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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS “DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN (CPF) DE LA EMPRESA AGIP OIL ECUADOR BLOQUE 10 MEDIANTE LA VERIFICACIÓN EN EL SITIO PARA EVALAUAR EL ESTADO ACTUAL DEL MISMO” TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS Autor: Darío Javier Paguay Alvarado Director de tesis: Ing. Fausto Ramos Aguirre Quito – Ecuador Marzo-2011 DECLARACIÓN Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor. DARÍO JAVIER PAGUAY ALVARADO C.I. 1712522687 III UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL Quito, DM, 14 de Marzo de 2011 Señor Ingeniero Jorge Viteri Moya MSc. - MBA Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería Universidad Tecnológica Equinoccial Presente Señor Decano: Por medio de la presente informo que la Tesis “ DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN (CPF) DE LA EMPRESA AGIP OIL ECUADOR BLOQUE 10 MEDIANTE LA VERIFICACIÓN EN EL SITIO PARA EVALAUAR EL ESTADO ACTUAL DEL MISMO”, previa a la obtención del Título de Tecnólogo en Petróleos, ha sido concluida bajo mi dirección y tutoría, por lo que solicito el trámite subsiguiente. Por la atención a la presente, me suscribo. Atentamente, Ing. Fausto Ramos Aguirre Director de Tesis IV CERTIFICADO DE LA EMPRESA V AGRADECIMIENTO A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por formarme profesionalmente, seleccionando docentes calificados y aptos para tan gran labor. Como agradecimiento especial a mi Director de tesis el Ing. Fausto Ramos, por su ayuda en la realización de la presente tesis, por transmitirme su conocimiento, por enseñarme el valor de una verdadera amistad, por su paciencia, y su deseo ferviente de realizar un trabajo bien hecho. También a la empresa AGIP OIL ECUADOR que con su consentimiento y apertura ha permitido que este estudio se desarrolle de la mejor manera. A mi familia, que siempre me ha apoyado y ha creído en mí, en todo tiempo. Darío Javier Paguay Alvarado VI DEDICATORIA El presente trabajo, fruto del esfuerzo perseverante de mis estudios dedico a Dios, mi Padre Celestial, quien me ha dado la vida, las fuerzas, y la sabiduría necesaria, para llegar a cumplir mi anhelo de superación profesional, también me ha mostrado el sendero correcto, por donde mis pasos han caminado, me ha guardado la vida, y con amor me ha guiado hasta llegar a cumplir este logro. A mis Padres por los que siento mucho cariño y admiración, ya que con su apoyo y sustento durante el tiempo de mi formación profesional, me han dado principios morales que siempre los tendré presentes, y gracias a su ayuda incondicional hoy he logrado conseguir mi meta. Darío Javier Paguay Alvarado VII ÍNDICE GENERAL CARÁTULA.………………………………………………………………… II DECLARACIÓN…………………………………………………………….. III CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS………………………………………. IV CERTIFICADO DE LA EMPRESA………………………………………… V AGRADECIMIENTO.……………………………………………………….. VI DEDICATORIA………………………………………………………….….. VII INDICE GENERAL…………………………………………………………. VIII INDICE DEL CONTENIDO………………………………………………… IX INDICE DE GRÁFICOS……………………………………………………. XVIII INDICE DE TABLAS…………………………………………………….…. XXI RESUMEN…………………………………………………………………... XXIV SUMMARY……………………..…………………………………………… XVI VIII ÍNDICE DE CONTENIDO CAPÍTULO I 1. Introducción………………………………..……………..……..………….... 1 1.1. Formulación…………………………………………………………....... 2 1.2. Justificación………………………………………………………..……. 3 1.3. Objetivos……………………………………………………………….... 4 1.3.1. Objetivo general…………………………………………………...... 