, etc.)

El cabo a utilizar para introducir elementos dentro de los tanques, debe
ser de fibra natural ( Manila, algodón y no confeccionados con
polímetros sintéticos)

Las mangueras de algunos medidores de gas, están equipadas en su
extremo con un acople metálico. Por lo tanto su uso en el interior de un
tanque esta restringido por las mismas normas que se aplican a los
demás equipos de medición. Se espera 30 minutos después de haber
finalizado la carga en el tanque.

Una vez finalizada la carga del tanque y luego de haber esperado 30
minutos, se podrá introducir en el tanque elementos metálicos
conductores de medición, observando que cada equipo este
convenientemente puesto a tierra antes y durante todo el tiempo que el
elemento permanezca dentro de la cisterna.

El sondaje, muestreo y toma de temperaturas a través de un tubo de
sonda esta permitido en cualquier momento, si la cinta o pilón de boca
de medición, termómetro o muestrador metálico se encuentra
eléctricamente unido al tanque.

Si en la tubería de tierra existiese un filtro micro poroso, deberán mediar
30 segundos entre el momento en que el producto deje el filtro y el que
llegue al tanque.

En el caso en que un tanque haya contenido previamente productos de
tensión de vapor intermedia o alta (jet fuel o nafta de aviación) y se
deben cargar productos de baja tensión de vapor (kerosén, gas oil,
aceite lubricante), dicho tanque debe ser desgasificado hasta alcanzar el
20 % LEL.
Precauciones en la descarga de productos acumuladores de
electrostática

El caudal inicial dentro de los tanques de tierra debe ser restringido a 1
m / seg. (3 pies / seg.), Hasta que el chupón este cubierto para evitar
turbulencias. EL buque deberá observar el caudal máximo de descarga
establecido por la terminal.

Las burbujas aire / vapor en un liquido pueden generar electricidad
estática. Por lo tanto, las bombas de reachique o los eductores deben
ser operadas de manera tal que se evite la entrada de aire / vapor tanto
como sea posible.
Tanques inertizados
32
Buques Petroleros

Durante las operaciones normales, la presencia de gas inerte elimina el
riesgo de posibles igniciones.

En el caso de una falla durante las operaciones normales, la presencia
de gas inerte, con el consecuente riesgo de entrada de aire en los
tanques, se deben observar también las siguientes precauciones para
evitar los riesgos asociados con el problema de la corriente estática.

Ningún tipo de elemento (saca muestra, mangueras del medidor de gas,
termómetros, sondas, etc.) debe ser introducido en los tanques hasta
después de 30 minutos de haber cesado el suministro de gas inerte.

Una ves transcurrido 30 minutos, los elementos mencionados podrán
introducirse, siempre que todos sus componentes metálicos estén en
continuidad eléctrica entre si y puestos a tierra. Estas precauciones
deberán ser mantenidas hasta cinco horas después de haber detenido el
equipo.

Durante la inertización inicial o la re-inertizacion de un tanque no libre de
gases de hidrocarburos, ningún tipo de elemento debe ser introducido
en el tanque hasta finalizar la operación de inertizacion y mientras no
halla transcurrido, por lo menos 30 minutos, desde el cese de suministro
de gas inerte.

Los componentes metálicos de dichos equipos
continuidad eléctrica entre si y estar puestos a tierra.
deben
poseer
Precauciones durante el lavado de tanques
El lavado de tanques puede llevarse a cabo en cualquiera de las siguientes
atmósferas:

Atmósfera inertizada: Atmósfera incapaz de arder por la introducción de
gas inerte y la reducción resultante del contenido de oxigeno a valores
por debajo del 5 % por volumen. Este valor deberá ser comprobado
antes de iniciar el lavado, en la mitad del tanque y a un metro por debajo
de la cubierta. No iniciara o reanudara el lavado si no se cumple con
este valor.

Atmósfera no controlada: puede estar por encima, debajo o dentro del
rango inflamable. El tiempo de disipación luego del lavado es de 3 horas
de duración, pero puede ser reducido a una hora, si el tanque se ventila
mecánicamente.
Se deben tomar las siguientes precauciones cuando hayan
transportado productos acumuladores o no acumuladores de estática:
33
Buques Petroleros

Las maquinas de lavado a utilizar en cada compartimiento, serán
limitadas a un numero:
-No mayor de 4, si tienen un caudal de 35 m3 / h cada una.
-No mayor de 3, si el caudal esta entre 35 y 60 m3 / h.

En atmósferas no controladas, no deben utilizarse maquinas de lavar
con caudales superiores a 60 m3 / h.

Se debe controlar la continuidad eléctrica de las mangueras de lavado,
antes de su uso. Las defectuosas no deben usarse. Se registraran los
controles periódicos en un cuaderno habilitado para tal fin.

Todas las mangueras de lavado deben conectarse al hidrante antes de
introducirlas en la cisterna y no deben desconectarse hasta que la
maquina haya sido sacada del tanque.

No debe utilizarse para el lavado agua recirculada (SLOP), ni productos
químicos, a menos que el tanque este inertizado.

Si se lava con agua caliente, se tendrá la precaución de no superar los
60º C. Si por alguna razon, es necesario efectuar el lavado con agua a
mas de 60º C (ejemplo: reparación general) se lavara previamente con
agua a menos de 60º C, de desgasificara y seguidamente se lavara con
agua mas caliente.

No debe introducirse vapor en tanques
desgasificados a menos de 1 % del LEL.

La cisterna debe mantenerse reachicada durante el lavado. Se detendrá
la operación si existe un aumento inusual de la cantidad de agua de
lavado acumulada.

La introducción de elementos de sondaje y muestreo debe ser efectuada
a través del tubo de sonda, si estuviese disponible. Es esencial que
todos los componentes metálicos que forman estos equipos estén
eléctricamente conectados entre si y puestos a tierra antes y durante la
introducción en el tanque.

La utilización de varillas metálicas esta permitida si las mismas están
unidas con una cinta de medición metálica (es decir, conectadas
eléctricamente).

Todos los cabos utilizados para bajar elementos a los tanques deben ser
de fibras naturales (manila, algodón, etc.).

Las maquinas de lavado deben ser suspendidas por medio de cabos y
no de la manguera.
que
no
hayan
sido
34
Buques Petroleros
Control de la generación de electrostática
Desde hace tiempo se sabe que las descargas electrostáticas representan un
riesgo durante el manejo del petróleo y sus derivados.
La no observación de los lineamientos dados en esta sección provocará las
condiciones riesgosas necesarias para que se produzcan accidentes por
ignición electrostática.
Cuando un tanque se mantiene inertizado no es necesario tomar precauciones
contra la estática.
Si es posible que exista una atmósfera inflamable dentro del tanque, se deberán
tomar en cuenta las precauciones específicas en relación a los caudales
máximos permitidos y vacíos seguros, procedimientos de muestreo y medición
cuando se manejan productos acumuladores de carga estática.
Las mezclas de hidrocarburos y agua constituyen una fuente potente de
electricidad estática. Por eso, se debe tener mucho cuidado de prevenir el
exceso de agua y la mezcla innecesaria.
Precauciones durante el llenado inicial del tanque
El método generalmente aceptado para controlar la generación de estática en
las etapas iniciales de carga es mediante la restricción de la velocidad de carga
a 1 metro/segundo. Esta velocidad deberá mantenerse hasta que se haya
cubierto el orificio de ingreso al tanque y hayan cesado toda salpicada o
turbulencia superficial en el tanque.
El límite de 1metro/segundo se aplica a la tubería de cada tanque de carga y
deberá determinarse en la menor sección transversal, incluyendo válvulas u
otras restricciones de tuberías en esta última sección, antes del orificio de
ingreso al tanque.
Diámetro mínimo de la tubería*
(mm)
80
100
150
200
250
305
360
410
460
510
610
710
810
Tasa de flujo aproximada
(m3/hora)
17
29
67
116
183
262
320
424
542
676
987
1354
1782
35
Buques Petroleros
Tabla 11.1 – Tasas correspondientes a 1 metro por segundo
*Nótese que los diámetros dados son diámetros nominales, que no
necesariamente son los mismos que
los diámetros internos reales.
La tabla 11.1 muestra la proporción para determinar tasas volumétricas de flujo
correspondiente a diversos diámetros de tuberías, teniendo en cuenta una
velocidad de 1 metro/segundo.
Existen tres razones que llevan a una velocidad tan baja:
1.
Cuando se comienza a llenar un tanque, la posibilidad de que se
mezcle agua con el hidrocarburo que ingresa en el tanque es mayor. La mezcla
de hidrocarburo y agua constituye una de las mayores fuentes de
generación electroestática.
2.
Un caudal de carga bajo reduce al mínimo la posibilidad de que el
hidrocarburo salpique y forme turbulencia al entrar el tanque. Esto disminuye el
riesgo de generación electroestática, así como la dispersión del agua que
pudiera haber en el tanque. De ese modo, el agua se asienta en el fondo
rápidamente y puede permanecer allí, sin demasiado movimiento, mientras se
continúa llenando el tanque a un caudal mayor.
3.
Un bajo caudal de llenado reduce la posibilidad de formación de
neblinas que pueden acumular carga, incluso si el hidrocarburo no se considera
como un acumulador de estática. Esto es porque las pequeñas gotas de neblina
están separadas por aire, que actúa como aislante. Una neblina se puede
convertir en una atmósfera inflamable incluso si el líquido contiene un alto punto
de inflamación y, por lo general, no tiene la capacidad de producir una
atmósfera inflamable.
La figura 11.1 muestra un diagrama que presenta posibilidades para decidir qué
precauciones tomar en la carga de cargas con acumuladoras de estática.
36
Buques Petroleros
Prevención de la contaminación
Planteamiento
A raíz de los accidentes de los petroleros Erika en el año 1999 y Prestige en el
2002 se puso en evidencia la efectividad de la legislación existente en materia
de seguridad marítima. Teniendo en cuenta las devastadoras consecuencias
que produjeron estas catástrofes para el medio ambiente, la sociedad y la
economía, es de vital importancia revisar el sistema legal que debe proteger el
medio marino de similares desastres y, en su caso, modificar las normas que
no sean efectivas. Se debe evitar a toda costa que sucesos similares se
repitan, y para ello se han de crear los instrumentos oportunos para prevenir
tales accidentes por medio de una normativa adecuada.
Si bien es cierto que se han producido avances en legislación sobre seguridad
marítima, importantes reformas que serán expuestas en los puntos siguientes
de este trabajo, se ha de hacer frente a numerosos problemas. Los
instrumentos en materia de control y ejecución de las normas sobre seguridad
del mar de los Estados ribereño, del puerto y del pabellón son deficientes. Así,
el Estado del pabellón suele ser negligente, además de la existencia de
banderas de conveniencia, sumado a las dificultades del Estado ribereño para
impedir que buques que transportan mercancías peligrosas y no cumplen las
normativas naveguen por sus espacios marítimos.
En este estudio se pretende poner de manifiesto la evolución de los
instrumentos jurídicos que se han ido elaborando sobre transporte marítimo, en
concreto de seguridad del transporte marítimo de mercancías, desde sus
orígenes hasta la actualidad y así poner de manifiesto si, efectivamente, se ha
avanzado en cuando a la prevención de accidentes marítimos. Comenzaremos
con una visión general de la situación con especial mención de los Convenios
Internacionales más importantes y analizando con más profundidad la
legislación europea, finalizando con una somera referencia de las leyes
españolas.
Origen y evolución general en materia de seguridad
marítima
La O.M.I (Organización Marítima Internacional de la ONU)
La Organización Marítima Internacional se trata de un organismo nacido en el
seno de las Naciones Unidas especializado únicamente en asuntos marítimos.
La O.M.I. tiene por objeto procurar la cooperación entre los Gobiernos "en la
esfera de la reglamentación y de las prácticas gubernamentales relativas a
cuestiones técnicas de toda índole concernientes a la navegación comercial
internacional [...] la adopción general de normas [...] en cuestiones relacionadas
con la seguridad marítima, la eficiencia de la navegación y la prevención y
contención de la contaminación del mar ocasionada por los buques".
37
Buques Petroleros
Teniendo en cuenta el carácter internacional del transporte marítimo, las
medidas orientadas a la mejora de la seguridad marítima pueden ser más
eficaces y homogéneas si se realizan en un marco internacional en lugar de
acciones individuales de los Estados. De esta forma, una de las tareas más
importantes de la OMI ha sido desarrollar normas internacionales que pudieran,
en la medida de lo posible, armonizar las legislaciones nacionales, reforzando
la seguridad de la navegación y evitando la contaminación causada por
accidentes de buques. Entre los Convenios más relevantes encontramos el
Convenio internacional sobre la seguridad de la vida humana en el mar
(SOLAS 74/78).
Sin embargo, se ha de señalar que la acción en materia de seguridad marítima
por medio de la OMI se considera insuficiente debido a sus limitaciones,
sobretodo sobre la falta de medios adecuados de control de la aplicación de
normas que ha llevado al auge de los pabellones de conveniencia.
Progreso de las medidas jurídicas en las décadas 70 y 90
A finales de los años 70 se comienza a elaborar normas sobre esta materia, la
mayoría convenios internacionales (a los que se hace referencia en el siguiente
punto de este trabajo) que, sin embargo no pudieron evitar prácticas ilícitas. De
esta forma, buques que no cumplían las condiciones mínimas de seguridad,
tanto en salubridad como en medios técnicos, se dedicaban al transporte de
mercancías. Se constata que las medidas durante esta época no son
suficientes para luchar contra los problemas de navegación de los buques.
Es a principios de los años 90 tras una Comunicación de la Comisión Europea
de 24 de febrero de 1993 cuando se produce un cambio notable en la política
europea de seguridad marítima. La Unión Europea comienza así a desarrollar y
aplicar las normas internacionales sobre buques y su infraestructura, formación
de personal y servicios de emergencia. La normativa comunitaria se centra
fundamentalmente en la inspección de buques y en el transporte marítimo de
mercancías peligrosas.
La causa fundamental del creciente interés sobre la seguridad marítima radica
en los accidentes producidos en los últimos años como la catástrofe del Exxon
Valdez en Estados Unidos en 1989, el hundimiento del pabellón maltés Erika
en las costas francesas en 1999 y el desastre del Prestige en Galicia en 2002.
En la década de los noventa, según datos de la Comisión europea, naufragaron
593 buques en todo el mundo. Esta cantidad inmensa de naufragios tuvieron su
origen en errores humanos debido a la escasa formación de la tripulación; así
también las deficiencias de conservación, y la avanzada edad de los buques.
Estas prácticas producen el abaratamiento de costes de mantenimiento de un
buque y la mínima cualificación de la tripulación multiplicando de manera obvia
el riesgo de accidentes.
38
Buques Petroleros
Concretamente, en el sector del comercio petrolífero es una práctica habitual
buscar los petroleros más baratos para poder negociar satisfactoriamente en
dicho mercado.
En general, los factores determinantes de la proliferación de accidentes han
sido: las prácticas comerciales que tienden a primar los intereses comerciales
sobre la seguridad de los buques y sus tripulaciones, los pabellones de
conveniencia que permiten que buques que no están en condiciones de
navegar por tener problemas de construcción o conservación y el aumento del
tráfico marítimo de hidrocarburos.
Ámbito convencional general
Convención CNUDM 1982 (de las Naciones Unidas sobre
Derecho del Mar)
La Convención de 1982 sobre el Derecho del Mar es uno de los instrumentos
multilaterales más importantes creados en el seno de las Naciones Unidas.
Este Convenio es fruto del equilibrio de los intereses marítimos de más de 150
Estados. Durante las negociaciones de este Convenio, se produjo la colisión
entre los intereses enfrentados de las potencias marítimas, que exigían
mantener las normas tradicionales sobre libertad de navegación y la
competencia dominante del Estado del puerto, y por contra, los Estados
ribereños reclamaban un incremento de sus competencias para proteger sus
costas frente a los riesgos de contaminación de buques que transportan
mercancías peligrosas. Finalmente, se llegó a un acuerdo reforzando las
obligaciones de los Estados de pabellón y fortalece las del Estado del puerto
mientras se mantienen las del Estado ribereño.
Entre sus diferentes secciones (consta de 17 Partes y de 9 Anexos), destaca la
parte XII que intenta reunir las normas existentes sobre la protección y
preservación del medio marino. Concretamente, se recogen una serie de
"medidas para prevenir, reducir y controlar la contaminación del medio marino",
y se especifica que los Estados "tomarán, individual o conjuntamente según
proceda, todas las medidas [...] necesarias para prevenir, reducir y controlar la
contaminación del medio marino procedente de cualquier fuente, utilizando a
estos efectos los medios más viables de que dispongan". De este texto se
desprende la necesidad de cooperación entre los Estados (también expuesta
en los artículos 197-200 de esta Convención), aunque siempre que no se
transfieran peligros o daños de un Estado a otro (artículo 195).
La ejecución de las leyes dictadas en virtud del Convenio está regulada en los
artículos 213 a 222, aunque será llevada a cabo respaldada por unas
garantías. Para llevar a cabo estas tareas de protección y preservación del
medio marino se emitirán informes periódicos con el fin de controlar la
vigilancia de los Estados sobre "los riesgos de contaminación o sus efectos"
(artículo 2004-206).Finalmente se establece un régimen de responsabilidad por
el cumplimiento de las obligaciones internacionales de los países.
39
Buques Petroleros
En cualquier caso, según JUSTE RUÍZ, la Convención de 1982 favorece al
Estado del pabellón en mayor medida que al Estado ribereño en caso de existir
riesgo de contaminación.
Otros Convenios:
El Convenio Naciones Unidas sobre Derecho del Mar es el más importante de
estos instrumentos convencionales. Aunque también existen otros Convenios
que ya se ha mencionado emanan de la O.M.I. y que a continuación se
enumeran con una muy breve referencia sobre los temas que tratan:
Convenio COLREG 1972 (sobre el reglamento internacional para prevenir
abordajes)
El Convenio de abordajes trata sobre las reglas de navegación (luces, marcas y
señales acústicas y luminosas). Su contenido consiste básicamente en
prescripciones técnicas relativas a la posición y características de las luces y
marcas, aparatos de señales acústicas, señales adicionales para buques de
pesca que se encuentren faenando muy cerca de otros y sobre señales
internacionales de socorro. Se proporciona orientación para determinar la
velocidad de seguridad, el riesgo de abordaje y la conducta de buques que
circulen dentro o en la proximidad de dispositivos de separación de tráfico.
Otras reglas se refieren a la navegación de buques en canales , la conducta de
los buques en condiciones de visibilidad reducida o buques con capacidad de
maniobra restringida.
Convenio MARPOL 1973 (Convenio internacional para prevenir la
contaminación por buques y Protocolo de 1978)
Este Convenio define las condiciones de seguridad que deben cumplir los
buques para prevenir la contaminación marina por transporte de hidrocarburos
y otras substancias perjudiciales. Establece una serie de reglas para reducir la
contaminación de los buques, principalmente por medio de la prohibición de las
descargas de hidrocarburos por encima de determinados límites. Incluso
recoge medias para prevenir la contaminación accidental.
Tras el accidente del Erika se enmendó este Convenio, el cual pasó a fijar un
calendario acelerado para eliminar los buques que no tuvieran doblo casco.
Estas enmiendas entraron en vigor en el año 2003.
Convención SOLAS 1974 (Convenio sobre Seguridad de la vida humana
en el mar y Protocolos de 1978 y 1988)
Ya ha principios del siglo XX se elaboró la primera de las diferentes versiones
de la Convención sobre Seguridad de la vida humana en el mar. Actualmente
se encuentra en vigor la de 1974 reformada en 1978 y 1988.
Este Convenio regula las condiciones que debe cumplir un buque para
preservar la seguridad de la vida humana en el mar y, para ello, regula
40
Buques Petroleros
diferentes materias: la mejorar la seguridad del transporte marítimo, las
instalaciones de máquinas y eléctricas; la prevención, detección y extinción de
incendios; los dispositivos de salvamento; la radiotelegrafía y la radiotelefonía;
la seguridad de la navegación; el transporte de grano; el transporte de
mercancías peligrosas; y los buques nucleares.
Entre sus disposiciones recoge la expedición de documentos que acreditan que
el buque se ajusta a las prescripciones establecidas en el Convenio. Los
certificados han de ser expedidos por el Estado del pabellón como prueba de
que ha sido inspeccionado y cumple con los requisitos legales en cuanto a la
seguridad de construcción y mantenimiento del los buque. Los procedimientos
de supervisión tienen como función permitir al Estado rector del puerto
asegurarse de que los buques extranjeros que hagan escala en sus puertos
lleven a bordo certificados válidos.
Régimen jurídico comunitario
La Agencia Europea de Seguridad Marítima
La Agencia Europea de Seguridad Marítima tiene como función supervisar la
aplicación eficaz de las normas comunitarias sobre seguridad marítima. Este
órgano tiene su origen las Comunicaciones de marzo de 2000 y diciembre de
2000, y su fecha de creación fue acelerada como una de las medidas
impulsadas por los paquetes Erika I y Erika II. El Reglamento 1406/2002 creo
dicha agencia, y ha sido modificado recientemente por el Reglamento 724/2004
que ha ampliado las competencias de dicho órgano.
Esta Agencia es un órgano técnico que apoya la acción de los Estados
miembros y de la Comisión en la ejecución y control de la legislación
comunitaria y también la evaluación de la eficacia de las medidas aplicadas
(artículo 1 del Reglamento 1406/2002). Por medio de auditorías o visitas de
control, la Agencia evalúa la eficacia práctica de la legislación comunitaria
sobre seguridad marítima en los Estados miembros.
Las novedades introducidas
fundamentalmente las siguientes:
por
el
Reglamento
724/2004
son
En caso de contaminación accidental o deliberada procedente de buques, la
Agencia proveerá de asistencia técnica y científica apoyará, previa solicitud,
con medidas adicionales, los mecanismos de los Estados miembros de lucha
contra la contaminación. (artículo. 1.3)
Prestará a la Comisión asistencia técnica en el desempeño de la labor de
inspección encomendada a la Agencia con arreglo al apartado 4 del artículo 9
del Reglamento 725/2004.
Cambia la fecha de adopción del programa de trabajo de la Agencia a "30 de
noviembre de cada año" (en lugar del 31 de octubre).(Artículo 10 apartado 2
letra d)
41
Buques Petroleros
La Agencia elaborará un plan detallado de actividades en el ámbito de la
preparación y lucha contra la contaminación (artículo 10 apartado 2 nueva letra
k)
Legislación Comunitaria vigente (clasificación por materias):
Prevención de la contaminación por los buques (control de buques por el
Estado del puerto)
Ya la Comunicación de la Comisión de marzo de 2000 pretendía controlar la
navegación de buques subestándar y explicaba una serie de medidas para
lograrlo, entre estas medidas la elaboración de "listas negras" de buques que
tuvieran prohibido el acceso a los puertos.
La Directiva 95/21/CE sobre el cumplimiento de las normas internacionales de
seguridad marítima ha sido modificada por la Directiva 2001/106/CE que
refuerza el control sobre buques con pabellón de conveniencia que constituyen
un riesgo para el medio marino con las siguientes medidas:
Su artículo 1.3 establece que los Estados aumenten el número de inspecciones
y sean reforzadas por más inspectores.
Se denegará el acceso a puerto a los buques incluidos en las "listas negras" o
cuyos Estados de pabellón sean de conveniencia según el Memorando de
París (Art. 1.7).
Se reforzarán los mecanismos de intercambio de información y cooperación
entre los Estados miembros (Art. 1.11).
Los anexos sobre selección de buques que han de inspeccionarse
necesariamente así como también los relativos a las categorías de buques que
han de realizar inspección ampliada. La información sobre las inspecciones por
parte de los Estados miembros y sus datos deben figurar en los informes de
inspección entregados a la Comisión.
Aunque tal y como precisa SOBRINO HEREDIA, estas medidas técnicas no
son suficientes ya que sigue sin existir una auténtica política de prevención de
riesgos que potencie la seguridad también en cuanto a la formación de las
tripulaciones, por ejemplo.
Un órgano relevante en materia de prevención de contaminación es el Comité
de seguridad marítima y prevención de la contaminación por los buques
(COSS) fue creado para centralizar las tareas de los comités establecidos por
medio de la legislación comunitaria sobre seguridad marítima, prevención de la
contaminación por los buques y protección de las condiciones de vida y trabajo
a bordo de los buques y aconsejar a la Comisión en todas estas cuestiones,
puesto que el COSS actúa exclusivamente en el ámbito de las competencias
de ejecución atribuidas a la Comisión. El nuevo Reglamento 415/2004
incorpora un referencia a los actos comunitarios que atribuyen competencias
42
Buques Petroleros
de ejecución al Comité COSS que entraron en vigor tras la adopción del
Reglamento 2009/2002.
Recientemente, se ha adoptado el Reglamento 725/2004 que pretende fijar las
bases para la interpretación y aplicación uniforme de las medidas especiales
para incrementar la protección marítima aprobadas por la Conferencia
Diplomática de la OMI el 12 de diciembre de 2002, que enmiendan el Convenio
SOLAS e instauran el Código Internacional para la protección de los buques e
instalaciones portuarias (Código PBIP)(artículo 1.2).
Respecto a las medidas especiales que fija el Reglamento 725/2004 para
incrementar la protección de los textos internacionales nombrados, tendrán
como fecha límite de aplicación el 1 de julio de 2004 (artículo 3). En cuanto al
tráfico marítimo nacional se aplicarán las reglas de pasaje.
Inspección y peritaje de buques
Sobre las medidas que han de adoptar los Estados miembros y los organismos
encargados de la inspección, visita y certificación de buques, y la aplicación de
manera eficaz los convenios internacionales se elabora la Directiva 94/57/CE
del Consejo, de 21 de noviembre de 1994, por la que se establecen las
reglamentaciones y normas comunes relativas a los organismos facultados
para efectuar inspecciones y visitas de buques.
La Directiva 94/57/CE fue adoptada con motivo del incremento del número de
sociedades de inspección y la calificación de las tareas de inspección como
instrumento básico para garantizar el cumplimiento de la normativa sobre
seguridad marítima. El objeto de la Directiva es establecer "las medidas que
deberán seguir los Estados miembros y las organizaciones encargadas de la
inspección, el peritaje y la certificación de los buques en cumplimiento de los
convenios internacionales sobre seguridad en el mar y prevención de la
contaminación marítima". En sus artículos 1 y 3.2, la Directiva fija los requisitos
que han de cumplirse por una sociedad para que un Estado consienta en que
realice actividades de inspección y peritaje, requisitos especificados en el
anexo de dicha Directiva.
La Comunicación "sobre la seguridad marítima del transporte de petróleo" trata
sobre las modificaciones en el ámbito de la normativa comunitaria e
internacional sobre esta materia y detecta una serie de deficiencias en la
aplicación práctica de la Directiva 94/57/CE. De esta forma, se consideró
oportuno realizar una serie de modificaciones para armonizar de los
mecanismos de control, sin reservar únicamente a los Estados miembros las
inspecciones de las organizaciones reconocidas, haciendo participar a la
Comisión en el proceso para establecer un mecanismo centralizado.
La Directiva 94/57/CE ha sido modificada por las Directivas 2002/84/CE y
2001/105/CE que aportan, resumiendo, las siguientes novedades:
43
Buques Petroleros
Se podrá suspender el reconocimiento de la sociedad por un año que será
retirado definitivamente si no se superan los defectos que han provocado la
aplicación de dicha sanción (arts. 1,8 y 9).
Se prevé un sistema de auditoría periódica para inspeccionar las sociedades y
el fortalecimiento de los procesos de control sobre dichas sociedades con la
posibilidad de que los Estados les sancione (arts. 1 y 6).
Las condiciones para exigir responsabilidad financiera a las Sociedades de
clasificación se armonizan (art. 1 y 5 a,b).
Las obligaciones de inspección de los Estados miembros se modifican, así el
Estado del puerto tiene el deber de informar a la Comisión y demás Estados
miembros y Estado del pabellón implicado en los casos que un buque que no
cumpla los requisitos posea un certificado válido (art.1 y 11).
El artículo 4 de la Directiva 94/57/CE es sustituido por otro que prevé una
mayor intervención de la Comisión en la fase previa al reconocimiento de las
organizaciones. Para la concesión del reconocimiento y mantenimiento de las
organizaciones, estas deben mantener un riguroso control sobre los buques
clasificados (artículo 4) y la Comisión será la encargada de conceder o retirar el
reconocimiento de las Sociedades de clasificación que serán incluidas en una
lista (art.1 y 3). Por tanto, se recoge un procedimiento centralizado en el que la
Comisión evalúa si las Sociedades de clasificación cumplen las normas de
seguridad y prevención de la contaminación. Se suspenderá (artículos 10 y 11)
el reconocimiento de estas empresas en caso que los buques no cumplan las
condiciones. Será la Comisión la encargada de revocar o suspender el
reconocimiento (artículos 9 y 10. Las inspecciones que se realicen tras el
reconocimiento de la organización serán realizadas, según el artículo 11 "por la
Comisión, conjuntamente con el Estado miembro que haya presentado la
solicitud de reconocimiento, periódicamente y al menos cada tres años, para
comprobar que cumplen los criterios del anexo".
Normas en materia de doble casco
El interés en torno a la seguridad marítima del transporte de petróleo y en
particular, sobre la necesidad de adoptar medidas para la eliminación
progresiva de los petroleros de casco único se plasmó ya en la Comunicación
de la Comisión de 24 de febrero de 1993 sobre "Una política común de
seguridad marítima", en la Resolución del Consejo de 8 de junio de 1993 y
Resolución del Parlamento Europeo, de 11 de marzo de 1994. Sin embargo, la
preocupación de la Unión Europea surge con fuerza en la Comunicación de 21
marzo de 2000 tras el accidente del buque Erika, petrolero de casco único.
Las causas para la adopción de normas en materia de doble casco o de diseño
equivalente para petroleros de casco único son principalmente, según MARTÍN
OSANTE dos:
Las diferencias entre el régimen previsto por los Estados Unidos en su ley de
contaminación por hidrocarburos de 1990 y el régimen internacional plasmado
44
Buques Petroleros
en el Convenio MARPOL 73/78 en cuento a la antigüedad de los buques y las
fechas límite de adaptación.
El hundimiento del Erika, según se ha mencionado.
El Reglamento 417/2002 establece un programa (artículo 1) de introducción
acelerada de las normas en materia de doble casco o de diseño equivalente
fijada por el Convenio MARPOL para los petroleros de casco único.
El Reglamento 417/2002 se aplicará (artículo 2) a los petroleros de peso igual o
superior a 5000 toneladas:


que accedan a un puerto sometidos a la jurisdicción de un Estado
miembro, independientemente del pabellón que enarbolen, o
que enarbolen pabellón de un Estado miembro.
En dicho Reglamento se establece un calendario de retirada de buques
divididos por categorías y según su antigüedad (artículo 4) y se recoge un
régimen de evaluación del estado de los buques (artículos 5 y 6). Tras el
hundimiento del Prestige los plazos de retirada de buques fueron recortados
por la Comisión. Además de recortar los plazos, se prohibe el acceso de estos
buques a los puertos europeos y, aunque ello no impide que estos barcos
puedan fondear por aguas europeas los Estados miembros pueden dictar
órdenes de alejamiento si prevén riesgos de contaminación de sus costas.
En definitiva, según PUEYO LOSA, las modificaciones del Reglamento
1726/2003 consisten básicamente en tres puntos:
Prohibición del transporte de petróleos pesados en petroleros monocasco con
destino o salida de los puertos de un Estado miembro de la UE
Aceleración del calendario de retirada de buques monocasco
Aplicación más amplia del régimen especial de inspección de petroleros para
evaluar la integridad estructural de los petroleros monocasco de más de 15
años de antigüedad.
Seguimiento e información sobre el tráfico marítimo
En la Comunicación de 24 de febrero de 1993 sobre una política común de
seguridad marítima, la Comisión mencionó que uno de los objetivos a nivel
comunitario era la implantación de un sistema obligatorio de información para
dar a los Estados miembros un acceso rápido a toda la información importante
sobre los movimientos de los buques que transportan materias peligrosas o
contaminantes y sobre la naturaleza exacta de su carga.
Sin embargo, la Directiva 93/75/CEE fue el único instrumento para regular esta
materia cuando naufragó el Erika, texto legal sobre el que constató sus
carencias, y que llevó a la Comisión a presentar una Comunicación en
45
Buques Petroleros
diciembre de 2000 que estableciera unas medidas para regular el tráfico
marítimo y una intervención más eficaz en caso de emergencia.
Respetando las disposiciones dictadas por la OMI, los Estados miembros han
ido elaborando sistemas de notificación de buques y servicios de tráfico
marítimo y organización para prevenir los accidentes en zonas peligrosas por
su elevado tránsito.
Se adopta la Directiva 2002/59/CE que establece, por un lado un sistema de
seguimiento y de información sobre el tráfico marítimo por medio de sistemas
de identificación automática y utilización de otros medios tecnológicos útiles
para dichos fines. Por otro lado, recoge la obligación de notificar el transporte
de los buques de mercancías peligrosas o contaminantes y, sin el cumplimiento
de esta no podrá presentarse ninguna mercancía peligrosa o contaminante
para el transporte o cargarse a bordo de un buque en un puerto de un Estado
miembro sin la entrega previa de una declaración que mencione la información
requerida.
En cuanto a los accidentes en el mar, según el texto comunitario, los Estados
miembros harán un seguimiento y tomarán todas las medidas adecuadas para
asegurar se advierta inmediatamente a la estación costera competente en esa
zona geográfica sobre cualquier incidente que comprometa la seguridad de la
navegación.
Formación en las profesiones marítimas
Según se ha constatado por medio de informes de la Comisión numerosos
accidentes de buques se deben a la defectuosa formación de las tripulaciones.
El Convenio de la OMI sobre normas de formación, titulación y guardia de la
gente de mar (STCW) fue uno de los primeros instrumentos internacionales
sobre esta materia.
Sobre el nivel mínimo de formación de las tripulaciones se adopta la Directiva
96/58/CE, texto que no se encuentra en vigor actualmente, que no pudo
solucionar los problemas existentes en esta materia como cubrir la necesidad
de armonizar un nivel de formación para los marinos de buques cuyo Estado
del pabellón sea un Estado miembro.
A fin de superar las dificultades se adopta la Directiva 2001/25/CE para mejorar
las condiciones sociales y laborales de los profesionales, sin embargo persisten
los problemas sobre el reconocimiento de las titulaciones obtenidas fuera de la
UE, por ello, ha sido propuesta una nueva directiva sobre reconocimiento
comunitario de los sistemas de terceros países.
Conclusión
Tras los accidentes registrados en los últimos años, se ha constatado la
debilidad del Derecho del Mar, debido en parte a las limitadas competencias de
prevención, control y ejecución de las leyes del Estado ribereño. Es por ello,
46
Buques Petroleros
que se propone la revisión de las leyes del Derecho Marítimo para lograr su
aplicación efectiva, que por supuesto parte de la base de la cooperación
internacional como elemento indispensable para conseguir dicho objetivo.
Si bien es cierto que se ha evolucionado favorablemente con la adopción de
nueva normativa, como se ha podido comprobar a lo largo de este trabajo de
varios textos legales de loables intenciones, sin embargo ya antes había
legislación (aunque no tan dilatada) que regulaba el transporte marítimo en
materia de seguridad y no pudo evitar los accidentes ya nombrados. Es por ello
imprescindible una aplicación efectiva de los textos legales.
En particular, se debería centrar la revisión del régimen jurídico en la previsión
de accidentes y en fomentar medidas de carácter previo, controlando así la
navegación de buques que no cumplen las condiciones adecuadas (evitando,
por ejemplo, que los buques monocasco transporten mercancías
contaminantes). Es indispensable el control sobre el tráfico marítimo de los
buques que naveguen frente a las costas europeas, pero no sólo cuando estos
tengan un punto de origen o de destino situado en la Unión Europea sino para
todos aquellos que naveguen por aguas comunitarias (que también podrían
dañar las costas de los Estados miembros).
Además de una legislación internacional y comunitaria, los Estados deben
comprometerse a emplear las normas de forma práctica y dinámica, ejerciendo
un robusto control, que se considera esencial, para el cumplimiento de la
legislación sobre seguridad marítima. A este respecto, ya se ha comprobado el
crecimiento de las potestades armonizadoras de control de la Comisión en
ciertos aspectos como por ejemplo respecto a la catalogación de sociedades
de inspección de buques. Este control es positivo, ya que establece un criterio
uniforme, pero no debe mermar la acción de los Estados que han de actuar con
brazo firme en la salvaguarda de la seguridad del medio marino.
Libro de registro de hidrocarburos
Prefectura Naval Argentina Ordenanza Nro: 7/1997 Libro de
registro de hidrocarburos
DISPONE:
ARTICULO 1º: Todo buque petrolero de la matrícula nacional de arqueo bruto
igual o superior a 150 unidades, cualquier otro buque de la matrícula nacional
que no sea petrolero de arqueo bruto igual o superior a 400 unidades y todo
buque no petrolero equipado con espacios de carga que hayan sido
construidos y se utilicen para transportar hidrocarburos a granel y que tengan
una capacidad total igual o superior a los doscientos (200) metros cúbicos,
llevará a bordo un Libro Registro de Hidrocarburos (L.R.H.) Parte I
(Operaciones en los Espacios de Máquinas); todo buque petrolero de la
matrícula nacional cuyo arqueo bruto sea igual o superior a 150 unidades y
47
Buques Petroleros
todo buque no petrolero equipado con espacios de carga que hayan sido
construidos y se utilicen para transportar hidrocarburos a granel y que tengan
una capacidad total igual o superior a los doscientos (200) metros cúbicos,
llevará también un Libro Registro de Hidrocarburos (L.R.H.) Parte II
(Operaciones de Carga y Lastrado). Similar exigencia deberán cumplimentar
los buques de bandera extranjera que realicen navegación en aguas
jurisdiccionales argentinas, pudiéndose aceptar en dicho caso otro modelo
L.R.H., siempre que el mismo contenga similares indicaciones a las
establecidas en las Partes I y II del modelo que figura en el Agregado Nº 1 de
la presente Ordenanza.
ARTICULO 2º: Los buques alcanzados por el Artículo 1º podrán optar por llevar
un solo L.R.H. integrado por las Partes I y II, o dos libros independientes para
cada una de las partes citadas.
ARTICULO 3º: Deberán registrarse todas las operaciones que realicen los
buques de las mencionadas en las “Partes” del L.R.H., así como también las
descargas previstas en la Regla 11 del Anexo I, Capítulo II, del MARPOL 73-78
y en el Artículo 801.0205 del REGINAVE o las descargas accidentales o
excepcionales no comprendidas en las citadas normas reglamentarias,
detallando las circunstancias de tales descargas y las causas que las
originaron.
ARTÍCULO 4º: Formas de registrar las operaciones:
4.1. Asientos en el libro:
4.1.1. La lista de las operaciones a registrar que debe figurar en el L.R.H.,
permite identificar cada operación con una letra mayúscula y un número. En la
parte donde debe registrarse la operación, la primera columna está destinada a
la fecha, la segunda al Código que es la letra antes citada, la tercera al Punto
que corresponde al número indicado anteriormente que identifica cada
operación, y a continuación se asentará el detalle de la misma.
4.1.2. Cada operación será registrada íntegramente y sin demora.
4.1.3. Los L.R.H. serán llevados en forma continuada y sin interlíneas,
raspaduras o enmiendas, debiendo salvarse los errores a continuación de la
anotación equivocada o, de no ser posible, al pié de la hoja donde está hecha
la anotación. En los L.R.H. integrados con las Partes I y II, no se mezclarán las
anotaciones correspondientes a cada parte.
4.2. Idioma a utilizar:
4.2.1. Buques de la matrícula nacional: español.
4.2.2. Buques extranjeros en aguas de jurisdicción nacional: inglés y, en forma
optativa, el idioma nacional del Estado cuyo pabellón enarbolen.
4.2.3. Cuando las autoridades competentes de un puerto extranjero, exijan a
los buques que enarbolen el Pabellón Nacional que confeccionen los L.R.H. en
otro idioma, también se efectuará la anotación en español.
4.3. Responsables del L.R.H.: Cada asiento que se efectúe en el L.R.H. en la
forma establecida en 4.1., deberá ser firmado por el o los Oficiales
48
Buques Petroleros
responsables de la operación y al finalizarse cada página, en el lugar asignado,
ésta deberá ser visada por el Capitán, quién supervisará el correcto registro.
ARTICULO 5º: Habilitación del L.R.H.: Para los buques de la matrícula
nacional, será habilitado, foliado y rubricado por la Autoridad Consular del país
o por la dependencia de la Prefectura, previa verificación de que la forma
responde a lo establecido en los Artículos 1º y 2º. El Capitán o Patrón de los
buques que hubieren completado el L.R.H. en algún puerto extranjero sin
representación Consular del país o en navegación, está facultado para iniciar
un nuevo libro, para lo cual se dejará en el mismo la debida constancia. Dicho
L.R.H. será posteriormente habilitado, foliado y rubricado conforme a lo
estipulado en el primer párrafo. De no cumplimentarse los requerimientos
precedentes, los L.R.H. carecerán de validez como documentos públicos.
Para los buques que enarbolen pabellón extranjero, la habilitación del L.R.H.
estará a cargo de la Autoridad competente del Estado de abanderamiento.
ARTICULO 6º: Numeración del L.R.H.: Los L.R.H. pertenecientes a un mismo
buque, serán numerados en forma correlativa a medida que sean habilitados,
aun en el caso de cambio de propietario, armador o denominación, y asimismo
se continuará la numeración en orden correlativo si anteriormente llevaba el
L.R.H. reglamentado por la Ordenanza Marítima Nº 4-87. Los buques que, de
resultar aplicable, optaran por llevar dos L.R.H. separados por las Partes I y II,
deberán numerar los mismos en forma independiente entre sí, comenzando
con el Nº 1 / I y Nº 1 / II.
ARTICULO 7º: Archivo del L.R.H.: En oportunidad de habilitarse un nuevo
L.R.H., la Autoridad Consular del país o la dependencia de la Prefectura
interviniente, procederá a retirar y cerrar el L.R.H. finalizado. Dicho L.R.H. será
remitido a la dependencia de la Prefectura correspondiente al puerto de asiento
del buque, la que previa verificación de que el L.R.H. ha sido llevado de
acuerdo a las normas vigentes, lo archivará por el término de tres (3) años.
Los L.R.H. integrados conjuntamente por las Partes I y II se darán por
finalizados cuando se completen las hojas de cualesquiera de las Partes.
Cuando en un buque se lleven por separado los L.R.H. correspondientes a las
Partes I y II, los mismos se darán por finalizados en forma independiente.
ARTICULO 8º: Los L.R.H. deberán encontrarse disponibles a bordo de los
buques para su inspección en cualquier momento. Las unidades sin tripulación
están
eximidas
de
la
obligatoriedad
de
llevar
el
L.R.H.
Los remolcadores y buques que sin serlo estén habilitados para efectuar
remolque, cuando remolquen embarcaciones sin tripulación que hayan sido
construidas y que se utilicen para transportar hidrocarburos a granel, que
tengan una capacidad igual o superior a los doscientos (200) metros cúbicos,
quedarán comprendidos en el Artículo 1º de la presente Ordenanza.
En tales casos, llevarán un L.R.H.- Parte II-, y el personal indicado en el
Artículo 4º, inciso 4.3., registrará las operaciones que menciona el Artículo 3º,
en la forma explicada en el Artículo 4º, inciso 4.1., especificando en la tercera
columna el nombre de la embarcación remolcada correspondiente.
Los remolcadores de bandera extranjera, y buques de bandera extranjera que
sin ser remolcadores estén habilitados para efectuar remolque, deberán cumplir
49
Buques Petroleros
con la misma exigencia que los de bandera nacional, acorde a lo dispuesto en
el Artículo 1º de la presente Ordenanza.
ARTÍCULO 9º: Verificación del L.R.H.: El L.R.H. deberá ser presentado ante la
dependencia de la Prefectura, al efectuar el despacho de entrada o salida en
cada puerto. El funcionario que dé entrada o salida al buque, colocará una
visación, el sello aclaratorio y la fecha al pié de la última operación registrada
en el L.R.H. Asimismo, el L.R.H. será exhibido toda vez que la Prefectura lo
requiera y se suministrarán las copias fidedignas que dicha Autoridad solicite,
las que deberán ser certificadas por el Capitán o Patrón del buque. Toda copia
que haya sido certificada por el Capitán o Patrón del buque como copia fiel de
algún asiento efectuado en el L.R.H., será admisible en cualquier
procedimiento contravencional como prueba de los hechos declarados en el
mismo.
ARTICULO 10º: El Capitán o Patrón del buque solicitará de las empresas
encargadas de las instalaciones receptoras, incluidas embarcaciones y
camiones cisterna, un recibo o certificado en el que se indiquen las cantidades
de aguas de lavado de tanques, lastre sucio, residuos o mezclas oleosas
trasvasadas, así como la fecha y la hora de las operación de trasvase. Este
recibo o certificado se adjuntará al Libro Registro de Hidrocarburos, Parte I o II
según proceda, y podrá, en caso de procedimientos contravencionales, ser
presentado como prueba de la veracidad de los asientos pertinentes
registrados en el L.R.H.
Acciones en caso de derrame
Instrucciones al detectarse un derrame
El Plan de Contingencia regional será aplicado a derrames de hidrocarburos
persistentes y será activado cuando se produzcan derrames superiores a 5 m3.
En caso de derrames inferiores a la cantidad antes citada, el procedimiento a
seguir estará supeditado al desplazamiento del derrame, debiéndose plotear la
o las manchas de acuerdo con los valores y dirección del viento y la corriente
que afecte al sector pudiendo bajo estas circunstancias, dirigirse hacia alta mar
o hacia la costa.
En ambos casos, hay una serie de procesos naturales relacionados con las
propiedades físicas y químicas del petróleo (u otro hidrocarburo), que resultan
en la extensión, desplazamiento y degradación final de la mancha.
Estos incluyen la extensión evaporación y aerolización, disolución, hundimiento
y afloramiento, oxidación atmosférica, degradación biológica y formación de
emulsiones.
50
Buques Petroleros
En el caso que la mancha derive hacia la playa, deberán iniciarse las acciones
contempladas en las operaciones de control en la línea costera. Cuando los
derrames ocurran en zonas especiales (pesca, recreación, turística, etc.), el
plan podrá igualmente activarse aún cuando el valor sea inferior a 5 m3 (grado
2), situación que será evaluado por el Jefe del Centro Coordinador Regional
respectivo.
Recibida la notificación de un derrame de petróleo verificada la información, se
reunirán el máximo de antecedentes a fin de tener una base segura para
decidir la acción a tomar.
Acción a seguir al producirse un derrame
Los derrames de hidrocarburos serán informados de acuerdo a los formatos de
la directiva que sistematiza y racionaliza el formato de mensajes tipo para
informar las contaminaciones del medio acuático.
Las Operaciones que deben llevarse a cabo bajo el plan de acción están
agrupadas en 4 categorías. Antes de iniciar cualquiera de ellas, debe
efectuarse una rápida evaluación del derrame, a fin de estimar la estrategia a
seguir y los equipos y personal que se necesitarán.
En primer término debe pensarse en la movilización del Centro Coordinador
Regional y el establecimiento del Centro de Operaciones en el lugar del
derrame, el establecimiento de comunicaciones, contacto con las partes
interesadas, y desarrollar toda la preparación necesaria para iniciar la acción
de control.
La segunda etapa importante, es el inicio y mantenimiento de las acciones de
control en el mar. El Área de acción primaria, en la vecindad inmediata a la
fuente del derrame. Es importante en esta etapa contar con apoyo aéreo
(helicóptero de preferencia), ya que el campo visual es perfecto y se puede
dirigir las acciones desde el aire mediante la comunicación helicóptero – tierra
– mar, debiendo para ello embarcarse los equipos de comunicaciones
adecuados.
La tercera operación incluye la implementación de apoyo de las acciones de
control en la línea costera. La acción recomendada es proteger aquellas áreas
de la costa de alto valor ecológico, económico y turístico o que sean difíciles
para limpiar, y tratar de desviar el petróleo hacia las áreas donde pueda
recogerse fácilmente sin dañar la ecología del lugar.
Por último están las operaciones de finalización, esto es, la recolección del
equipo, análisis de los efectos y costos del derrame, concluyéndose con un
informe total del accidente.
Logística
51
Buques Petroleros
El apoyo logístico para responder a un derrame grande de petróleo incluye el
prealistamiento de personal, equipos, materiales y servicios.
Deben asignarse responsabilidades específicas en cada área, para asegurar
que habrá apoyo efectivo cuando la situación lo requiera.
Se debe determinar el tipo y cantidad de los equipos de control de derrame de
petróleo existentes, los materiales y las facilidades disponibles en cada región,
ya sea que pertenezcan a entidades privadas o públicas.
Debe proveerse, tanto de facilidades para almacenar el equipo, como para el
transporte del mismo, al lugar del derrame. También es importante hacer algún
tipo de compromiso con los dueños de otros equipos, que eventualmente
pudieran necesitarse (camiones, equipo mecanizado, remolcadores, lanchas,
etc.).
Mantención
La función de mantención, está orientada hacia una buena conservación de los
equipos de control de la contaminación, lo que permite alargar su vida útil, y
asegurar una correcta operación en cualquier circunstancia.
Los criterios generales sobre mantención, se harán en base a los catálogos y
manuales de cada equipo. Es de suma importancia que el personal propio a
cargo de la mantención de equipos, posea un adecuado entrenamiento.
Dentro de la función de mantención también están consideradas aquellas
reparaciones posibles de ejecutar con el propio personal, y que no requieren de
trabajo significativos, tales como: recambio de piezas, repuestos o partes, que
hayan completado su vida útil.
Las reparaciones de equipos quedarán consignadas en el respectivo historial,
con la identificación de la persona que efectúo el trabajo.
Los aspectos de logística, mantención y comunicaciones se encuentran
desarrolladas en el Capitulo "B" del manual de Control de Derrames de
Petróleo (IMO-CPPS-PNUD).
Comunicaciones
Es generalmente aceptado, el concepto de que el éxito de una operación de
control y limpieza de un derrame, esté basado fundamentalmente en la rapidez
de la respuesta. Debe existir, por lo tanto, un grado previo de alistamiento de
personal, equipos y materiales, lo que sumado a una buena coordinación será
la base de la acción de combate.
Por este motivo, las comunicaciones son imprescindibles en una emergencia, y
son consideradas como básicas en el entrenamiento. Deberá concretarse la
asignación a los Centros Coordinadores Regionales, de centrales de
52
Buques Petroleros
comunicaciones portátiles, equipados con pequeños grupos electrógenos para
su uso en labores de control de la contaminación.
las al mar esta estrictamente reglamentada por Convenios Internacionales
Marítimos de la Organización Marítima Internacional. Los residuos y mezclas
de agua con hidrocarburos resultantes de operaciones rutinarias de buquetanque, deben ser retenidas a bordo en casi su totalidad y ser transferidos a
instalaciones de recepción en puertos / terminales para su tratamiento y
eventual disposición.
53
Buques Petroleros
Diseño de buques tanque y su equipamiento
Construcción de buques tanque
Estructura
Son construcciones del tipo longitudinales, su diseño es especial ya que según
la Ordenanza Nº 8/02 emitida por la Prefectura Nacional Argentina se define a
un buque petrolero como: buque construido o adaptado para transportar
principalmente hidrocarburos a granel en sus espacios de carga; ese término
comprende los buques de carga combinadas y los buques quimiqueros cuando
estén transportando cargamento total o parcial de hidrocarburos a granel.
Carecen de dobles fondos en la zona de tanques, con lo que se elimina el
peligro potencial de acumulación de gases en los mismos. Sus estructuras
más importantes son las bulárcamas y los refuerzos longitudinales.
El espacio destinado al transporte de hidrocarburos esta subdividido por 2
mamparos longitudinales que lo dividen en tres sectores: estribor, centro y
babor y por mamparos transversales, formando así una cantidad de
compartimientos estancos entre si que permiten disminuir el efecto de
superficie libre y da mayor posibilidad de transporte de distintos productos
simultáneamente.
La nueva generación de Petroleros (doble casco)
Desde 1990, regulaciones tanto internacionales como de los Estados Unidos
han requerido que todos los barcos sean diseñados con un doble casco. Un
doble casco es esencialmente un casco construido dentro de otro casco. La
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Buques Petroleros
carga es transportada dentro del casco interior. El espacio que existe entre el
casco interno y el externo varía entre 7 y 10 pies o más dependiendo del
tamaño del buque. En caso de accidente, por ejemplo, si hubiese una colisión,
encallara, se varara o chocara con algún objeto bajo el agua, el espacio que se
encuentra entre los cascos puede absorber la energía causada por el impacto y
prevenir que el petróleo se derrame. Ningún tipo de carga puede ser
transportado en el espacio que se encuentra entre los cascos. Opcionalmente
se podrá plantear el proyecto del buque con cubierta intermedia.
Ventajas y desventajas del doble casco
El petrolero Exxon Valdez, luego de que el buque de casco simple varara a
máxima velocidad,
40000 toneladas de petróleo crudo
de carga se
derramaron, ocasionando contaminación a un medio ambiente de litoral
sensible. A partir de allí hubo un inmenso cambio político, y los EUA entonces
forzaron por legislación, a requerir, después de un cierto tiempo, que todos los