4 1.3.2. Objetivos específicos……………………………………..………… 4 1.4. Metodología…………………………………………………….………….. 4 1.4.1. Métodos de investigación…………………………………………... 4 1.4.2. Técnicas de la Investigación……………………………………...... 5 1.5. Hipótesis………………………………………………………………… 6 1.5.1. Hipótesis General…………………………………………………... 6 1.5.2. Hipótesis Específicas……………………………………………….. 6 1.6. Variables………………………………………………………………… 7 1.6.1. Variable dependiente………………………………………………. 7 1.6.2. Variable independiente…………………………………………….. 7 1.6.3. Variable interviniente………………………………………………. 7 IX CAPÍTULO II…………………………………………………………………… 8 2. Marco Teórico………………………………………………………………. 8 2.1. Contaminación Ambiental por Derrame de Hidrocarburos……………. 8 2.2. Hidrocarburos………………………………………………….………. 11 2.2.1. Hidrocarburos Biogénicos…………………………………...……. 11 2.2.2. Hidrocarburos Antrópicos……………………………………........ 11 2.2.3. Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (HAP’s)…………………. 12 2.3. Caracteristicas de los Hidrocarburos…………………………………... 12 2.3.1. Densidad……………………………………….…………………. 12 2.3.2. Polaridad………………………………………………………….. 13 2.3.3. Hidrofobicidad……………………………………………………. 13 2.3.4. Solubilidad al Agua…………………………………………….... 14 2.4. Contaminación por Petróleo………………………………………………… 17 2.4.1. Derrames Naturales y Antropogénicos……………………………. 20 2.4.2. Derrames Agudos y Crónicos……………………………………… 21 2.4.3. Derrames producto de las operaciones hidrocarburíferas………….. 22 2.4.3.1. Perforación…………………………………………………... 24 2.4.3.1.1. Reventón……………………………………………. 24 2.4.3.1.2. Sistema de Prevención de Reventones o Surgencias BOP… 25 2.4.3.2. Reacondicionamiento de Pozos…………………………….. 27 2.4.3.3. Producción………………………………………………….. 28 2.4.3.4. Transporte …………………………………………………. 29 2.4.3.5. Autotanques ………………………………………………. 30 X 2.5. Efectos de la Contaminación por Derrames de Hidrocarburos………… 31 2.5.1. Efectos sobre la Fauna Acuática…………………………………… 32 2.5.2. Efectos sobre la Flora Acuática…………………………………… 34 2.5.3. Efectos químicos y toxicología de los hidrocarburos……………… 34 2.5.3.1 Contaminación de aguas…………………………………….. 34 2.5.3.2. Contaminación de Suelos………………….………………… 37 2.6. Contención y Recolección de Derrames……………………………….. 38 2.6.1. Procedimiento General……………………………………………. 38 2.6.2. Procedimiento para ríos …………………………………………… 39 2.6.2.1. Ríos no pedregosos…………………………………………. 41 2.6.2.2. Ríos pedregosos…………………………………………….. 42 2.6.3. Desnatadores y su operación………………………………………. 43 2.6.3.1. Desnatador Pedco…………………………………………… 43 2.6.4. Biomatrix Gold…………………………………………………….. 45 2.6.4.1. Características del Biomatrix Gold…………………………. 46 2.6.4.2. Ventajas del Biomatrix Gold………………………………… 46 2.7. Utilización de Productos de Limpieza y Recuperación del Suelo……… 47 2.7.1. Limpieza del suelo………………………………………………… 47 2.7.2. Aceleración de la biodegradación………………………………… 48 CAPÍTULO III………………………………………………………………… 49 3. Sistema de Control de Derrames en el Centro de Facilidades de Producción (CPF) de la Empresa Agip Oil Ecuador Bloque 10…………………………… 49 3.1. Generalidades………………………………………………………… 49 XI 3.1.1. Instalaciones y Facilidades……………………………………… 3.1.2. Plataforma de Villano A………………………………………… 3.1.2.1. Consideraciones Ambientales……………………………… 50 50 52 3.1.2.2. Límites permisibles para el monitoreo Ambiental permanente de aguas de descargas líquidas en la exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados inclusive lavado y mantenimiento de tanques y vehículos…………………………………………………. 