petroleros fueran dotados de dobles cascos. Esto toma estado internacional
debido al peso de la Organización Marítima Internacional, fue denegado por un
solo país, qué es importador de una inmensa cantidad de petróleo,
manteniéndose fuera de los tratados de diseño de los petroleros a futuro. La
ironía, claro, es que ese doble casco es solo efectivo en un impacto pequeño
contra el fondo o un choque a baja velocidad.
El Exxon Valdez estaba yendo a máxima velocidad e
impacto con un fondo muy rocoso, y aunque el buque
hubiese sido dotado de doble casco, se hubiese
derramado la misma cantidad de petróleo. Un doble
casco, sin embargo, claramente podría prevenir
cualquier derrame proveniente de pequeñas rajaduras
en el interior del tanque, o un impacto o varadura a baja
velocidad, la estructura interna del doble casco
quedaría intacta, pero allí hay otro problema ha
considerar.
Mas importante, quizá, es la necesidad de monitorear el espacio entre cascos,
qué, cuándo se carga los tanques a condición completa de petróleo, estos se
encuentran vacíos, cuando los tanques se hallen vacíos, serán usados con
agua de mar como tanques de lastre. Estos espacios, qué son considerables
en un VLCC , desde el doble fondo hacia arriba, pasando por los tanques de
lastre y llegando a la cubierta principal uno por cada banda, deben ser
verificados constantemente con el fin de garantizar que estén intactos, y que no
haya señales de perdidas de los tanques de carga hacia ellos. Muchos dueños
pintas este espacio entre cascos con pinturas livianas y claras, así si hay una
gotera se nota inmediatamente.
La nave con doble casco, si se desea
que lleve la misma cantidad que su
predecesor el petrolero de casco
simple, las dimensiones deben ser
55
Buques Petroleros
considerablemente mayores, mas elevado en el agua en condición de carga
completa y vacía, por lo que será mucho mas afectado por el viento en puerto.
Las autoridades del puerto, se dieron cuenta pronto, que deberían utilizar
remolques de mayor potencia para mover este tipo de nave. Los oficiales de
petroleros, que no deben preocuparse por la estabilidad de sus barcos de
casco simple, ahora notaron que debían mirar cuidadosamente este aspecto,
especialmente cuando se manejan los tanques de lastre, a causa del efecto de
superficies libres en estos enormes doble fondos. Ha habido preocupaciones,
sobre el casco en caso de una eventual colisión con los tanques
completamente cargados, hay un mayor riesgo de colisión debido a que los
tanques de lastre se encuentran vacíos y así se podría generar una fricción
entre chapas y un calentamiento excesivo que derivará en una explosión.
Ventilación de Tanques de Lastre de Doble Casco
La complejidad de la estructura de los tanques de doble casco y doble fondo
hace que sean más difíciles de desgasificar que los tanques de lastre
convencionales. Es ampliamente recomendable que el operador elabore
normas y procedimientos relacionados con la ventilación de cada tanque. Un
método eficiente es llenar cada tanque con agua de lastre y vaciarlo. Se debe
tomar nota del esfuerzo, el calado y los factores de carga. No obstante, se debe
tener en cuenta que toda filtración de hidrocarburos en el tanque significará que
el lastre será lastre sucio, y deberá ser manipulado de acuerdo con las
regulaciones MARPOL. Durante el lastrado del tanque, no se deberá permitir
que éste desborde a cubierta.
Siempre que sea posible, estas normas y procedimientos deberán elaborarse
en conjunto con el constructor del buque y deberán basarse tanto en pruebas y
experimentos reales como en cálculos. Deberán detallar la configuración de
cada tanque, el método de ventilación y los equipos que se utilizarán. Esos
detalles también deberán incluir el tiempo que requiere cada método de
ventilación para desgasificar el tanque para que el personal pueda ingresar.
Este deberá ser el tiempo real que lleva quitar todos los contaminantes y no un
simple cálculo de ritmo por volumen.
Cuando se utilizan equipos portátiles para la ventilación, se deberá otorgar la
información mencionada anteriormente para una amplia gama de presiones de
trabajo y cantidades de ventiladores a utilizar.
Cuando los tanques son idénticos en estructura y tamaño, y cuando el método
de ventilación es idéntico, la información puede obtenerse de las pruebas
hechas en un tanque estándar. De no ser así, deberán realizarse las pruebas
mencionadas anteriormente para cada tanque.
Se deberá considerar el uso de cualquier tubería de purga instalada para
inertizar los tanques de lastre, a fin de facilitar la desgasificación de los rincones
más alejados en los tanques.
56
Buques Petroleros
Circuitos de tuberías
En general los buques petroleros tienen dispuestas las tuberías de cargamento
en dos formas, un tipo anillo, o sea, una línea a cada banda, que se unen en
proa y popa e interconectadas en el cuarto de bombas. Para poder operar con
cada una de ellas con cualquiera de las bombas y a la vez cada una de esas
tuberías conectadas al chupón de cada uno de los tanques o con chupones
separados en cada uno de los tanques.
El otro tipo es una línea para cada una de las bombas que posee el buque,
pero esas líneas operan a determinada cantidad de tanques de forma tal que
especialmente en los buques que transportan distintos productos, estos se
operan con bombas, tanques y tuberías diferentes para evitar contaminaciones,
aunque todas las tuberías están interconectadas para poder operar con
cualquier bomba cuando alguna se averíe.
En el cuarto de bombas, las aspiraciones de las bombas están conectadas
entre sí por una tubería que se denomina colector bajo y en la parte superior
las descargas se unen a un colector superior, previo a la salida cubierta, lo que
permite operar con una sola descarga o varias en el manifold de cubierta.
Además para efectuar el achique del tanque los buques tienen una tubería y
bombas especiales para efectuar esa operación.
Por otro lado para el transporte de productos pesados los tanques tienen un
sistema de tuberías de vapor tipo serpentinas en el fondo del tanque para
calefaccionar la carga y en caso, que se transporte productos bituminosos o
asfaltos, los tanques tienen, además unos serpentines verticales agregados a
los del fondo. Todos estos tipos de tuberías van por dentro del tanque
apoyadas en las varengas y vagras.
Además, los tanques poseen una tubería para venteo que nace en el ciclo del
tanque, llega hasta una altura adecuada en cubierta y termina en una válvula
de presión y vacío, o en una cubierta se une a una red de tubería troncal que
ventea en altura en los polos del buque; en los buques modernos lo usual es el
primer sistema.
Los tanques cuentan, además con una red de tuberías en cubierta con
derivación a cada tanque para el servicio de lavados de tanques con crudo
(cow), que se denomina colector de lavado con crudo, otra red de tuberías para
el servicio de gas inerte a cada tanque y por último cada tanque tiene una
tubería para sondeo manual o donde trabaja algún sistema de sondaje
automático.
Por otro lado en cubierta están también la descarga de las bombas de
cargamento y de achique que desde el cuarto de bombas llegan hasta el
manifold (bridas de conexión de mangueras).
Algunos buques tienen, además una red en cubierta para cargar los productos
desde arriba y en otros casos al no existir esa red la carga entra desde el
57
Buques Petroleros
manifold por la tubería de descarga, va al cuarto de bombas y allí se deriva, por
las tuberías inferiores que están dentro de los tanques, hacia cada uno de
ellos.
Sistemas de Tuberías
La red de tuberías a bordo pueden dividirse en 3 sectores: tuberías de fondo,
de sala de bomba y de cubierta principal.
Tuberías de fondo:
Corren en forma longitudinal por el fondo de los tanques centrales derivándose
ramificaciones a los tanques laterales. Este sistema permite cargar y descargar
el producto o lastre.
Estas tuberías tienen válvulas que abren o cierran los chupones según se
quiera cargar o descargar el tanque. Estas válvulas pueden ser comandadas
desde la cubierta principal por medio de volantes y transmisiones mecánicas o
desde una consola de operaciones por medio de circuitos hidráulicos. Además
de las válvulas de chupones, poseen otras que permiten aislar sectores de
línea a fin de poder operar con más producto simultáneamente.
Sistema de tuberías en sala de bombas:
Las líneas de fondo, ya sean líneas principales de carga, de reachique o de
lastre., llegan a la sala de bombas donde cada una alimenta una bomba
centrifuga o alternativa según corresponda una línea principal o una línea de
reachique. Las bombas impulsan el producto absorbido de los tanques
pudiéndolo enviar al manifold por donde se conecta el sistema del buque con la
planta receptora, o al mar en caso de tratarse de lastre. Las bombas a su vez
están conectadas con tomas de mar que, invirtiendo el flujo de descarga
pueden llenar los tanques de agua, ya sea como lastre segregado o como
lastre sucio o limpio en tanques de carga.
Tuberías de cubierta principal:
En cubierta principal corren las tuberías que de las sala de bombas llevan el
producto hasta el manifold utilizándose caídas directas que lo llevan a las
líneas de fondo por donde se hace la distribución del mismo.
Al utilizar las caídas directas, se evita que durante la carga los hidrocarburos
pasen por la sala de bombas dándole mayor agilidad y seguridad a la
operación.
Tuberías de calefacción:
Para facilitar la manipulación de productos de gran viscosidad, en el interior de
los tanques van instalados serpentines de calefacción por los que circula vapor
a fin de mantener y lograr la temperatura optima de descarga.
58
Buques Petroleros
Los serpentines están conectados a una tubería de mandada y luego de la fase
de intercambio de calor con el cargamento retorna el agua ya condensada a
través de una tubería de retorno a las maquinas, donde será nuevamente
utilizada para generar vapor.
Existen varias modalidades de instalación de serpentines en los tanques,
siendo las más comunes el tendido por el fondo o el tipo espiral.
Filtros
Deben mantenerse limpios para poder operar y pueden abrirse fácilmente para
hacer la limpieza. En las tuberías de aspiración de todos los buques antes de
la entrada a las bombas se colocan filtros para evitar que suciedades o piedras
que suelen traer el petróleo, se introduzcan en las bombas produciéndoles
averías. El filtro es una chapa plana agujereada o una serie de perfiles planos
enmarcados con una separación aproximadamente 1/ 4 de pulgada.
Disposición de los tanques
Los tanques se numeran de proa a popa, denominándose línea a los tres
tanques comprendidos por los mismos mamparos transversales (2-E, 2-C, 2-B)
La capacidad de los tanques centrales es mayor a la de los tanques laterales,
generalmente el volumen de los primeros es similar a la sumatoria de los
volúmenes de los otros dos.
El espacio de carga esta separado del resto de los compartimientos del buque
por cofferdams, a fin de detener las filtraciones de hidrocarburos o gases en
caso de perdida de estanqueidad de los mamparos transversales de los
primeros y últimos tanques. Estos espacios tienen un sistema de llenado y
achique, siendo utilizados generalmente para llevar agua. El cofferdam de proa
separa al sector de carga con los pañoles y tanques de proa. El de popa los
separa del compartimiento de maquinas. La sala de bombas esta situada
dentro del sector destinado a la carga y en ella se encuentra todas las bombas
y maniobras necesarias para todas las operaciones con carga o lastre.
Todos lo tanques están provistos de escotillas o tambuchos que permiten bajar
a inspeccionar o laborar en su interior. Estas aberturas durante las operaciones
y transporte de hidrocarburos se mantienen herméticamente cerradas. Además
de estas aberturas, los tanques poseen bocas de registro de forma circular que
permiten instalar los equipos portátiles de lavado de tanques y bocas para el
sondaje de los mismos.
Tipos de bombas
Existen varios tipos de bombas, pero todas deben cumplir con un requisito
básico que es: que el chorro de descarga sea continuo de forma de evitar que
59
Buques Petroleros
se interrumpa pues ello puede producir descargas eléctricas estáticas que
resultarían peligrosas.
Los tipos de bombas pueden ser: a pistón de doble efecto, a tornillo,
centrifugas, de alabes o eductores.
Las bombas principales pueden ser a pistón, a tornillo o centrifugas. Mientras
que las bombas de achique son generalmente a pistón, dado que son las que
menos inconvenientes tienen cuando no hay comuna de producto o les entra
algo de airea la aspiración; aunque también pueden ser eductores, los otros
tipos se desceban muy fácilmente en la operación de achique.
Bombas de pistón de doble efecto: trabajan en forma horizontal generalmente,
con vapor a baja presión (4kgr/cm2), que en el aspecto a la seguridad resulta
de lo más adecuado.
Son de fácil y rápido alistamiento pues, con solo un breve calentamiento o
purgado para desplazar toda el agua que hay en los cilindros, Estas bombas
son capaces de achicar totalmente los tanques, en el caso de que la bomba
aspirare aire o gas, se produciría un efecto como pulsación que resultaría muy
peligrosa especialmente en la manguera de conexión ya que la hace mover
mucho.
La capacidad de descarga de las bombas, depende de su tamaño y de la
velocidad que se le pueda dar a los pistones lo que a bordo de denomina
emboladas o emboladas dobles. La presión de descarga estará supeditada al
diámetro de la tubería de descarga, la altura de tanque receptor, el tipo de
producto y la temperatura del mismo.
Bombas tornillo: este tipo de bomba no tiene poder de aspiración por lo que
puede operar solo una columna de producto, o sea que el producto llegue al
comienzo del tornillo por sus propios medios. El sistema impulsor es un tornillo
60
Buques Petroleros
sin fin, este tornillo trabaja adentro de un cilindro y puede ser movido por un
motor eléctrico situado fuera del cuarto de bombas o por un motor hidráulico.
Bombas centrifugas: son las mas utilizadas, generalmente impulsadas por un
motor eléctrico o sino por una turbina a vapor de alta presión.
Está bomba ofrece muchas ventajas para el trabajo con cargas de
hidrocarburos. Es muy rápida y eficiente mientras que le llegue la carga. Su
mantenimiento es bastante simple pues su única parte móvil es el impulsor o
los impulsores en las bombas centrifugas multigraduales.
Su gran desventajas es que no se puede utilizar en opresiones de achique,
pues al operar con poca cantidad desceban y se disparan (toman velocidad)
pudiendo producir averías, esto se produce por no tener sistema de auto
cebado.
De cualquier forma como la bomba no tiene poder de aspiración, cuando el
nivel del producto está a más de 1 o 2 pies por debajo del nivel de aspiración
de la bomba está no aspira más, por consiguiente, el achique se debe hacer
con bomba alternativa.
La bomba centrifuga cuenta con una tubería de entrega de producto, un
propulsor. El producto ingresa al rotor por el centro del mismo y por el efecto
centrífugo que produce la velocidad de giro impulsa el producto hacia el
exterior a alta velocidad y hacia la carcasa con forma de espiral. La velocidad
se convierte en presión estática dentro de la carcasa lo que hace que el
producto fluya hacia el exterior a través de la abertura de descarga.
Es muy peligroso hacer funcionar la bomba con muy poco producto pues la
carcasa se llena de aire y gases y puede llegar a explotar, por lo que hay que
prestar mucha atención a que trabajen siempre con suficiente caudal.
En las tuberías de aspiración se colocan filtros para evitar que suciedades o
piedras que suelen traer el petróleo se introduzcan en las bombas
produciéndoles averías.
Estos filtros deben mantenerse limpios para poder operar y puedan abrirse
fácilmente para hacer la limpieza.
61
Buques Petroleros
Bombas de alabes: estas pueden ser de engranajes, lóbulo o paletas.
De engranaje: constan de dos engranajes rectos, engranados y girando en
direcciones opuestas con milésimas
de huelgo entre los engranajes y la
cáscara envolvente
y entre los
dientes de los engranajes. Cualquier
líquido que llene el espacio “A” entre
dos dientes sucesivos de un
engranaje y la carcasa envolvente
deberá seguir a los dientes a medida
de que estos giren. Cuando los
dientes engranen el espacio “A”
desaparece y el líquido que tiene
atrapado es obligado a salir por la
tubería de descarga. A medida que los
dientes sigan girando el espacio “A” se
abre nuevamente en el lado de
aspiración, atrapando otra cantidad de
liquido, llevándolo hacia la descarga.
De Lóbulos: esta bomba esta
compuesta por dos lóbulos (A y
B) con sentido de giro opuesto.
Tienen dos cámaras, una de
aspiración y otra de descarga y
ambas interconectadas con dos
válvulas de retención de doble
efecto, lo que permite que la
bomba
trabaje
en
ambos
sentidos, o sea que puede aspirar
o descargar por ambas tuberías
de entrada. Es similar a la bomba
de engranajes y como si estos
fueran de 2 o 3 dientes y
su operación es similar.
62
Buques Petroleros
De paletas: consta con un cilindro
con una tubería de entrada y otra
de salida. Dentro del cilindro gira
un rotor de forma cilíndrica de
menor diámetro que el cilindro y
que es movido por un eje
colocado fuera del centro del
cilindro, de forma que hacia un
lado del rotor roza al cilindro y en
el lado opuesto queda una
cámara que sirve de aspiración
del producto. El rotor tiene
paletas móviles que siempre
están en contacto con las
paredes del cilindro. Las paletas
toman y atrapan líquidos en la zona de huelgo grande y al llegar a la parte sin
huelgo, como se reduce el espacio, impulsa al producto hacia fuera.
Bombas Eductores o bombas de chorro: los eductores se utilizan para operar
con agua o con achiques de tanques chicos.
En las bombas de chorro, el propio fluido es quien crea su
flujo. Enviando agua a presión (línea de incendio) por la línea
surtidora al llegar a la tobera adquiere mas velocidad y al
pasar al difusor arrastra consigo el liquido que hay en la
cámara de aspiración y son descargados al exterior por el
difusor; El vació que se produce en la cámara de aspiración
se llena con liquido de la línea de aspiración y está se
alimenta del tanque o lugar inundado. Para que opere el
eductor, debe estar sumergido en el líquido a descargar, es
63
Buques Petroleros
de buen rendimiento, no tiene piezas que muevan y su rendimiento está
supeditado a la presión y caudal de la línea de suministro. Pueden estar
conectados fijos pueden ser portátiles conectándose con mangueras para
operarlos, no tiene poder de aspiración por eso debe trabajar sumergido y se
pueden aplicar uno a continuación del otro para poder aumentar la presión final
de descarga.
Características de las bombas
Bombas de desplazamiento positivo es aquella que entre un determinado
volumen de líquido por cada ciclo de aspiración e la misma. El líquido fluye de
estas bombas en forma de pulsaciones hasta un grado que depende del tipo de
bomba. El flujo del liquido de la bombas impelentes y centrifugas, de
desplazamiento no positivo, es prácticamente uniforme y continuo.
La puesta en marcha de las bombas de vapor se efectúa por medio de la
apertura de la válvula de vapor al cuerpo de vapor. Previamente purgado, en
forma gradual, con las bombas en marcha muy lentas se abre la válvula de
descarga de la bomba y luego la de aspiración, previo a esto, se debió abrir las
válvulas correspondientes de la tubería tanto de aspiración como de descarga
desde el tanque a descargar hasta el manifold de descarga.
Es fundamental abrir primero la descarga y luego la aspiración, pues de lo
contrario la bomba levanta presión y puede romper las válvulas o el pistón y en
el peor de los casos estalla la bomba. En las bombas centrifugas también se
prepara con anterioridad la maniobra de tuberías y luego, previo aviso a la sala
de maquinas, se pone en marcha el motor electrónico que mueve la bomba y
una vez que estos levantan presión, controlado por un manómetro, se abre la
válvula de descarga de a poco, para que no disminuya la presión de descarga
en la bomba porque debe trabajar con un mínimo de presión para que no se
dispare.
64
Buques Petroleros
Las bombas de tornillo son de desplazamiento positivo y con un flujo de
descarga continua; la operación de las mismas es similar a las centrifugas.
Estas bombas cuando no pueden descargar, por haberse omitido la apertura
de una válvula, por ejemplo, levanta presión, llegada a un valor de la misma
comienzan a recircular el producto dentro de ellas y si bien no existe el peligro
de rotura inmediata, la recirculación del producto le hace levantar la
temperatura, la que gasifica más el producto y puede darse una explosión.
Válvulas
En las líneas de cargamento se utilizan dos tipos de válvulas: las esclusas y las
mariposas.
El tipo esclusa (gate valves) es una válvula en cuyo inferior hay dos guías por
done se desliza la esclusa que al apoyar en los asientos correspondientes a
cada una de sus caras obtura completamente el paso por la tubería, la esclusa
se sube y se baja por medio de un tornillo que se maniobra con un volante.
La de tipo mariposa tiene una
pantalla con un eje central que
la mueve, y que al hacerla girar
la hace asentar en los asientos
correspondientes y quedando
atravesada a la tubería obtura
el paso por la misma;
poniéndola paralela a la tubería
de paso.
65
Buques Petroleros
El sistema de válvulas puede ser
operado manualmente o de forma
automáticamente
por
equipos
hidráulicos de comando a distancia.
Con este tipo de válvulas hay que estar
muy atento cuando se las opera, pues a
veces algunas no abren totalmente y la
pantalla al no quedar paralela a la
corriente de producto puede quedar
cerrada por efecto de la presión que
ejerce la misma el peso del producto y
entonces producirse alguna avería en la
válvula o más, probablemente en
alguna junta de la tubería.
Las válvulas situadas en el interior de
los tanques tienen toda una transmisión
a cubierta para que sean maniobradas manualmente si tienen un sistema
hidráulico, este llega hasta la válvula, pero en cubierta tiene una conexión para
adaptar una bomba hidráulica manual para operar la válvula en caso de avería
del sistema principal.
Mangueras de carga y descarga
La manguera de carga de hidrocarburos deberá cumplir con los requerimientos
estándares reconocidos, tal como lo recomienda OCIMF y lo confirman los
reconocidos fabricantes de mangueras. La manguera deberá ser de una
calidad y un tipo adecuado para la función y condiciones de operación para la
cual va a ser utilizada.
66
Buques Petroleros
Es necesario utilizar una manguera especial para cargas de alta temperatura,
como ser el asfalto. También es necesario utilizar una manguera especial para
las cargas de baja temperatura.
Tipos y Aplicaciones
Para las funciones normales, hay tres tipos básicos de manguera:
Dura R: Este tipo de manguera es pesada y resistente, tiene un revestimiento
interno y está armada con una hélice de alambre de acero y se utiliza para la
carga en los embarcaderos de las terminales. Se utiliza una manguera similar
para uso submarino y de flotación (tipo R x M).
Blanda S: La manguera blanda también se utiliza para la carga en los
embarcaderos de las terminales, pero el material es más liviano que el de la
dura y no está armada con una hélice de alambre de acero. Se utiliza una
manguera similar para uso submarino y de flotación (tipo S x M).
Liviana L: La manguera liviana se utiliza solamente para descarga o toma de
combustible, ya que la flexibilidad y el peso liviano son factores importantes.
Todos estos tipos de mangueras pueden ser con electricidad constante o
inconstante.
Estos tipos incluyen las mangueras submarinas o las que se utilizan para
flotación.
La estiba de las mangueras puede ser en Reel, en forma horizontal o libre.
Cada tramo de manguera deberá contener la siguiente información del
fabricante:
67
Buques Petroleros

Nombre o marca del fabricante.

Identificación con la especificación estándar de fábrica.

Prueba de presión de fábrica.

Mes y año de fábrica.

Número de serie del fabricante.

Indicación acerca de si la manguera es de electricidad constante o
inconstante.
Rendimiento
La manguera se clasifica según la presión por la cual fue clasificada. Esa
presión nunca se deberá exceder. El fabricante también efectúa una prueba en
vacío a las mangueras que están destinadas a usarse para succión y descarga.
Las mangueras estándar se suelen fabricar para productos con una
temperatura mínima de –20° C y una máxima de 82° C y con un contenido
aromático de hidrocarburo no mayor al 25%.
Dichas mangueras suelen sea adecuadas para exponer al sol y a temperaturas
ambiente que oscilan entre los 29° C y los 52° C.
Velocidades de Flujo
La velocidad máxima de circulación permitida de una manguera está limitada
por el material y el diámetro de la misma. Las recomendaciones y la
certificación del fabricante deberán incluir los detalles necesarios. No obstante,
los operadores también deberán tener en cuenta otros factores al momento de
decidir las velocidades. Los mismos deben incluir, aunque no se limitan a
éstos, lo siguiente:

El factor de seguridad que se aplica.

Cualquier tipo de limitación que esté impuesta por las velocidades
de circulación en el sistema de tubería fijo del barco.

Condiciones meteorológicas que hagan que la manguera se
mueva.

Antigüedad, función y estado de la manguera.

Otros factores locales a tener en cuenta.
Para las boyas convencionales y los centros SPM, se deberán seguir las
pautas de OCIMF. Para los centros de muelles, se aplica la norma BS 1435 u
otra equivalente.
68
Buques Petroleros
Las siguientes tablas muestran las velocidades de circulación de la manguera,
según lo establece la norma BS de las Pautas de OCIMF.
Monoboya de borneo
Es una boya donde
se amarra el buque
y
a
su
vez
transfiere o recibe
el producto a través
de una manguera
flotante
que
se
conecta al manifold
del buque. A su vez
la
boya
esta
conectada por un
tramo flexible a una
tubería submarina.
Convenientemente
anclada al fondo, permite el borneo del buque de acuerdo a las condiciones
hidro meteorològicas reinantes. Las monoboyas de terminales de carga poseen
además una manguera para recibir lastre sucio.
Requisitos de Inspección, Prueba y Mantenimiento para las Mangueras de
Carga del Muelle
Por lo menos una vez al año se deberá inspeccionar las mangueras de carga
que se utilizan para comprobar que las mismas estén en condiciones, y dicha
inspección deberá quedar documentada. La inspección deberá incluir:

Un control visual en busca de deterioro/daños.

Una prueba con una presión de 1.5 veces mayor a la Presión de
Trabajo Determinada para verificar que no haya fugas o
movimiento de los accesorios del extremo. (La elongación
69
Buques Petroleros
temporal de la Presión de Trabajo Determinada se deberá medir
como un paso intermedio).

Prueba de continuidad eléctrica.
Las mangueras deberán ser retiradas siguiendo los criterios establecidos.
Estas pautas también se aplican para las mangueras de carga de cualquier
barco usado para conexiones barco/tierra y toda manguera flexible conectada a
los sistemas de carga de barco o tierra, por ejemplo el puente de una
manguera en el extremo de una rampa que funciona como pontón de amarre.
El buque visitante deberá tener certificar que todas las mangueras del barco
están habilitadas y sirven para el fin que corresponde, están en buen estado y
se les ha hecho una prueba de presión.
En las siguientes secciones, se encontrarán detalles acerca de las
inspecciones y pruebas.
Examen Visual
El examen visual deberá consistir en:

Revisar el montaje de la manguera en busca de irregularidades en el
diámetro exterior, por ejemplo dobleces.

Revisar el revestimiento de la manguera en busca de refuerzos dañados o
expuestos o de deformaciones permanentes.