53 3.1.2.3. Límites permisibles para la identificación y remediación de suelos contaminados en todas las fases de la industria hidrocarburífera, incluidas las estaciones de servicios……………… 55 3.1.2.4. Caracterización del Crudo del Campo Villano Alfa ……… 56 3.1.2.5. Descripción de las Unidades y del Proceso………………… 57 3.1.2.6. Sistema de Pozos Productores…………………………………………. 57 3.1.2.7. Sistema de Pozos Inyectores………………………………… 58 3.1.2.8. Distribuidor de Producción (Production Manifold)………… 59 3.1.2.9. Línea de flujo Villano A – CPF…………………………….. 60 3.1.3. Plataforma de Villano B………………………………………….. 60 3.1.4. Facilidades Centrales de Producción (CPF)……………………… 61 3.1.5. Sarayacu………………………………………………………….. 65 3.1.6. Baeza……………………………………………………………… 65 3.2. Sistema de Gestión Integrada (SGI)…………………………………… 67 3.2.1. Sistema Gestión Ambiental (SGA)………………………………… 3.2.1.1. Seguridad…………………………………………………… XII 68 69 3.2.1.2. Salud ocupacional................................................................... 69 3.2.1.3. Descargas líquidas………………………………………….. 69 3.2.1.4. Desechos sólidos…………………………………………… 70 3.2.1.5. Calendario de Seguimiento………………………………… 70 3.2.2. Sistema de Respuestas a Emergencias en el Sistema de Gestión Ambiental (SGA)………………………………………………………. 71 3.2.2.1. Clasificación de Emergencias……………………………… 72 3.2.3. Flujograma del Sistema y Relación con otros Sistemas………… 73 3.3. Métodos de Prevención de Derrames en CPF-Agip Oil ecuador……… 74 3.3.1. Lazo de Control…………………………………………………… 75 3.3.1.1. Válvula de Control de Presión (PVC)……………………… 75 3.3.1.1.1. Actuadores………………………………………… 76 3.3.1.2. Sistema de sumidero……………………………………….. 77 3.3.1.2.1. El tanque de sumidero………………………………. 78 3.3.1.3. Válvula de Alivio de Presión.................................................. 79 3.3.1.3.1. Máxima Presión de Operación (MPO)……………… 80 3.3.1.3.2. Estado Estable……………………………………… 81 3.3.1.3.3. Condiciones trasientes……………………………… 81 3.3.1.3.4. Presión de Diseño…………………………………… 81 3.3.1.3.5. Presión de Vapor…………………………………… 83 3.3.1.3.6. Prueba Hidrostática………………………………… 83 3.3.1.4. Discos de Ruptura………………………………………….. 84 3.3.1.4.1. Surgencia…………………………………………… 85 3.3.1.5. Cochinos (pigs)……………………………………………… XIII 85 3.3.1.5.1. Los cochinos limpiatubos…………………………… 86 3.3.1.5.2. Cochinos Inteligentes………………………………. 86 3.3.1.6. Control de Corrosión………………………………………… 87 3.3.1.6.1. Corrosión…………………………………………… 87 3.3.1.6.2. Corrosión Interna…………………………………… 88 3.3.1.6.3. Los inhibidores……………………………………… 88 3.3.1.6.4. Corrosión Externa…………………………………… 88 3.3.1.6.5. Protección Catódica………………………………… 89 3.3.1.6.6. Sistema Rectificador con Aterramiento en el Lecho.. 89 3.3.1.6.7. Sistema con Ánodos de Sacrificio de Magnesio (mg). 89 3.3.1.7. Sistema Supervisorio de Control y Adquisición de Datos SCADA.. 89 3.3.1.7.1. Instrumentos………………………………………… 91 3.3.1.7.2. El Controlador Lógico Programable (PLC)………… 91 3.3.1.7.3. Sistema de Control Distribuido (DCS)……………… 91 3.3.1.7.4. Unidad terminal distante (RTU)……………………. 92 3.3.1.7.5. Procesador de comunicaciones (CFE)……………… 92 3.3.1.8. Sistema de detección de fugas en Agip Oil como método de prevención de derrames……………………………………………… 93 3.3.1.8.1. Point Pressure Analysis (PPA)……………………… 93 3.3.1.8.2. Mask PACK…………………………………………. 93 3.3.1.8.3. Si la baja de presión es detectada en la línea de flujo (Villano – CPF)…………………….………………………… 94 3.3.1.8.4. Si la baja de presión es detectada en el oleoducto secundario (CPF – Baeza)……………………………………… XIV 94 3.3.1.8.5. Programas de Mantenimiento Preventivo del Oleoducto…. 95 3.3.1.8.6. En la línea de flujo…………………………………... 