Revisar los accesorios del extremo en busca de daños, deslizamientos o
problemas de alineación.
Si el montaje de alguna manguera presenta algunos de los defectos descritos
más arriba, se deberá quitar el montaje y mandar a hacer una inspección más
detallada del mismo. Cuando se quite un montaje luego de una inspección
visual, se deberá registrar la fecha y el motivo.
Prueba de Presión (Verificación de integridad)
Para verificar la integridad de los montajes de las mangueras, se deberá
efectuar una prueba hidrostática. El intervalo entre las pruebas estará
determinado según el tiempo de servicio, pero en ningún caso deberá superar
los doce meses. Se deberán acortar los intervalos de prueba en las mangueras
que procesan sustancias particularmente peligrosas o productos a elevadas
temperaturas.
Se deberán quitar aquellas mangueras que hayan excedido la presión
determinada y se les deberá efectuar una nueva prueba antes de volver a
utilizarlas.
Se deberá llevar un registro del historial de uso de cada montaje de manguera.
El método de prueba recomendado es el siguiente:
70
Buques Petroleros
1) Estirar el tramo sobre los soportes a nivel, lo cual facilitará el
movimiento libre de la manguera cuando se le esté efectuando la
prueba de presión. Realizar una prueba de continuidad eléctrica.
2) Sellar la manguera atornillando las placas de obturación en ambos
extremos, una placa deberá tener una conexión a una bomba de agua
y la otra deberá tener incorporada una válvula manual de liberación de
aire. Llenar el tramo de la manguera con agua hasta que pase un
caudal de agua constante por el conducto.
3) Conectar la bomba de prueba a un extremo.
4) Medir y registrar la longitud total del tramo de la manguera.
Incrementar lentamente la presión hasta llegar a la Presión Nominal de
Trabajo.
5) Continuar con la prueba de presión durante un lapso de 5 minutos al
tiempo que se revisa el tramo de la manguera para verificar que no hay
pérdidas en la boquilla o signos de deformación o torceduras.
6) Luego de transcurrido el lapso de 5 minutos y mientras la manguera
sigue bajo presión total, volver a tomar la medida del tramo.
Determinar la elongación temporal y registrar el incremento como un
porcentaje de la longitud original.
7) Lentamente, aumentar la presión a 1,5 veces la Presión Nominal de
Trabajo y mantenerla durante 5 minutos.
8) Revisar el tramo de la manguera y verificar que no haya pérdidas o
signos de deformación o torceduras. Efectuar una prueba de
continuidad eléctrica con la manguera en presión de prueba.
9) Disminuir la presión a cero y drenar el tramo de la manguera. Volver a
efectuar la prueba de continuidad eléctrica.
Si mientras el tramo de la manguera está bajo presión no hubiera signos de
pérdidas o movimientos de los accesorios, pero la manguera muestra una
deformación considerable o una elongación excesiva, el tramo se deberá
desechar y no se lo deberá volver a utilizar.
Si se tienen dudas acerca de la integridad del forro de la manguera de caucho
suave, se deberá efectuar una prueba al vacío de la siguiente forma:
1) Quitar las placas utilizadas para la prueba de presión y colocar placas
de Plexiglas en los extremos de la manguera.
2) Aplicar un vacío de por lo menos 510 mb durante un lapso de 10
minutos.
3) Inspeccionar el interior de la manguera en busca de burbujas, bultos o
separación del forro al armazón. Si hubiera algún daño en el forro, se
deberá sacar la manguera de circulación.
4) Soltar el vacío.
5) Volver a efectuar la prueba de continuidad o de discontinuidad
eléctrica, según corresponda.
Se deberá tener en cuenta que no se deben hacer pruebas al vacío con
mangueras livianas, compuestas y duras.
71
Buques Petroleros
Prueba de Continuidad y Discontinuidad Eléctrica
Cuando se utilizan alambres flexibles en la manguera, sólo se podrá incluir un
trecho de manguera sin junta interna (manguera de continuidad eléctrica) en el
alambre de la manguera como alternativa a la brida aislante. Todos los otros
alambres de mangueras deberán tener una junta eléctrica (continuidad
eléctrica).
Como la continuidad eléctrica se puede ver afectada por alguna de las pruebas
físicas de las mangueras, se deberá efectuar una verificación de resistencia
eléctrica antes, durante y después de las pruebas hidrostáticas.
Las mangueras de discontinuidad eléctrica deberán tener una resistencia no
menor a 25.000 ohm entre las boquillas (de extremo de brida a extremo de
brida). La prueba de las mangueras de discontinuidad eléctrica se deberá
efectuar utilizando un instrumento de voltaje de 500V.
Las mangueras de continuidad eléctrica no deberán tener una resistencia
mayor a 0.75 ohm/metro entre las boquillas (de extremo de brida a extremo de
brida).
Retiro de Circulación
Se deberá consultar con el fabricante acerca del momento para sacar las
mangueras de circulación, en base a la antigüedad qué estas tengan, la cual se
deberá definir para cada tipo de manguera, independiente de que éstas
aprueben la inspección y los criterios de prueba.
Las elongaciones temporales, momento en el cual los tramos de las mangueras
de caucho suaves se deberán sacar de circulación varían según el tipo de
material de construcción del tramo de la manguera.
La elongación temporal, cuando se lo mide tal como se especifica en la
Sección 18.2.6.3, no deberá exceder 1,5 veces la elongación temporal de
cuando la manguera era nueva,
Por ejemplo: Elongación temporal del tramo nuevo de la manguera: 4%
Elongación temporal en la prueba: 6% máximo
ó
Para los tramos de las mangueras cuyo elongación temporal cuando era nueva
era de 2,5% o menos, el elongación temporal en la prueba no deberá ser más
que el 2% de cuando el tramo de la manguera era nuevo,
Por ejemplo: Elongación temporal del tramo nuevo de la manguera: 1%
Elongación temporal del tramo antiguo de manguera: 3% máximo
72
Buques Petroleros
Explicación de las Determinaciones de Presión de las
Mangueras
Presión de Operación
Es una expresión común que se usa para referirse a la presión normal de la
manguera durante la transferencia de carga. Por lo general, la presión de
operación reflejará la bomba de carga cuando opera desde un sistema estático
a presión o presión hidrostática.
Presión de Trabajo
En general, se considera que significa lo mismo que “Presión de Operación”.
Presión Nominal de Trabajo (RWP)
Es la referencia común que utiliza la industria petrolera y que define la
capacidad de presión máxima del sistema de carga. La determinación de la
presión no explica el avance dinámico de la presión, pero sí incluye las
variaciones esperadas de presión nominal durante las operaciones de
transferencia de carga.
Presión Máxima de Trabajo
Es lo mismo que la Presión de Trabajo Determinada y es utilizada por los
estándares BS y EN para diseñar las mangueras con esos estándares.
Presión Máxima de Trabajo Permitida (MAWP)
Es lo mismo que Presión de Trabajo Determinada y Presión Máxima de
Trabajo. La primera es utilizada por el Coast Guard (EEUU) y comúnmente es
utilizada por las terminales para definir las limitaciones del equipo de la
manguera.
Prueba de Presión de Fábrica
Es utilizada por la norma europea BS 1765 y significa lo mismo que Presión
Máxima de Trabajo, que a la vez es lo mismo que Presión de Trabajo
Determinada.
Prueba de Presión
Esta es la presión que se aplica por única vez a las mangueras de producción
para garantizar la integridad después de la fabricación y corresponde a 1,5
veces la Presión Nominal de Trabajo.
Presión de Prueba de Rotura
Este es un requerimiento de prueba para una manguera de prototipo simple.
Dicho requerimiento se utiliza para confirmar el diseño y la fabricación de la
73
Buques Petroleros
manguera para cada tipo específico. La presión es igual a un mínimo de 4
veces la Prueba de Presión y se deberá aplicar de una manera específica y
efectuar durante un lapso de 15 minutos sin que se presenten fallas.
Presión de Rotura
Es la presión real con la cual un prototipo de manguera falla. Para un prototipo
exitoso de manguera, la Presión de estallido excederá la Presión prueba de
estallido.
Modelos de Bridas de Mangueras
Las dimensiones y perforaciones de las bridas deben cumplir con la norma
común de BS 1560, Serie 150 o equivalente, tal como se recomienda para
bridas en conexiones de tuberías en tierra y en el barco.
Condiciones Operativas
Para mangueras de carga de hidrocarburo en funciones normales:



Se deberán evitar las temperaturas que excedan las estipuladas por el
fabricante, por lo general 82° C para el hidrocarburo.
Se deberá respetar la presión máxima de trabajo permitida estipulada por el
fabricante y se deberán evitar los picos de presión.
La vida útil de la manguera es más corta con los aceites blancos que con
los negros.
Estiba Prolongada
Las mangueras que se guardan antes de ser utilizadas o las que se han
sacado de circulación por un lapso de dos meses o mayor, dentro de lo posible,
se deberán mantener en un lugar fresco, oscuro y seco en el cual circule
libremente el aire. Se las deberá drenar y lavar con agua fresca y se las deberá
colocar horizontalmente sobre soportes sólidos con suficiente espacio para
mantener la manguera estirada. No se deberá permitir que el hidrocarburo
entre en contacto con la parte externa de la manguera.
Si la manguera se guarda en el exterior, se la deberá proteger bien del sol.
Véanse las recomendaciones acerca del depósito prolongado de mangueras en
la publicación de OCIMF “Guía para el Manejo, Depósito, Inspección y Prueba
de Mangueras en Campo”.
Controles previos al manejo de la Manguera
74
Buques Petroleros
La terminal es responsable de proporcionar mangueras que estén en buen
estado y el capitán del buque podrá rechazar cualquier manguera que parezca
ser defectuosa.
Se deberá realizar una inspección visual de los tramos de la manguera con
frecuencia. Si los tramos se utilizar constante o frecuentemente, se lo deberá
inspeccionar antes de cada operación de carga/descarga. Los tramos de
manguera que no se utilicen con frecuencia deberán ser inspeccionados cada
vez que se los quiera utilizar.
Manejo, Izado y Suspensión
Siempre se deberá manipular las mangueras con cuidado y no se las deberá
arrastrar o enrollar de modo que se ahorque el cuerpo de la misma. No se
deberá permitir que las mangueras entren en contacto con una superficie
caliente como ser una tubería de vapor. Se deberá usar protección ante la
posibilidad de un roce o una frotación.
Se deberán levantar las bridas y los soportes de las mangueras. No se deberá
permitir que los alambres de acero entren en contacto directo con el
revestimiento de la manguera. No se deberá levantar la manguera de un solo
lado y dejar que los extremos queden colgando, sino que se la deberá apoyar
en varias partes para que no se doble a un radio menor del que recomienda el
fabricante.
Se deberá evitar sobrecargar el manifold del barco. Si hay un desborde
excesivo o si la válvula del barco está fuera del soporte, se deberá dar un
soporte mayor al manifold. Se deberá colocar una placa combada horizontal o
una sección de tubería al costado del barco para resguardar a la manguera de
puntas filosas u obstrucciones. Se deberá colocar un soporte adecuado para la
manguera cuando se la conecta al manifold.
Cuando este soporte se da mediante un solo punto de levante, como ser una
pluma de carga, el alambre de la manguera deberá estar apoyado en bridas y
en cinchas. Algunas mangueras son específicamente diseñadas para trabajar
sin soporte.
Ajustes durante las Operaciones de Manejo de Carga
A medida que el buque sube y baja como consecuencia de las operaciones de
carga, se deberán ajustar los alambres de la manguera de manera de evitar
una tensión excesiva de las mangueras, conexiones y manifolds del barco y
para garantizar que el radio de curvatura de la manguera esté dentro de los
límites recomendados por el fabricante.
Mangueras Flotantes y Sumergibles
Se deberán inspeccionar con periodicidad las mangueras que se utilizan en los
muelles costeros.
Se deberá prestar especial atención a los tramos que estén doblados o
dañados, a las filtraciones de hidrocarburo de las áreas de brida, a un gran
crecimiento marino y al desgaste por fricción con el fondo del mar. Cuando se
suben y bajan repetidamente los alambres de las mangueras desde el fondo
75
Buques Petroleros
del mar, se deberá tener cuidado para evitar el daño producido por las cadenas
y las placas de levantamiento.
Se deberá prestar especial atención al bajar los alambres de la manguera para
evitar que se enrollen. Se deberá minimizar el arrastre de las mangueras por el
fondo del mar.
Antes de intentar levantar un alambre de una manguera y llevarla a bordo, el
oficial responsable deberá verificar que el peso total no exceda la carga segura
de la pluma de carga o la grúa del barco. La terminal deberá informar el peso
total del alambre de la manguera a levantar en relación a la altura de lo
levantado, que podría ser tanto como 8 metros por encima del nivel de cubierta
para la conexión del manifold del buque ubicado a 4,6 metros a bordo. En
condiciones de oleaje normal o fuerte, cuando las olas alcanzan una altura
significativa de más de 1 metro, el movimiento de la manguera también podría
implicar tener que hacer cargas más dinámicas. En esas circunstancias, la
carga a levantar podría ser de 1,5 veces el peso estático de la manguera y su
contenido
Durante la elevación de los alambres de la manguera, se deberá evitar el
contacto con el costado del barco y con cualquier punta filosa.
76
Buques Petroleros
Operaciones en buques tanque
Operaciones de carga y descarga
Procedimientos de carga
La responsabilidad en materia seguridad, en lo que respecta al manejo de
carga, está compartida entre el buque y la terminal, es decir, tanto el capitán
como el representante de la terminal son responsables por las operaciones de
carga. El modo en que se comparte la responsabilidad debe ser acordado entre
ambas partes para asegurarse de que se cubran todos los aspectos pertinentes
a la operación.
Acuerdo y preparativos para la carga
Antes de comenzar la carga de carga, el oficial responsable y el responsable
de la terminal deberán dejar sentado formalmente que tanto el buque como la
terminal se encuentran preparados para llevar a cabo la operación de forma
segura.
Plan de parada de emergencia
Ambas partes deberán acordar, y dejar asentado por escrito, un procedimiento
de cierre de emergencia y alarma.
Se debe dejar bien en claro cuáles son las circunstancias que llevarán a que
una operación deba ser abortada inmediatamente.
Se prestar especia la atención a posibles peligros asociados a todo
procedimiento de cierre de emergencia.
Supervisión
A continuación se detallan las medidas de seguridad que se deben tomar
durante la carga:

Un oficial responsable debe permanecer de guardia, y debe haber
tripulación suficiente a bordo para llevar a cabo la operación y las
tareas de seguridad del buque. Debe haber una guardia
permanente en la cubierta de tanques.

El sistema acordado de comunicaciones buque / tierra debe
funcionar correctamente en todo momento.

Cuando comienza la carga, y en cada cambio de guardia o de turno,
el oficial responsable y el representante de la terminal deberán
77
Buques Petroleros
confirmar que, tanto ellos como el personal de guardia o de turno,
comprenden el sistema de comunicación para el control de la carga.

Todo el personal involucrado en la operación de carga deberá
comprender cabalmente los procedimientos normales para la parada
normal de las bombas de la terminal (una vez que se termine la
carga) y el sistema de parada de emergencia, tanto del buque como
de la terminal.
Procedimientos de gas inerte
Antes de comenzar la carga, se deberá cerrar la planta de gas inerte y se
deberá reducir la presión de gas inerte en los tanques que recibirán la carga (a
no ser que se lleve a cabo la carga de la carga y la descarga de lastre en los
tanques de carga en forma simultánea).
Carga a tanque cerrado
Para poder realizar una carga a tanque cerrado efectiva, la carga se debe
introducir con las tapas de vacío, sondaje y muestreo debidamente cerrados. El
gas desplazado por la carga que ingresa debe ser venteado a la atmósfera a
través de mástiles de venteo o venteos de alta velocidad o velocidad
constante, las que asegurarán que los gases desalojen el tanque de carga. Los
dispositivos que estén instalados en los mástiles o en los tubos de venteo para
evitar el paso de la llama deben revisarse periódicamente para confirmar que
se encuentren limpios, en buenas condiciones y correctamente instalados.
Para poder llevar a cabo la carga a tanque cerrado, el buque debe contar con
equipo de medición de vacío y alarmas de rebalse independientes las cuales
permiten monitorear el contenido del tanque sin tener que abrir las aberturas
del mismo.
En condiciones normales existe el riesgo de que el tanque rebalse cuando se
realiza la carga a tanque cerrado. Para que esto no ocurra, los dispositivos de
medición deben tener un buen funcionamiento en todo momento, además de
contar con una alarma de rebalse independiente. Dicha alarma deberá dar una
señal sonora y visible y deberá encontrarse a un nivel tal que permita
suspender la operación antes de que ocurra el rebalse. En una operación
normal, el tanque no debería llenarse más allá de donde se encuentre calibrada
la alarma de rebalse.
Antes de comenzar la carga, deben probarse las alarmas de rebalse en el
tanque para cerciorarse de que funcionan correctamente (a no ser que el
sistema cuente con un auto testeo electrónico que monitoreo el circuito de la
alarma y su censor y que confirme el punto de alarma para el que fue
preparado el instrumento).
Se considera que todos los buques que operan con gas inerte tienen la
capacidad de realizar la carga a tanque cerrado.
78
Buques Petroleros
Inicio de la carga en el muelle de la terminal
La carga podrá comenzar una vez que estén abiertas todas las válvulas
pertinentes en el buque y en la terminal, y que el buque haya dado la señal de
que se encuentra listo. El caudal inicial debe ser lento.
Dentro de lo posible, la carga inicial deberá realizarse por acción de la
gravedad y a un solo tanque. No se deberán encender las bombas de la
terminal hasta que se haya verificado el buen funcionamiento del sistema y que
el buque indique que la carga ingresa a los tanques correspondientes.
Una vez que se hayan encendido las bombas de los tanques, se debe verificar
que las conexiones entre el buque y la Terminal se encuentren debidamente
ajustadas hasta que se alcance el caudal o la presión acordada.
Inicio de la carga en una boya
Antes de comenzar la carga cuando el buque se encuentra amarrado a una
boya, el buque debe confirmar que comprende cabalmente el sistema de
comunicación que se utilizará en el control de la operación. Se deberá contar
con un sistema de comunicación suplementario, el cual deberá encontrarse en
funcionando perfectamente, y listo para ser utilizado en caso de que el sistema
principal falle.
Luego de un caudal de carga inicial lento para verificar el buen funcionamiento
del sistema, se podrá llevar el caudal al máximo acordado. Se deberá vigilar
detenidamente al mar, en las zonas adyacentes al manifold, para detectar en
forma inmediata posibles pérdidas. En caso de realizar la carga por la noche,
se deberá utilizar un reflector (siempre y cuando sea seguro y viable) para
poder visualizar posibles pérdidas en el agua, en las zonas adyacentes a las
mangueras.
Inicio de la carga por popa
Antes de comenzar este tipo de carga, se deberá identificar con una marca
clara la zona peligrosa que se extiende a no menos de 3 metros desde la
válvula del manifold. Ningún personal no autorizado podrá traspasar la zona
delimitada durante la operación de carga.
Se debe vigilar atentamente que no haya pérdidas. Todas las aberturas, orificios
de ventilación, y puertas que lleven a espacios cerrados deberán permanecer
debidamente cerrados.
El equipo de lucha contra incendio se debe encontrar disponible para su uso
inmediato, cercano al manifold de carga de popa.
Inicio de la carga por proa
79
Buques Petroleros
Los buques que realizan cargas por la proa deberán contar con un diseño que
les permita operar en terminales con características determinadas
(generalmente, amarres de punto fijo), para las cuales se especificarán
procedimientos detallados relativos a su operación y a sus sistemas de
seguridad.
Por lo general, se deberán revisar los siguientes aspectos antes de comenzar
con la carga:

Verificar que el sistema de amarre se encuentre en buenas
condiciones y, de existir algún tipo de desgaste, que este no impida
que la operación se lleve a cabo satisfactoriamente.

La conexión de la manguera de carga debe ser debidamente
inspeccionada para verificar su correcta alineación y estado de las
juntas. Se recomienda realizar, dentro de lo posible, una prueba de
presión con agua para revisar los sellos de las juntas.

Todo sistema de liberación o desacople de emergencia proporcionado
para la conexión de la amarra y la carga se debe encontrar en
perfecto funcionamiento. Se deben revisar estos sistemas antes del
atraque.

Se deben encender y chequear los sistemas de monitoreo de la carga
de la amarra.

Todos los sistemas de comunicación (primarios y secundarios) que
comuniquen con la terminal de carga deben probarse, incluso todo
sistema de control telemétrico.
El tripulante a cargo de la vigilancia de la operación deberá permanecer en su
puesto durante toda la operación de carga. Si la carga se realiza en la noche, se
deberá proporcionar un sistema de iluminación en la proa y las zonas
adyacentes, de manera tal que se pueda vigilar el punto de amarre, el sistema
de amarre, la conexión de la manguera de la carga, las mangueras de carga y
la zona de agua adyacente a la proa.
Carga a través de la sala de bombas
Debido al aumento del riesgo de pérdidas en la sala de bombas, la carga a
través de la sala de bombas no es una buena práctica. Dentro de lo posible, la
carga deberá realizarse a través de las tuberías de ingreso que se encuentran
en la zona de los tanques de carga, con todas las válvulas de la sala de bombas
cerradas.
Toma de muestras de la carga
80
Buques Petroleros
En caso de contarse con los dispositivos necesarios, se recomienda tomar una
muestra de la carga apenas comience la operación. Esto permitirá verificar que
la densidad del producto sea la adecuada para comprobar que el grado correcto
de hidrocarburo está siendo cargado. Dicha toma de muestras deberá realizarse
antes de abrir el resto de los tanques de carga
En el caso de buques tanque no inertizados que lleven carga acumuladora de
estática, cuando se tomen las muestras se deberán tomar los recaudos
pertinentes contra los peligros de la electricidad estática
Controles periódicos durante la carga
Durante la operación de carga el buque deberá controlar, y revisar con cierta
regularidad, todos los tanques llenos y vacíos para verificar que la carga ingrese
en los tanques designados únicamente, y que no haya ninguna descarga de
producto a la sala de bombas o a los cofferdams, o a través de las válvulas de
descarga al mar.
El buque debe revisar los espacios vacíos del tanque a cada hora para calcular
el caudal de carga. Las cifras y el caudal de carga deben compararse con los de
la terminal para identificar cualquier discrepancia.
Los chequeos por hora deberían, dentro de lo posible, incluir la observación y el
registro de los esfuerzos de corte, los momentos flexores, el calado y el asiento
y todo requisito de estabilidad pertinente. Estos datos deben ser comparados
con el plan de carga para asegurarse de que se cumpla con las medidas de
seguridad y de que se cumpla con la secuencia de carga estipulada (o se
realicen los cambios pertinentes). Todas las diferencias que surjan deberán ser
informadas inmediatamente al Oficial Responsable.
Toda disminución de presión debido a causas desconocidas, o toda diferencia
significativa entre los cálculos del buque y los de la terminal sobre las
cantidades que se transfieren, podrían indicar pérdidas en las tuberías o en las
mangueras, especialmente en las tuberías submarinas. En caso de que esto
ocurriera, se deberá detener la carga hasta que se hagan las investigaciones
pertinentes al caso.
El buque debe llevar a cabo inspecciones frecuentes de la cubierta de tanques y
de la sala de bombas para verificar que no haya pérdidas. Las zonas
adyacentes también deberán chequearse con regularidad. En caso de que la
operación se realice de noche, el agua adyacente al buque deberá ser
iluminada (siempre y cuando esto sea viable y seguro).
Variación en el caudal de carga
No se deberá alterar sustancialmente el caudal de carga sin antes informar al
buque.
Cese del bombeo por parte de la terminal
81
Buques Petroleros
Varias terminales exigen un periodo de alerta (stanby) para detener las bombas.
Esto deberá interpretarse según el ítem 24 de los “Lineamientos para Completar
la Lista de Chequeos de Seguridad Buque / Tierra” (ver la sección 26.4), y
deberá ser acordado antes de que comience la carga.
Completar el tanque a bordo
El buque debe avisar a la terminal con tiempo prudencial cuando los tanques
van a ser completados y solicitar que reduzca el caudal de carga lo suficiente
como para permitir un buen control del flujo a bordo del buque. Luego de
finalizar la carga en cada tanque, se deberán cerrar las válvulas principales,
dentro de lo posible, para proporcionar una segregación de dos válvulas a los
tanques llenos. Se deberán revisar cada tanto los espacios vacíos de los
tanques que se hayan terminado de llenar para evitar rebalses debido a
válvulas con pérdidas u operaciones incorrectas.
Se deberá reducir a un mínimo la cantidad de válvulas que deben estar
cerradas durante el periodo de llenado.
El buque no deberá cerrar todas sus válvulas contra el flujo de hidrocarburo.
Antes de comenzar las operaciones de llenado en un amarre offshore, se
deberá verificar el correcto funcionamiento de las comunicaciones buque /
tierra.
Dentro de lo posible, el final de la operación de carga deberá realizarse por
acción de la gravedad. En caso de que sea necesario utilizar las bombas hasta
el final, el caudal de suministro durante el periodo de alerta (stand by) deberá
regularse de manera tal que las válvulas de control de tierra se puedan cerrar
tan pronto como lo requiera el buque. Las válvulas de control de tierra deberán
cerrarse antes que las válvulas del buque.
Controles a la finalización de la carga
Una vez que se haya finalizado la carga, un Oficial Responsable deberá
verificar que todas las válvulas del sistema de carga estén cerradas, así como
todas las aberturas del tanque, y que todas las válvulas de alivio de
presión/vacío se encuentren en posición para su correcto funcionamiento.
Carga desde el cielo del tanque
El hidrocarburo volátil o no-volátil, que tenga una temperatura mayor a su punto
de inflamación menos 10° C, nunca debe ser cargado desde el cielo de un
tanque que no esté libre de gases.
Puede haber normativas específicas dictadas por el puerto o la terminal,
relativas a la carga desde el cielo del tanque.
82
Buques Petroleros
El petróleo no volátil, a una temperatura menor de su punto de inflamación
menos 10°C se puede cargar desde el cielo del tanque en las siguientes
circunstancias:


Si el tanque en cuestión está desgasificado, siempre y cuando no se
pueda producir contaminación por petróleo volátil.
Si existe un acuerdo previo entre el Capitán y el representante del
puerto.
El extremo libre de la manguera debe estar amarrado a la brazola del tanque
para evitar el movimiento.
No deben cargarse o transferirse ni lastre o SLOP desde el cielo dentro de un
tanque que contenga una mezcla gaseosa inflamable .
Procedimientos de descarga
Acuerdo conjunto sobre los preparativos de la descarga
Antes de comenzar la descarga del producto, el oficial responsable y el
responsable de la terminal deberán dejar sentado formalmente que tanto el
buque como la terminal se encuentran preparados para llevar a cabo la
operación de forma segura.
Operaciones de bombas y válvulas
Durante las operaciones de bombeo, no deberá haber cambios abruptos en el
caudal.
Las bombas reciprocantes principales pueden ejercer una vibración excesiva en
los brazos metálicos de carga y descarga, lo cual puede provocar pérdidas en
las los acoples y uniones giratorias, incluso pueden causar daños mecánicos en
la estructura de soporte. Dentro de lo posible, se recomienda no utilizar dichas
bombas.
En caso de que hubiera que usarlas, se debe intentar escoger la bomba con
menor velocidad crítica de bombeo o bien, si se utiliza más de una bomba,
intentar emplear distintas velocidades para reducir la vibración al mínimo. Se
debe vigilar el nivel de vibración durante toda la descarga.
Se deben operar las bombas centrífugas a velocidades que no produzcan
cavilación, ya que se puede dañar la bomba u otros equipos del buque o de la
terminal.
Descarga a tanque cerrado
Los buques cuyo sistema de gas inerte opere adecuadamente pueden
considerarse dentro de los que realizan la descarga a tanque cerrado.
83
Buques Petroleros
En los buques no inertizados la descarga, sondaje y muestreo debe
normalmente llevarse a cabo con todos las tapas de registros y vacíos cerradas.
Se admitirá el ingreso de aire al tanque a través del sistema dedicado de
venteo.
Cuando la carga pase de un tanque a otro durante la operación de descarga, se
debe tener especial cuidado para verificar que los vapores sean venteados a
cubierta a través de las aberturas de cubierta protegidas por arrestallamas.
En casos de buques cuyo diseño no admite el ingreso de aire a través del
sistema de vapor a un caudal satisfactorio, se podrá admitir el ingreso de aire a
través de un orificio de inspección visual o tapa de registro, siempre y cuando
esté equipado con arrestallama permanente. En este caso, ya no se
considerara que el buque está realizando descarga a tanque cerrado.
Procedimiento de gas inerte
Los buques que utilizan en sistema de gas inerte (SGI) deben contar con un
sistema que esté en funcionamiento y que produzca, al comienzo de la
descarga, gas inerte de buena calidad (es decir, con bajo contenido de
oxígeno). El sistema debe estar en permanente funcionamiento y debe hacerlo
correctamente a lo largo de toda la descarga o el deslastre. En la sección 7.1 se
brinda información detallada sobre la operación del Sistema de Gas Inerte.
La descarga de carga no debe comenzar hasta que:





Todos los tanques de carga involucrados, incluso los tanques de slop,
estén interconectados con la tubería principal de gas inerte.
Todas las otras aberturas del tanque de carga, incluso las válvulas de
venteo, estén debidamente cerradas.
La tubería principal de gas inerte esté aislada de la atmósfera y de la
tubería principal de carga, si hubiere una conexión cruzada entre
ellas.
Que la planta de gas inerte esté operando.
La válvula de aislamiento de cubierta esté abierta.
Una presión de gas inerte baja pero positiva luego de que haya finalizado la
descarga permitirá el drenaje de la bandeja de goteo del manifold a un tanque y,
de ser necesario, permitirá el goteo manual de cada tanque.
Presurización de tanques
Cuando el petróleo de alta presión de vapor (por ejemplo, la gasolina natural y
ciertos crudos) alcanza un nivel bajo en los tanques de carga, el líquido restante
a veces es insuficiente para mantener las bombas de carga cebadas. Si el
buque cuenta con un sistema de gas inerte, se lo puede utilizar para presurizar
los tanques de carga y así mejorar el rendimiento de las bombas.
84
Buques Petroleros
Descarga al costado de la terminal
Las válvulas en la tierra que comunican con los tanques que recibirán la carga
deben estar completamente abiertas antes de que se abran las válvulas del
manifold del buque tanque. Si hubiera alguna posibilidad de que, debido a la
elevación de los tanques en la tierra por encima del nivel del manifold del
buque, pudiera existir presión en la tubería de la tierra, y si al mismo tiempo
esta tiene instalada válvulas de no retorno (verificar), el buque debe ser
informado y las válvulas del manifold del buque no deben abrirse hasta que las
bombas hayan desarrollado una presión adecuada.
La descarga debería empezar a un caudal lento para solo ser incrementada al
caudal convenido cuando, tanto el buque como la terminal, estén seguros de
que el flujo de y hacia los tanques designados se esté produciendo
correctamente.
Descarga en una terminal off-shore
Antes de comenzar la descarga en una terminal offshore, las comunicaciones
entre el buque y la tierra deben ser totalmente probadas y comprendidas. El
buque no deberá abrir las válvulas del manifold ni empezar a bombear antes de
que haya sido recibida desde tierra una señal clara (que indique que la terminal
está lista).
La descarga deberá comenzar lentamente hasta que el sistema haya sido
probado y solo entonces se podrá aumentar gradualmente la velocidad hasta
alcanzar el caudal o presión máxima acordada. Se deberá controlar
atentamente el mar en las cercanías de las mangueras para detectar posibles
pérdidas. Durante la noche, si es seguro y practicable, una luz brillante debería
iluminar el agua en las cercanías de las mangueras.
Descarga por popa
Antes de comenzar la descarga por una línea de popa, se deberá demarcar
claramente un área de peligro de no menos de 3 metros desde la válvula del
manifold. No se deberá permitir el ingreso a la misma de personal no autorizado
durante la totalidad de la operación de descarga.
Se deberá controlar atentamente la presencia de cualquier pérdida, y todas las
aberturas, tomas de aire y puertas que den a espacios cerrados deberán
mantenerse bien cerradas.
El equipo de lucha contra incendios deberá estar desplegado y listo para ser
usado en las inmediaciones del manifold de descarga de popa.
Controles periódicos durante la descarga
Durante todo el proceso de descarga, el buque deberá monitorear y controlar
periódicamente todos los tanques (tanto los llenos como los vacíos) para
85
Buques Petroleros
confirmar que la carga provenga solo de los tanques designados, y que no haya
escapes hacia las salas de máquinas o cofferdams, ni a través de las válvulas
de descarga al mar o fuera de borda.
El buque debe controlar los vacíos en los tanques una vez por hora para
calcular un caudal de descarga. Los resultados que se obtengan en el buque
deberán ser comparados con los que se obtengan en tierra para identificar las
posibles discrepancias.
Estos controles deberían incluir, donde fuera posible, observaciones y registros
del esfuerzo de corte, del momento flexor, del calado, el asiento y de cualquier
otro requisito relevante en cuanto a estabilidad del buque en particular. Esta
información debe ser cotejada con el plan de descarga requerido para verificar
que todos los límites sean respetados y que la secuencia de descarga pueda
ser seguida, o enmendada, según se requiera. Cualquier discrepancia debe ser
inmediatamente comunicada al Oficial Responsable.
Cualquier caída en la presión o discrepancia identificada entre los estimativos
de cantidad del buque tanque y la terminal, podría indicar perdidas en las
tuberías o en las mangueras, en particular si se trata de tuberías submarinas, y
requiere que las operaciones de carga sean interrumpidas hasta que se hayan
hecho las investigaciones correspondientes.
El buque debe llevar a cabo inspecciones frecuentes de la cubierta de carga y
de la sala de bombas para controlar que no haya ninguna pérdida. Lo mismo
deberá suceder con las áreas adyacentes al buque. Durante la noche, si es
seguro y viable, el agua alrededor del buque debería ser iluminada.
Variaciones en el caudal de descarga
Durante la descarga, el flujo de la carga deberá ser controlado por el buque
tanque acorde a lo establecido con la terminal.
El caudal de descarga no deberá modificarse en forma sustancial sin informar a
la terminal
Manejo simultáneo de carga y lastre
Si el lastrado de los tanques de carga se lleva a cabo en forma simultánea con
la descarga de la carga, puede ocurrir que los vapores sean emitidos desde los
tanques a los que se les está cargando lastre, en cuyo caso se deberán tomar
las precauciones apropiadas.
Se debe consultar la sección 11.5.8 las instrucciones en cuanto al control de
emisiones durante y después del lavado con crudos.
Fallas en el sistema de gas inerte durante la descarga
86
Buques Petroleros
Se deberá hacer referencia a la sección 7.1.12 en cuestiones relacionadas a las
medidas que se deberán tomar en el caso de que ocurriera una falla en el
sistema de gas inerte durante la descarga de la carga.
Achique y drenado de los tanques de carga
Si durante la descarga del lote principal de carga, un tanque de slop u otro
tanque seleccionado es utilizado para recibir el drenaje de los tanques que
están siendo barridos, el personal deberá tener en cuenta que el espacio vacío
en el tanque receptor irá disminuyendo. En esas circunstancias, se deberá tener
mucho cuidado para evitar un rebalse, y se deberán tomar las precauciones
adecuadas con respecto a cualquier vapor que pueda ser emitido.
Ya que el aire y/o burbujas de gas en un líquido pueden generar electricidad
estática, las bombas de barrido y los eductores deberían ser operados de modo
de evitar, tanto como sea posible, que aire o gas queden atrapados en la
corriente de líquido.
Vaciado de tuberías y mangueras luego de las operaciones de
carga
El procedimiento para vaciar las tuberías y mangueras o brazos entre la válvula
de la tierra y el manifold del buque dependerá de las instalaciones disponibles y
de si estas incluyen un tanque de slop o algún otro receptáculo. Las alturas
relativas de los manifolds del buque y de la tierra pueden también influir en los
procedimientos.
Desplazamiento del contenido de tuberías mediante el uso de
agua
En buques tanque que tienen un sistema de lastre segregado, el uso de
bombas de carga en una succión de mar debe ser evitado si es posible. Aún
así, algunas terminales requerirán que el buque desplace con agua el contenido
de las mangueras o brazos (y quizá de las tuberías de la tierra) una vez
terminadas las operaciones de carga. Debido al incremento del riesgo de
polución, esta práctica solo debería llevarse a cabo si es esencial y debe ser
cuidadosamente planificada y ejecutada. Antes del comienzo del
desplazamiento, el buque y la terminal deberán acordar los procedimientos a
adoptar, en particular la cantidad de agua a ser bombeada y el caudal de
bombeo.
Se debe prestar atención particular al venteo de las bombas de carga y a
garantizar que no ocurrirá un escape de hidrocarburo cuando se abra la válvula
de mar.
Se debe tomar como referencia la publicación de ICS/OCIMF “Prevention of oil
spillages through cargo pumproom sea valves”
Drenado de líneas
87
Buques Petroleros
Una vez completada la carga, las tuberías de carga de cubierta del buque
deberán ser drenadas hacia tanques de carga apropiados para asegurar que la
expansión térmica de los contenidos de las tuberías no cause pérdidas o
distorsión. Las mangueras o brazos, y quizá una parte del sistema de tuberías
entre la válvula de la tierra y el manifold del buque, son también habitualmente
drenadas hacia los tanques del buque. Deberá dejarse suficiente espacio vacío
en los tanques finales para poder recibir el drenaje proveniente de las
mangueras o brazos y las tuberías de la tierra o del buque.
Una vez completada la descarga, las tuberías de carga de cubierta deberán ser
drenadas hacia un tanque apropiado, para luego ser descargadas en tierra o a
un tanque de slop.
Una vez completado el drenaje, y antes de que las mangueras o brazos sean
desconectados, las válvulas del manifold del buque y las válvulas de la tierra
deberán cerrarse, y los tapones de drenaje en el manifold del buque deberán
abrirse para que drenen hacia tanques fijos de drenado o hacia bandejas de
drenaje portátiles. Los manifolds de carga y las mangueras o brazos deberán
ser debidamente tapados luego de ser desconectados. El contenido de las
bandejas de drenado (fijas o portátiles) deberá ser transferido a un tanque de
slop o algún otro receptáculo seguro.
Vaciado de mangueras y brazos de carga hacia la terminal
Si las mangueras o brazos tienen que ser vaciados hacia la terminal mediante el
uso de aire comprimido o de gas inerte, se deberán observar estrictamente las
siguientes precauciones para evitar la posible creación de una carga
electrostática o de daño mecánico a los tanques o equipos.





El procedimiento a ser adoptado debe ser acordado entre el buque y
la terminal.
Tiene que haber suficiente espacio vacío en el tanque receptor.
Para asegurarse de que la cantidad de aire comprimido o de gas
inerte se mantenga mínima, la operación debe ser detenida apenas la
tubería haya sido vaciada.
La toma del tanque receptor deberá estar ubicada bien por encima de
cualquier agua que pueda haber en el fondo del tanque
La operación de vaciado debe ser supervisada en forma continua por
una persona a cargo.
Vaciado de mangueras y brazos de carga hacia el buque
El vaciado de mangueras y brazos de carga hacia el buque mediante el uso de
aire comprimido no se deberá llevar a cabo debido al riesgo de:




Generación de electricidad estática.
Compromiso de la calidad del gas inerte
Sobre presurización de tanques o tuberías
Neblinas de hidrocarburo emanando de los orificios de venteo del tanque.
88
Buques Petroleros
Vaciado de las tuberías de carga del buque
Cuando se use aire comprimido o gas inerte para vaciar las tuberías del buque,
por ejemplo, cuando se evacua la columna de líquido que está arriba de una
bomba de pozo profundo, pueden surgir peligros similares a los descriptos en
los puntos anteriores, por lo que se deben mantener las mismas precauciones.
Las operaciones de vaciado de tuberías se deben llevar a cabo de acuerdo a
los procedimientos operativos establecidos para cada buque en particular.
Liberación de gas del fondo de los tanques
Se puede generar un fuerte campo electrostático al soplar aire o gas inerte en el
fondo de un tanque que contiene un hidrocarburo acumulador de estática. La
existencia de agua o materia en forma de partículas en la carga, el efecto es
todavía peor, ya que las burbujas de gas que se elevan harán efecto sobre las
partículas o las gotas de agua. Mientras se asientan, los contaminantes
generarán una carga estática dentro de la carga. Por lo tanto, un período de
asentamiento de 30 minutos deberá observarse luego de que se haya llevado a
cabo cualquier soplado de tuberías hacia un tanque que pudiera tener una atm.
Se deben tomar precauciones para minimizar la cantidad de aire o de gas inerte
que entra a los tanques que contengan hidrocarburos acumuladores de estática.
De cualquier modo, lo mejor es evitar la práctica de soplar tuberías hacia
tanques que contengan carga.
Allí donde sea posible, las tuberías de carga deberían ser drenadas mediante la
acción de la gravedad.
Recepción de nitrógeno desde la costa
La tripulación deberá tener conocimiento de los riegos potenciales asociados
con el nitrógeno, y en particular los relativos al ingreso a espacios cerrados o
áreas cercanas a orificios de venteo que pudieran ser pobres en oxígeno. Las
altas concentraciones de nitrógeno son particularmente peligrosas porque
pueden desplazar suficiente aire como para reducir los niveles de oxígeno hasta
un punto en el cual la gente que ingresa al área puede perder el conocimiento
debido a la asfixia. El nitrógeno no puede ser detectado por los sentidos del ser
humano, por lo que no se puede contar con el olfato para detectarlo. La
tripulación podría no reconocer los síntomas físicos o mentales a tiempo como
para tomar medidas preventivas
Si se requiriera la utilización de nitrógeno proveniente de la costa (por ejemplo,
para el purgado de tanques, para aplicar un colchón a la carga o para el vaciado
de tuberías), el buque debería tener en cuenta que la presión del mismo puede
ser alta (hasta 10 bar) y tener un ritmo de flujo alto, por lo cual la operación
puede ser potencialmente peligrosa debido al riesgo de sobrepresurización de
los tanques de carga. Por lo tanto, se deberá realizar una evaluación de riesgo,
y la operación solo deberá efectuarse si las medidas de respuesta al peligro
89
Buques Petroleros
están siendo aplicadas. Como mínimo, se deberá cumplir con las precauciones
que se detallan en la sección 7.2.2.
Una manera de reducir el riesgo de sobrepresurización es asegurar que el
tanque tenga orificios de venteo con una capacidad de ritmo de flujo mayor que
la toma de nitrógeno. Allí donde el control de vapores y las normativas en
cuanto a emisiones requieran operaciones cerradas, el flujo entrante de
nitrógeno debe ser mantenido a un ritmo igual o menor que el flujo máximo
posible de vapor que soporte la tubería de retorno de vapor. Se deberán
acordar medidas activas para asegurarse de que esto ocurra. Se podrá instalar
una manguera pequeña o un reductor antes del manifold para reducir el ritmo
de flujo, pero la presión debe ser controlada por la terminal. Un medidor
permitirá al buque monitorear la presión.
No es apropiado intentar reducir el flujo de gas mediante el uso de la válvula del
manifold del buque, la cual ha sido diseñada para controlar el flujo de líquido.
Aún así, el manifold puede y debe ser utilizado como cierre rápido en una
emergencia. Se debe tener en cuenta que el efecto de un golpe de sobre
presión no es tan violento en el caso de los gases como lo es en el caso de los
líquidos.
Las cargas delicadas, como por ejemplo algunos aceites lubricantes muy
especializados, puede que tengan que ser transportados debajo de una capa o
colchón de nitrógeno proveniente de la costa. En estos casos, es preferible
purgar completamente el tanque de carga antes de cargarlo. Luego de que el
purgado haya finalizado, la carga de la carga en condiciones cerradas creará el
colchón necesario dentro del tanque. Esto reduce de manera significativa el
riesgo de sobrepresurización que existe cuando se aplican colchones de
nitrógeno proveniente de la costa en un procedimiento separado, una vez que
se terminó con la carga.
Pigging
“Pigging” es una forma de vaciado de tuberías en la cual un objeto,
habitualmente un cilindro o esfera de goma conocida como “chancho”, es
empujado a través de una tubería mediante un líquido o mediante el uso de aire
comprimido. Un “pig” puede ser usado para vaciar completamente la tubería (en
cuyo caso será empujado por agua o aire comprimido), o luego de que la
tubería haya sido utilizada con un hidrocarburo de un grado determinado y se
necesite asegurar que la tubería quede lo más libre de producto posible, en
cuyo caso lo más probable es que se utilice el siguiente grado de hidrocarburo
para empujar al “pig”.
Un procedimiento habitual para atrapar al “pig” una vez que sale de la tubería es
que la terminal de la costa provea un aparato receptor el cual se monta fuera de
la borda a la altura del manifold del buque, del cual el “pig” puede ser extraído
posteriormente.
90
Buques Petroleros
Se considera que una presión de alrededor de 2,7 bar (40 psig) es la mínima
necesaria para empujar al “pig”, pero puede que se utilicen presiones de hasta 7
bar (100 psig).
Antes de realizar alguna operación de “pigging”, el oficial a cargo y la terminal
deberán acordar los procedimientos y salvaguardas relacionadas que serán
puestos en práctica. Se deberán debatir y acordar cuestiones relativas a: el
volumen de líquido/gas propulsor; presiones; tiempo que le tomará al “pig”
recorrer toda la tubería; volumen de carga residual en la tubería; y la cantidad
de espacio vacío disponible.
Durante la operación de “pigging”, la terminal deberá monitorear la presión por
delante del “pig” para asegurarse de que no se trabó en ninguna parte de la
tubería. Si el “pig” no arriba dentro de los tiempos estimados, puede significar
que su movimiento dentro de la tubería se encuentre restringido.
Una vez completada la operación de “pigging”, la terminal deberá verificar que
el “pig” ha arribado. Cualquier presión residual en la tubería de la costa debe
ser eliminada antes de abrir el receptor del “pig” o de desconectar las
mangueras y brazos de carga.
El personal del lado receptor deberá tener en cuenta que podrá haber
sedimento en el aparato receptor y que, por lo tanto, deberán contar con medios
para ocuparse del mismo (por ejemplo trapos, materiales absorbentes,
tambores, etc).
Consideraciones en relación con la estabilidad, el esfuerzo, el
asiento y el movimiento de líquidos dentro del tanque
Los buques tanque petroleros de casco simple usualmente tienen tan elevada
altura metacéntrica en todas las condiciones de carga y lastrado que se los
puede considerar como inherentemente estables. Mientras que el personal del
buque tanque tendrá siempre que tener en cuenta los momentos flexores
longitudinales y las fuerzas de roce verticales, la estabilidad propiamente dicha
de un buque de estas características rara vez ha sido causa de preocupación.
Sin embargo, la aparición de los cascos dobles en el diseño de los buques
tanque ha cambiado esta situación.
Efecto de superficie libre
El problema principal que se podrá encontrar es el efecto en la altura
metacéntrica transversal de la superficie libre del líquido en los tanques de
carga y de lastre.
Dependiendo del diseño, tipo y cantidad de estos tanques, el efecto de
superficie libre podría dar como resultado la reducción significativa de la altura
metacéntrica transversal. Esta situación será más grave en los casos en que se
de una combinación de tanques de carga anchos que no tengan un mamparo
91
Buques Petroleros
central con tanques de lastre que tampoco tengan un mamparo central
(Tanques “U”).
Las etapas más críticas de cualquier operación son el llenado los tanques de
lastre de doble fondo durante la descarga de la carga y el vaciado de los
tanques durante la descarga de la carga. Si se afloja la suficiente cantidad de
tanques de carga y de lastre simultáneamente, el efecto general de superficie
libre podría perfectamente ser suficiente para reducir la altura metacéntrica
transversal hasta un punto en el cual la estabilidad transversal del buque puede
verse amenazada. Esto podría resultar en el desarrollo por parte del buque de
una escora o ángulo de inclinación pronunciados. Un área de superficie libre
grande es especialmente capaz de provocar inestabilidad cuanto más grande
sean el sondaje (“innages”) y el centro vertical de gravedad alto asociado a
este.
Es imperativo que el buque tanque y el personal de la terminal involucrado en
las operaciones de carga y lastre sean concientes de este problema potencial, y
que todas las operaciones de carga y lastre se lleven a cabo estrictamente de
acuerdo con el manual de carga del buque.
Allí donde estén instalados, los aparatos de trabado para prevenir que
demasiados tanques de carga y lastre sean operados en simultáneo (y de esa
manera generando un efecto excesivo de superficie libre) deberán estar
siempre funcionando perfectamente, y nunca deberán ser anulados.
Los buques que operen con una altura metacéntrica limitada deberían estar
equipados con una computadora de carga que calcule la altura metacéntrica.
Desgasificado de tanques
El desgasificado es la operación tendiente a eliminar los gases de un
compartimiento o bien reducirlos a concentraciones seguras por debajo del
Límite Inferior Explosivo.
A bordo de los buques surgen dos situaciones de existencias de gases:
Tóxicos o inflamables, cada uno representando un trato particular para el
desgasificado de tanques.
La eliminación de los gases tóxicos se realiza de dos maneras:


Por eliminación de gases, extrayendo la atmosfera interna al mismo
tiempo que se permite una entrada de aire puro al recinto
Por dilución de gases, al inyectarse una corriente de aire puro, lo
suficientemente intensa como para asegurar su rápida dilución y
arrastre.
La eliminación de los gases explosivos o inflamables, gases que son los que
generalmente van a bordo de buques tanque, merecen una mayor detención en
su estudio. El riesgo de inflamación o incendio de estos gases tienen un origen
92
Buques Petroleros
común: El hecho de que existan mezclas gaseosas dentro del rango explosivo
de inflamación, y que existan fuentes de energía termina que los inflamen. Las
formas de evitar dicho riesgo, en síntesis, son las siguientes:



Que la mezcla gaseosa se encuentre por debajo del L.I.E. (Limite Inferior
Explosivo), es decir que sea una mezcla “pobre”.
Que la mezcla gaseosa se encuentre por encima del L.S.E. (Limite
Superior Explosivo), es decir una mezcla “rica”.
Evitando cualquier fuente de calor.
El L.I.E. es el porcentaje mas bajo, por volumen, de una mezcla de gases
explosivos que propagará una flama en el aire a 25° C y a presión atmosférica.
El L.S.E. es un limite en el cual la mezcla de gases esta tan concentrada que
no hay suficiente oxigeno como para que se produzca inflamación.
Desde el punto de vista de las reglamentaciones técnicas, se considera que un
espacio o compartimiento esta en condición segura o desgasificada cuando la
concentración de gases esta por debajo del 25% del L.I.E.
Como norma práctica y segura se debe considerar que para lograr la condición
de desgasificado de un tanque con gases, se requiere cambiar su atmosfera
interna no menos de 6 o 7 veces.
Sistemas de desgasificado
1. Por lavado de compartimiento
Consiste en emplear agua o productos químicos, entre otros elementos, para
desprender los residuos de petróleo, costras de oxido y lodo o fango del fondo.
En este método siempre se va a detectar una proporción de gases remanentes
que a veces pueden estar por sobre el L.I.E. o muy cerca de este. El éxito de
eliminar estos gases depende de si el lavado es complementado por una tarea
de remoción manual de los residuos y partículas de petróleo. En general puede
decirse que después del lavado es recomendable eliminar los gases
remanentes por medio de otro medio de desgasificado.
2. Por dilución de los gases (ventilado)
Es el proceso de eliminación de gases por su dilución en una corriente intensa
de aire. El éxito o eficacia del método depende de:





Velocidad de la corriente del aire
Caudal ingresante
Número de ventiladores o toberas y números de bocas de salida,
es decir
de la formación de una corriente de aire
d) Adeudada “turbulencia” para lograr el arrastre de los gases
93
Buques Petroleros
Dicha corriente puede provenir de diversas formas de ventilado, tales como:

Natural por boca de escotilla: los gases, al ser mas pesados que el
aire, salen naturalmente por la boca de escotilla. Es peligroso y
demanda una cantidad de tiempo considerable.

Por medio de manguerotes de lona o “catavientos”: Es la forma más
sencilla de lograr una corriente de aire dirigida. Para ellos se
emplean manguerotes de lona que se introducen en la boca de
escotilla. El uso de estos dispositivos permite en condiciones óptimas
un caudal no mayor a 60m3 de aire/hora, caudal muy reducido que
para un tanque de 1000m3 de capacidad implica no menos de 96
horas (4días) para lograr desgasificado.

Por medio de ventiladores mecánicos: Impulsados por motores
eléctricos, aire comprimido, vapor o agua a presión. Se combinan
con los manguerotes para darle dirección a la corriente de aire.

Por medio de “eyectores sistema Venturí”: trabajan en el orden de los
10.000 a 12.000 m3/hora, permitiendo desgasificar un tanque de
1000 m3 en 30 minutos. No necesitan ser prolongados por tubos o
manguerotes. Tienen una gran ventaja sobre los ventiladores
mecánicos ya que no poseen ningún mecanismo o parte móvil, lo
que asegura un óptimo grado de seguridad y simpleza de
funcionamiento.
3. Por extracción de los gases
Es el proceso de extracción de la atmosfera interna de un tanque y se realiza
por medio de extractores. Este método es teóricamente el más eficaz y seguro
debido a que la succión se realiza en las proximidades del fondo del tanque.
Sin embargo, este método ofrece otros inconvenientes: la expulsión de los
gases se produce por alguna boca de escotilla, y estos gases se extienden
luego por sobre la cubierta del tanque con el consiguiente riesgo. De allí que a
pesar de las bondades que ofrece este sistema resulta siempre más eficaz
recurrir al ventilado , ya que de una u otra forma resulta siempre más seguro
aquel método que implica una menor dilación de eliminar los gases, y esto se
consigue sin lugar a dudas por medio de ventilado. Hay dos tipos de métodos
de extracción conocidos:

Por medio de extractores mecánicos. Estos son semejantes a los
que se utilizan como ventiladores, e inclusive en muchos casos se
emplean en forma indistinta, ya sea como extractores o
ventiladores por simple inversión del equipo. Su principio de
funcionamiento es similar, es decir actúan por aire comprimido,
vapor vivo o agua a presión o bien eléctricos. Se instalan de igual
modo que los ventiladores por las bocas registro o bocas
94
Buques Petroleros
escotillas de los tanques y se les debe agregar una manga o tubo
flexible para que la succión se produzca en la parte inferior del
tanque.

Por medio de “eyectores tipo Venturí”. Son similares a los que ya
hemos descripto anteriormente, con la diferencia de que en lugar
de introducir una corriente de a aire al tanque, la extraen,
proyectándola por fuera de la boca escotilla o registro a una
velocidad tal que permita que los gases extraídos mezclados con
el aire se proyecten con fuerza en la atmósfera libre. También
suelen instalarse en forma fija sobre todo en cuartos de bomba o
coferdanes, eyectores Venturí de caudal reducido, aún cuando su
uso no está muy difundido.
4. Inertizado
Es la eliminación del oxigeno presente en la masa gaseosa. Se logra cuando la
concentración de oxigeno resulta ser menor al 10%. Para conseguir esto se
introduce un gas inerte que reemplaza al gas original (CO 2 o N), o bien por el
llenado del tanque con agua.

Inertizado con agua (neutralizado): Esto se consigue llenando con agua
el tanque hasta que rebalse por su boca registro; de esta manera todos
los gases contenidos inicialmente van siendo eliminados en la medida
que se va llenando. Indudablemente, así lleno de agua el compartimento
contaremos con una condición segura, pero para poder realizar
reparaciones o inspecciones en su interior tendremos que utilizar
equipos de inmersión especiales lo cual representa el problema. Por
esta razón es un método que sirve para “neutralizar” tanques o recintos
adyacentes al que queremos trabajar. Una variante del sistema es el de
vaciar el tanque una vez que ha sido llenado y los gases han sido
evacuados, pero aún de esta forma, salvo que se proceda previamente
al lavado a fondo del mismo, el tiempo que permanecerá el tanque sin
gases va a ser limitado debido a que los residuos remanentes de
petróleo pronto van a generar nuevos gases. Resumiendo, es un método
solamente apto para neutralizar tanques adyacentes al que queremos
reparar o inspeccionar o desgasificar un tanque por períodos breves de
tiempo (no mayores a 30 minutos, sin generar en su interior ninguna
clase de energía calórica)

Inertizado con CO2 o N: El procedimiento más eficaz y seguro es el de
eliminar el oxígeno inyectando gases inertes, tales como CO2 o N,
empleándose el primero por su costo económico y facilidad de
obtención. La cantidad de gas inerte a inyectar en un tanque se calcula
en forma muy práctica dividiéndose por 2 el volumen del espacio a
inertizar; el valor así obtenido en m3 es el volumen de gas necesario,
conociendo la relación de gas/peso líquido de gas utilizado (por Ej. 1 Kg.
de CO2 en estado líquido = 0,56m3 de gas CO2) se calcula la cantidad
95
Buques Petroleros
en Kg. del producto necesario. El gas inerte seleccionado para realizar la
operación se inyecta dentro del espacio a inertizar por medio de una
tubería fija o volante habiendo previamente estancado el recinto.
Cuando se inyecta CO2 como gas inerte por medio de tuberías
eléctricas (e inclusive por tuberías fijas) se debe corroborar previamente:
No descargar el CO2 sin constatar una adecuada continuidad eléctrica
entre la fuente del gas y la hora de salida del tanque y colocar un tanque
de descompresión intermedio entre la batería de CO2 y el tanque para
diminuir la velocidad de salida del gas. Estas precauciones son
ocasionadas por la alta capacidad que tiene el CO2 en formar cargas
estáticas importantes con la consiguiente formación de chispas.

Inertizado por “vaporizado”: La saturación con vapor vivo es un
procedimiento práctico y usual para lograr el inertizado. Ofrece la ventaja
de su facilidad de operación pero representa el inconveniente de que
resulta imposible trabajar dentro del espacio vaporizado por la alta
temperatura. Es un medio muy efectivo para inertizar tanques
adyacentes al que queremos trabajar.

Inertizado por medio de los gases provenientes de los humos escapes
de calderas o motores: Los gases provenientes de la combustión de los
quemadores de calderas o bien de escapes de los motores, ricos en
CO2 y N pueden ser utilizados como gases inertizantes a bordo de los
buques. Este es el método que actualmente se utiliza en los
superpetroleros como medio de prevenir explosiones a bordo. Estos
gases que son expulsados a temperaturas del orden de los 250° C y con
elevados contenidos de compuestos sulfurados y hollín, luego de pasar
por una “torre de lavado y enfriamiento” en la cual se depuran y
refriegan, son inyectados a las cisternas de carga del buque a presiones
muy bajas, manteniendo por medios automáticos la condición de
inertizado dentro de aquellas y cualquiera sea su condición operativa:
carga, descarga, lavado, etc.; para ello suministran el caudal necesario
de gases de acuerdo al requerimiento.
Lavado de Tanques
El proceso de lavado de tanques de los petroleros es una de las operaciones
más comunes a bordo de estos buques, y se recurre a ello ya sea para:





Lavarlo y luego desgasificarlo con vistas a inspeccionar dichos
compartimientos.
Para proceder a reparaciones locales o generales con herramientas en
frío o trabajos que generen calor.
Para permitir el transporte de productos “blancos” luego de hacerlo con
productos “sucios de pesados”.
Para llegar al próximo puerto con lastre propio.
Para convertir a un buque cisterna en transporte de cargas especiales
como granos o aceites.
96
Buques Petroleros

Para asegurar el buque durante el viaje en lastre.
Para efectuar el lavado de estos compartimientos existe una gama variada de
métodos o sistemas. La selección de estos métodos depende de la finalidad de
los compartimientos a utilizar, el tiempo, el factor económico, factores técnicos
u operativos, factores de seguridad, etc.
La finalidad del lavado consiste en:



La remoción de las escamas herrumbrosas, regueros o películas de
petróleo, parafinas y residuos varios.
Remoción del fondo o lodo de los tanques, consistente en
acumulaciones de petróleos, aceites, barro, residuos varios y agua
mezclada con arena, carbones, etc.
Remoción de los gases del petróleo.
En todo proceso de lavado, salvo excepciones, el agente básico es el agua,
sea de mar o dulce; la primera es eficaz con tanques que hayan contenido
petróleo crudo, fuel oil, asfalto, o cualquier otro producto pesado, en cambio no
es conveniente utilizarla con productos livianos como la nafta, bencinas, etc.,
pues su reacción química estimula la ventilación de los gases, empleándose el
agua dulce con mejores resultados. El agua puede tener como agregado
detergentes químicos, se puede usar a temperatura ambiente o a elevadas
temperaturas, en estado de vapor, o bien en soluciones químicas como la soda
cáustica.
El sistema primario de lavado consiste en el “baldeo a mano”, por medio de
mangueras y con agua a presión. En la actualidad, esta forma de trabajo ha
sido prácticamente anulada con la aparición de “maquinas de lavado” que
suplen la labor humana con menores costos y un mayor grado de seguridad.
Selección del sistema de lavado a utilizar. Factores que
lo determinan
1. Finalidad del lavado u objeto

Para inspecciones de tanques, o reparaciones en frío realizar en su
interior.
Cuando el objeto de lavado sea permitir la entrada al compartimento de
personal que deba realizar eventuales inspecciones, o reparaciones
menores con el empleo de herramientas que no produzcan o generen
calor (reparaciones en frío) y que además de estas consideraciones las
reparaciones sean de carácter local (que abarque zonas o lugares
determinados del buque); en estas condiciones la finalidad del lavado
será producir la eliminación de gases tóxicos y explosivos por un período
de tiempo limitado, generalmente breve, y por supuesto evitar que estos
97
Buques Petroleros
gases se regeneren en cantidad suficiente durante todo el tiempo que
insuma esta tarea; es decir que al finalizar el lavado, el porcentaje de
gases deberá encontrarse dentro de los límites permisibles de la
condición “Seguro para hombre - No seguro para buque”, y que en
el interno del compartimento no queden residuos remanentes en
cantidad que lleguen a variar esa condición durante el lapso de trabajo.
Normalmente, para lograr esa condición se requiere:
· Si se adopta como método de lavado manual o mecánico con agua,
sólo será necesario proceder a un baldeo, que en el primero de los
casos deberá ser precedido del “precalentado” con vapor para facilitar el
desprendimiento de los residuos de petróleo, y en el segundo caso no
será necesario, siempre y cuando éste se realice con agua caliente.
· Si se adopta alguno de los sistemas químicos (no aconsejables
para esta condición), se procederá a si ejecución de acuerdo a las
especificaciones propias de cada producto.
· Queda descartado para lograr esta condición el empleo de
sistemas de lavado con productos “livianos”.
En todos los casos, a posteriori del lavado, se evacuarán los gases
remanentes, ya sea por medio de ventilación natural con manguerotes
de lona o con equipos mecánicos según sean las posibilidades.

Para realizar reparaciones generales o con trabajos en “caliente”.
Si el motivo del lavado es la posterior ejecución de reparaciones de
carácter general o con trabajos que requieren o generan calor, como ser
la soldadura, remachado, percusión, etc. , el propósito no será
únicamente la eliminación de los gases tóxicos sino también la de todo el
resto de gas explosivo, y por consiguiente de todos los elementos que
son capaces de generarlos a posteriori, es decir la remoción de la
película del petróleo, adherencias, costras, residuos, etc. , además de
las tuberías de carga, calefacción, cuartos de bombas, etc. , a efectos de
lograr la condición ”Seguro para hombre – Seguro para buque”.
Respecto de ello debemos considerar que siempre, en un
compartimento del que no se han eliminado residuos, existe la
posibilidad de que mezclas inflamables se vuelvan a producir debidos a
la regeneración de los gases atrapados en las costras de óxido o al
volatilizarse los compuestos gaseosos de estos residuos.
Esta última tarea, es decir la remoción de todo residuo y sedimento de
fondo es la más importante, y en la práctica más difícil y costosa de
realizar, debido a que debe ser realizada en forma manual únicamente y
con personal especializado.
Resumiendo: en esta situación en que se requiere un “grado o
intensidad” de lavado muy superior a la anterior condición (a), el
procedimiento a seguir podrá ser:
98
Buques Petroleros
1) Si se aplica agua como agente de lavado, ya sea manual o
mecánicamente, el trabajo será en un todo similar al mencionado en la
condición (a), tarea a la que será adicionada la posterior remoción
manual de residuos.
2) Podrán adoptarse métodos químicos, en algunos de los cuales no
será necesario recurrir a la remoción de residuos mencionada, ya que
estos productos disgregan todos los sedimentos; pero sin embargo será
conveniente a posteriori del lavado proceder a un baldeo final con agua
limpia e inspeccionar el grado de limpieza obtenido, pudiendo ser
necesario en algunas circunstancias realizar un ulterior “recorrido” del
tanque.
Una vez terminado el lavado, se procederá al desgasificado como ya se
mencionó en la condición (a).

Entradas a dique seco.
En estas condiciones el buque deberá reunir las normas de seguridad
establecidas en la condición (b), es decir “Seguro para hombre – Seguro
para buque”, en un todo similar como sí se tratase de una reparación
general, es decir todos los compartimentos, de carga, doblefondos,
cofferdams, tuberías, cuartos de bombas, etc., limpios y desgasificados,
antes de la entrada del buque al dique seco. Luego el procedimiento de
lavado a seguir será expresado en el párrafo anterior.

Para “conversión” en transporte de productos “blancos”.
Es un hecho muy común que a un petrolero afectado a transporte de
productos “sucios o negros”, se lo requiera transformar parcial o
totalmente para el transporte de cargas “blancas o limpias”, sea en
forma definitiva o por un período de tiempo determinado. En este caso el
lavado de los compartimentos de carga requiere ir más allá de las
condiciones específicas para (a, b y c) ya que el procedimiento a seguir
exige un grado de limpieza mucho mayor, a fin de asegurarse contra las
posibles contaminaciones de las cargas a transportar por decoloración o
pérdida de ciertas condiciones químicas y físicas; esto es lo más
delicado a lograr, y por lo general no podrá obtenerse apelando
únicamente al agua como agente de lavado, obteniéndose los mejores
resultados apelando a “agentes complementarios” de lavado, luego de
haber procedido a un lavado primario con agua en la forma ya indicada.
El factor que provoca estas contaminaciones está radicado en las
pequeñas vetas o porciones de petróleo que remanen en las intrincadas
estructuras internas de los tanques, posición de las tuberías, válvulas,
succiones y pequeños bolsillos de petróleo en las bombas, codos,
juntas, etc., todos los cuales deberán ser eliminados para evitarlas.
Generalmente, cuando se tiene conocimiento por anticipado de la
“conversión” que deberá afectar al buque, se podrá prever que éste
realice uno o varios viajes durante un determinado tiempo (denominado
Change Over Period), transportando durante el mismo alguno de los
más livianos productos “negros”, como pueden ser algún crudo de base
99
Buques Petroleros
nafténica o bencénica, diesel, etc., de manera de lograr que se realice
un verdadero proceso de “ablande” que facilita enormemente la
operación posterior de lavado obteniéndose una gran economía de
tiempo, y por supuesto de costo, al mismo tiempo que se logra un mayor
grado de eficiencia.
Resumiendo:
1) Si se adopta agua como agente de lavado, ya sea manual o
mecánicamente, el lavado se realizará en la forma expresada por las
condiciones (b y c). Con posterioridad se efectuará la eliminación de
residuos manualmente como ya se indicó, y ulteriormente se procederá
a hacer circular por todos los tanques y tuberías una cantidad de “aceite
de lavado” que puede ser kerosene, gasoil o penetraiting-oil.
2) Si se adoptara algún método químico, luego del lavado y baldeo con
agua dulce, será conveniente realizar el “recirculado” de un “aceite de
lavado” como ya se mencionó anteriormente, a fin de evitar que residuos
remanentes contaminen las cargas posteriores.

Para arribar con lastre limpio al próximo puerto de carga.
En muchas ocasiones, terminada la descarga en puerto e iniciándose un
nuevo viaje en lastre, y ya sea por razones de fletes o en previsión de
que en el próximo puerto se cargue un producto que requiera un cierto
grado de limpieza, o por no poder descargarse lastre sucio en el mismo,
p bien por razones de aumentar el grado de seguridad durante el viaje,
se efectuará un lavado superficial como el indicado para la condición (a),
que podrá ser o no complementado con una posterior desgasificación.

Para transporte de cargas especiales.
Indudablemente, la “conversión” de un buque petrolero, y sobre todo sí
éste ha estado afectado al transporte de mercaderías especiales, como
pueden ser aceites, cereales, melazas, glicoles, ácidos, etc., cargados a
granel, requiere procesos de lavado cuyas finalidades no estriban
únicamente en la eliminación de los agentes de contaminación, sino que
inclusive
en
algunos
casos
deben
realizarse
posteriores
“desodorizaciones” de las cisternas de carga que han de contenerlas.
Cada uno de estos cargamentos tiene características particulares y es
necesario considerarlos individualmente, por lo que no podrán ser
emitidas consideraciones generales sobre el tipo de lavado a efectuar.
Varios años de estudios y experiencias han dado, en algunos casos,
origen a agentes químicos eficaces no sólo desde el punto de vista
técnico, sino que económicamente permitan realizar la operación de
“conversión” en tiempos mínimos y con costos adecuados que la
posibiliten.
2. Factores Técnicos
100
Buques Petroleros

Tiempo disponible.
Normalmente en la mayoría de los casos, existe un determinado período
de tiempo disponible para efectuar la operación de lavado, debido a
compromisos de fletes, reparaciones, disponibilidades de diques, etc.,
debiendo por lo cual la selección del sistema a adoptar será
consecuencia de éste.

Último o últimos cargamentos realizados.
La eficacia o la facilidad de todo proceso de lavado depende en gran
parte del estado de los compartimentos a lavar, es decir, del producto
que éstos han contenido en los últimos viajes y del tiempo durante el
cual se los transportó; sí éste ha sido corto, es lógico suponer que la
tendencia a quedar limpios será mayor; sí éstos han sido productos
livianos como gasoil, kerosene, etc., el proceso de lavado será mínimo.
Ciertos productos de petróleos crudos de base nafténica, bencénica u
oleofínica requieren un mayor lavado pero no representan problemas
serios. Cuando se han transportado crudos pesado (parafínicos o
asfálticos), el proceso de lavado requiere ser intensificado por las
adherencias e incrustaciones que se producen, en especial en buques
afectados a su transporte por un tiempo dilatado.
Indudablemente la operación se ve muy simplificada cuando al buque se
lo ha destinado durante un tiempo a transportar productos algo livianos
antes de proceder al lavado (ver párrafo d).

Tiempo transcurrido desde el último lavado
Lógicamente y redundando en lo expresado en el párrafo anterior, el
tiempo transcurrido desde el último lavado incide en el grado de facilidad
en realizarlo nuevamente. Cuando el buque transporta naftas o
bencinas,
las incrustaciones son más rudas, requiriendo mayor
frecuencia de
lavado, que deben ser reforzados con aplicaciones
de pinturas especiales
que disminuyan los efectos corrosivos que
ello origina.

Vejez del buque y estado de conservación o mantenimiento.
La “edad” del buque es elemento importante que incide en el lavado:
buques viejos con estructuras complejas, disposiciones de tuberías y
bombas poco prácticas y que disponen de pocas facilidades para el
lavado originan un mayor esfuerzo en realizarlo.
Las formaciones de óxido, costras, etc., de estas estructuras absorben
porcentajes apreciables de los compuestos volátiles de los productos
que transportan, por lo que su remoción requiere un esfuerzo adicional.
Puede decirse que nunca está demás todo lo que pueda ser realizado
para la conservación de los tanques de un buque y mantenimiento de
sus estructuras: entradas periódicas a dique, lavado de tanques
frecuentes, eliminación de las incrustaciones, e incluso pintado de las
superficies internas con productos especiales, todo lo cual disminuye la
formación de óxidos y evita la corrosión, beneficiando no sólo al buque,
sino facilitando y abreviando las posteriores operaciones de lavado.
101
Buques Petroleros

Sistemas especiales con que cuentan el buque para lavados mecánicos.
El sistema de lavado a seleccionar está indudablemente supeditado a
los elementos operativos con que dispone el barco. Si bien el lavado
manual con agua es apreciable a todos los buques por lo elemental de
su disposición, no sucede lo mismo con los equipos de lavado mecánico,
ya que buques no equipados con tuberías, bombas, calentadores de
agua y bocas de registro ex profesor sí bien no imposibilitan la
operación, pueden decirse que disminuyen su rendimiento hasta límites
a veces inaceptables, debido a que estos equipos deben funcionar con
parámetro elevados de temperatura y presión de agua, para su acción
positiva; asimismo, la introducción a los tanques por aberturas que no
sean las debidas, disminuye el grado de seguridad de su empleo y
aumenta la posibilidad de ser dañados.
3. Factores Operativos

Lugar o zona a realizar el lavado.
Si bien el lugar donde se ha determinado realizar el lavado no incide
sobre la elección del sistema a emplear, la evacuación de los residuos
originados en el mismo tienen un valor importantísimo cuando este es
realizado en zonas portuarias o aguas jurisdiccionales. La contaminación
de las aguas por acción de estos residuos deberá ser evitada en toda
forma cuando se opere en estas condiciones; no solamente porque
existan leyes que vedan su realización, sino por ética profesional, al
tratar de evitar que por razones de salubridad, biológicas, estéticas, etc.,
las aguas resulten contaminadas por negligencia o acción delictiva.
Existe la posibilidad, por vejez del buque, avería, falta de vapor, etc., que
la capacidad de aspiración o achique de las bombas del buque sea
insuficiente para cumplir su cometido durante el proceso de lavado.
Cuando ello ocurra deberá procederse a su reparación de antemano, o
si ello no fuera posible proveer bombas portátiles que las sustituyan.
En general, es conveniente que cada compartimiento a lavar
(normalmente se opera con dos simultáneamente como mínimo) sea
succionado por bombas en forma independiente, de manera de asegurar
un correcto reachique en cada uno de ellos.
Si se opera con sistemas de lavado químico u otros donde se recircule
algún agente de lavado, la capacidad requerida de las bombas será
mínima, pues se operará con éstas muy lentamente.
4. Factores de Seguridad

Evacuación de grandes volúmenes de gases.
Uno de los riesgos más importantes que se verifica durante un proceso
de lavado, es el debido a la evacuación, de grandes masas de gases
102
Buques Petroleros
que son expulsados fuera de los tanques por efecto de las turbulencias
creadas dentro de los mismos por chorros de agua a presión, en
especial en el lavado mecánico y por los volúmenes de aire que ingresan
a éstos, ya sea por ventilación natural o artificial. El empleo de agua
caliente en el lavado tiende a disminuir el riesgo de explosión de los
gases ya que la vaporización del agua aumenta el grado de humedad de
la mezcla gas/aire, al mismo tiempo que los absorbe en parte.
En la operación de lavado manual, y que se realiza con las tapas
escotillas de los tanques abiertas, los gases evacuan directamente a
cubierta, no haciéndolo por su vía normal que son las tuberías
dispuestas para su expulsión, con el consiguiente riesgo que ello
representa. Por tal razón, el proceso de lavado, anual es aconsejable
efectuarlo en forma fraccionada, de 2 a 3 tanques a la vez como máximo
para evitar que la masa de gases evacuada no sea extremadamente
alta.
Este riesgo se ve muy disminuido con el empleo de sistemas mecánicos
de lavado en los cuales no se requiere aberturas de escotillas (inclusive
las aberturas especiales son bloqueadas con los soportes de
mangueras); de esta forma los gases evacuan por su vía natural, a pesar
de la mayor turbulencia que se origina y a una altura elevada por sobre
la cubierta que disminuye casi totalmente los riesgos de ignición de
éstos.
Los sistemas de lavado químico también representan un grado de
seguridad mayor porque en general las condiciones de trabajo son
similares a las del lavado mecánico.
Resumiendo lo anteriormente expresado, podemos enunciar que:
1) Deberá evitarse en todo lo posible recurrir al lavado manual cuando
no sea factible adoptar las máximas condiciones de seguridad, o cuando
en las proximidades del buque existan peligros latentes que hagan
riesgosa la tarea.
En última circunstancia se deberá proceder al lavado de tanque por
tanque para disminuir los riesgos al mínimo.
2) El lavado mecánico o químico representa condiciones muy seguras de
manipuleo, pero la experiencia recogida permite establecer que es
conveniente proceder a desgasificar los tanques antes de realizar el
lavado, y aún más, continuar la desgasificación durante todo el proceso;
ello permite que el lavado sea efectuado en las mejores condiciones de
seguridad.
3) Con el fin de reducir al máximo los efectos explosivos de los gases,
los petroleros modernos son previstos de tuberías de evacuación de
estos con válvulas que permiten regular automáticamente las presiones
internas o cierto grado de vacío, durante todo el ciclo de procesos que
103
Buques Petroleros
en ellos se realice (lavado, carga, descarga y lastrado), y que también
permiten reducir los efectos de pérdidas de cargas volátiles por
evaporación. Estas válvulas, por lo regular llamadas “Atmosféricas o
relevadoras de presión” son de disposición técnica variada, ya sea de
efecto simple (evacuación), o de doble efecto (aspiración – evacuación),
pero su principio básico es la acción de un resorte calibrado para que la
válvula se abra cuando el valor de la presión interna del tanque alcance
a 2 lbs/pulg.2 (0,10 Kg. /cm2) y cierre cuando el vació alcance valores de
0,07 Kg. /cm2.
En los gráficos adjuntos pueden observarse los dos clásicos tipos de
válvulas; cualquiera sea su instrucción, están provistas además de telas
metálicas arrestallamas para prevenir los “retrocesos” en los casos
fortuitos en que los gases se inflamaren. Generalmente los buques
cuentan con dispositivos que permiten el control de la presión interna de
los tanques.

Tensiones estructurales por cambio de temperatura.
Cuando se laven los tanques en forma manual, con una operación de
precalentado previó o bien cuando se proceda a una desgasificación
total del buque con vapor vivo, se producen cambios bruscos o
elevaciones de temperatura que originan dilataciones o cambios
moleculares importantes en la construcción de las estructuras metálicas
del casco y pueden resultar perjudiciales, ya sea por disminución de la
resistencia del material, o por deformación del mismo.
Por ello es aconsejable evitar en lo posible, el calentamiento de la
totalidad de los tanques al mismo tiempo, siendo conveniente proceder
por grupos de tanques seccionados del buque separados, se forma de
producir una elevación parcial de temperatura a toda la estructura del
casco.
Este proceso no se verifica en el lavado con la máquina, debido a que
las temperaturas máximas alcanzadas no exceden nunca los 90° C, y
además será muy difícil operar con más de cuatro máquinas al mismo
tiempo, por sus propias condiciones operativas.
5. Factores Económicos

Duración del lavado.
El costo de proceso del lavado es sin lugar a dudas el factor más
considerado por el Armador, y está en relación directa con la duración
que insume el mismo.
Para llegar a determinas este valor, que resulta muy variable en la
práctica, se ha elegido un buque de 19000 tons. de DW, de veintisiete
cisternas de carga, y en todos los casos se ha considerado dos tipos
de lavado: el primero, un baldeo superficial que respondería a la
104
Buques Petroleros
condición de lavado (a); y el segundo un lavado total con remoción
íntegra de residuos., dejando el metal de las estructuras al descubierto,
y que respondería a las condiciones (b) y (c), teniendo
en
cuanta
además que las restantes condiciones (d) y (e) serán realizadas en
tiempos que, como se verá son regulares, y que adicionan a estas
condiciones (b) y (c).
Todos estos valores que enunciaremos deberán ser tomados como
promedios de experiencias o trabajos realizados en nuestro país, y en
especial adecuados a la forma de operación actual, que están afectados
por una cantidad de factores variables, por lo que estarán expuestos a
diferencias debiéndose en cada caso proceder a una detenida
evaluación de éstos para conocer el tiempo real que demandará la tarea.
1) Lavado Manual
Para su cálculo se ha tenido en cuenta el siguiente programa de lavado
considerando tanques que han contenido productos pesados: 6 horas de
precalentamiento y tres de baldeo por cada tanque, operando
ininterrumpidamente día y noche y procediendo al baldeo simultáneo de
dos tanques por vez.
Para la condición (a) el lavado insumirá: 49 horas=2 días.
Para las condiciones (b) y (c): Al valor anterior deberá adicionarse el que
insumirá la extracción de residuos de fondo, tarea que es muy variables,
dependiendo su duración el grado de suciedad de los tanques, personal
que se aplica en la tarea u horarios de trabajo. Considerando que se
opere ininterrumpidamente, empleando 15 operarios por cisterna; este
trabajo podrá ser efectuado con una duración de 12 horas por tanque, lo
que demandará 324 horas de trabajo; luego que el tiempo total será 13
días y medio + 2 días.
2) Lavado Mecánico
Estimándose el empleo de 4 máquinas de lavado, 2 por cada tanque, y
operándose en forma simultánea; para la condición (a) el lavado
realizará con 1 hora y media por tanque, tarea que insumirá el tiempo de
21 horas.
Para la condición (b) y (c) este será de 2 horas por tanque, es decir que
el tiempo total será de 28 horas.
Para lograr las condiciones (d/e), se deberá aplicar, la máquina 6 horas
alternativamente por tanque, lo que demandará el tiempo de 3 días y
medio.
A estos valores deberá adicionárseles en los últimos dos casos, el
tiempo necesario para realizar manualmente la remoción de residuos,
tarea que se verá disminuida con respecto del lavado manual, debido al
mayor grado de eficacia que se obtiene con la máquina, estimándose
que esto completará 8 horas por compartimiento.
105
Buques Petroleros
Luego los tiempos totales del proceso serán:
Para la condición (b/c)= 28 horas por aplicación de máquinas más de
216 horas por extracción de residuos = Aproximadamente 10 días.
Para la condición (c/d) = 3 días y medio por aplicación de máquinas más
de 216 horas por extracción de residuos = Aproximadamente 12 días y
medio.
3) Lavado químico
En la condición (a) este método no es de práctica aplicación, ya que la
relación de su elevado costo supera el “grado o intensidad del lavado”
que se desea.
Por esta circunstancia se lo utiliza en las restantes condiciones, y con
preferencia para las (d/e).
Debido a la existencia de un número amplio de productos y formas de
realizar el lavado, no se pueden evaluar tiempos en forma general; sin
embargo, podemos decir que los métodos químicos permiten realizar la
tarea en tiempos que oscilarán los 2 días y medio a los 5 días y medio.

Costos de lavado.
Estimamos que en el presente trabajo, la enunciación de valores de
costos de operación, no se reflejarán en la cantidad real, ya que para su
cálculo se debe partir elementos extremadamente variables, propios de
cada buque o forma de trabajo del Armador, por lo cual sólo nos
limitaremos a indicar los principales factores que determinan y que
deberán ser tenidos en cuanta para su valoración.
Lavado de tanque con crudo o Crude Oil Washing
(COW)
Las normas establecidas en el Protocolo de 1978 a 1973 de la Convención de
la Contaminación Marina (MARPOL 73/78) requieren que los tanques de carga
de los petroleros de crudo sean limpiados utilizando un procedimiento llamado
lavado de petróleo crudo (COW). Con el procedimiento, el petróleo crudo en sí
de la carga se utiliza como medio de limpieza. En 1960, aproximadamente, se
descubrió que el petróleo crudo, cuando se aplica utilizando máquinas de
limpieza de tanques a la carga que aún permanece adherida en los pisos de los
mismos, efectivamente se disuelven y diluyen estos residuos, mezclándolos así
con el resto de la carga que se descarga en tierra por las bombas.
Antes de la llegada de COW, los tanques de carga se lavaban con agua de mar
en su viaje en lastre para el próximo puerto de carga. La mezcla de aceite y
limpieza del agua resultante de este tipo de operación de limpieza se filtraba en
la cisterna de los tanques slop, y con el agua decantada se descargaban al
mar. En consecuencia, esta operación dio lugar a inevitables descargas
operacionales de aceite mezcla de agua en el mar.
106
Buques Petroleros
Sin embargo, el uso de petróleo crudo a los tanques COW significa que la
acción disolvente del petróleo crudo hace el proceso mucho más favorables al
medio ambiente que cuando se utiliza agua. Además, después del proceso de
COW, el volumen de los residuos de carga que quedan en los tanques es
reducido en gran medida, así como también se reducen los residuos
descargados al mar.
Los buques cisterna modernos están diseñados con los tanques de lastre
separados (SBT), y sólo hay unas pocas ocasiones en la que se estipula que el
agua de mar entra en contacto con el sistema de carga de hidrocarburos en el
curso normal de las operaciones de cisternas. El requisito para los nuevos
petroleros de crudo que se construyan con doble casco, que se introdujo en los
años 90, ha mejorado la eficiencia de las operaciones de COW porque varios
de los miembros encargados de la limpieza se colocan fuera del tanque y, en
estos tipos de buques, la cantidad de residuos de petróleo crudo que quedan
en el tanque de carga tras la limpieza es mucho más reducido.
El reglamento 13 del Anexo I de MARPOL 73/78 exige que el COW debe
cumplir con las disposiciones de la "Especificaciones para el Diseño, Operación
y Control de los Sistemas de Lavado de Petróleo Crudo", aprobado por la
Organización Marítima Internacional (OMI) En 1978. El régimen COW exige
que antes de la salida de un viaje en lastre, después de la descarga completa
de la carga, cierta cantidad de tanques deban haber sido lavados con petróleo
crudo para lastrar un tanque de carga sin que haya sido lavado con petróleo
crudo. En buques SBT el 25 por ciento de los tanques de carga deben ser
lavados con petróleo crudo, en la forma prescrita, en cada viaje para fines de
control de capas de hielo de formación reciente, una vez cada cuatro meses.
Para los buques cisterna que no cumplen con tanques SBT, el número de
tanques que se lavan con petróleo crudo se ha aumentado por encima de este
nivel mínimo, a fin de tener los tanques de carga suficientemente limpios (tal
como se define en los reglamentos) para tener a bordo una cantidad suficiente
de agua de lastre para lograr el calado necesario para toda la travesía
marítima.
Además de los controles reglamentarios que rigen el uso del COW, comercial o
de fletado requeridos podrá exigir que el operador llevara a cabo un mayor o
menor grado de COW que el mínimo especificado en el fin de aprovechar al
máximo la descarga de petróleo crudo. A pesar de estas presiones comerciales
para la medida del COW que se realizarán, en ningún momento debe un buque
cisterna tener menos de los niveles mínimos especificados en el párrafo 6 del
artículo 1 de la obligatoria a bordo COW Manual.
A pesar de que MARPOL 73/78 COW régimen ha demostrado ser sumamente
exitoso en la reducción de las descargas operacionales y mejorando la carga
durante las dos últimas décadas del siglo 20, la industria del petrolero ha ido
aprendiendo más sobre los cargamentos de petróleo crudo durante dicho
período. Una serie de proyectos de investigación han dado lugar a una mejor
comprensión del proceso del COW y como podría mejorarse aún más. Como
resultado de este trabajo e iniciativa y sugerencia de INTERTANKO, en 1999 la
OMI aprobó la modificación del COW requisitos que se establecen en la versión
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revisada de "Especificaciones para el Diseño, Operación y Control del Sistema
de Lavado de Petróleo con Crudo". Estas especificaciones revisadas se
pueden encontrar en la edición de 2000 del "Sistema de Lavado con Crudo”
publicación expedida por la OMI.
Desde una perspectiva operacional los cambios dan una visión más realista y
exacta de determinar la idoneidad de un petróleo para su uso en el lavado de
petróleo con crudo.
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