95 3.3.1.8.7. En el oleoducto secundario………………………… 95 3.3.1.9. Vacuum Tank……………………………………………… 96 3.3.2. Política de Emergencias…………………………………………… 97 3.3.3. Sistema de Planificación de Respuestas a Derrames de Crudo GOSRPS.. 100 3.3.4. Sistema de Comunicaciones…………………………….………… 101 3.4. Plan de Contingencia para Derrames de Petróleo (Oil Spill Contingency Plan) “OSCP”………………………………………………………………… 3.4.1. Tipos de Derrames………………………………………………… 102 103 3.4.1.1. Tipo I………………………………………………………… 103 3.4.1.2. Tipo II………………………………………………………. 104 3.4.1.3. Tipo III……………………………………………………… 105 3.4.2. Ocurrencia del derrame …………………………………………………. 105 3.4.2.1. Acción inmediata…………………………………………… 106 3.4.2.2. Notificación interna………………………………………… 106 3.4.3. Activación de las Brigada de Emergencia (BE)…………………… 106 3.4.4. Activación de las Brigadas de Control Ambiental (BCA)………… 107 3.4.5. Activación del Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP)…………………………………………………………………… 108 3.4.6. Notificación a partes externas……………………………………… 108 3.4.7. Control del derrame………………………………………………... 108 3.4.7.1. Contención del derrame…………………………………….. 109 3.4.7.2. Reparación de daños y remediación ambiental……………… 109 XV 3.4.7.3. Evaluación de la contingencia……………………………… 109 3.4.7.4. Corrección de planes………………………………………… 110 3.4.7.5. Terminación de la contingencia ……………………………. 110 3.5. Brigadas………………………………………………………………… 110 3.5.1. Equipo de Respuesta a Emergencias (ERE)………………………. 111 3.5.1.1. Integración…………….…………………………………… 111 3.5.1.2. Responsabilidades…………………………………………… 111 3.5.2. Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP)…….. 112 3.5.2.1. Integración………………………………………………….. 112 3.5.2.2. Responsabilidades…………………………………………. 113 3.5.3. Brigada de Emergencias (BE)……………………………………… 114 3.5.3.1. Integración…………………………………………………. 114 3.5.3.2. Responsabilidades………………………………………… 114 3.5.3.3. Aspectos organizativos…………………………………….. 115 3.5.4. Brigada de Control Ambiental (BCA)…………………………….. 115 3.5.4.1. Integración…………………………………………………. 115 3.5.4.2. Responsabilidades…………………………………………… 116 3.6. Descripción General de los Procedimientos a Ejecutar Dentro del Oil Spill Contingency Plan “OSCP”…………….……………………………… 116 3.6.1. Hojas de ruta……………………………………………………… 117 3.7. Bodega de Materiales ………………………………………………… 120 3.7.1. Control y actualización de inventarios…………………………… 121 3.7.2. Mantenimiento…………………………………………………… 122 3.7.3. Actualización de los Equipos……………………………………… 122 XVI CAPITULO IV………………………………………………………………………124 4. Conclusiones y Recomendaciones…………………………………………… 4.1. Conclusiones.………………………………………………………… 4.2. Recomendaciones.……………………………………………………… 124 124 126 Bibliografía………………………………………………………………….… 127 Glosario…………………………………………………………………………. 128 Anexos………………………………………………………………………….. 134 XVII ÍNDICE DE GRÁFICOS Figura No. 1. Derrame de Petróleo en río……………………………………… 10 Figura No. 2. Derrame de Combustible en el río Teaone en la Provincia de Esmeraldas Producido por el Rebosamiento de una de las Piscinas de Recuperación …………………………………………………………………. 19 Figura No. 3.- Sistema de Preventor de Reventones…………………………….. 26 Figura No. 4. Sistema de Circulación de Fluidos……………………………… 27 Figura No. 5. Lubricador………………………………………………………… 27 Figura No. 6. Terminal Marítimo……………………………….……………… 30 Figura No. 7. Representación de un Ecosistema Acuático……………………… 33 Figura No. 8. Contaminación de río por Derrame de Hidrocarburos…………… 36 Figura No. 9. Barreras que Ayudan a Contener los Derrames Petroleros……… 41 Figura No. 10. Desnatador Pedco……………………………………………… 44 Figura No. 11. Células de Sphagnum Peat Moss (turba)……………………… 45 Figura No. 12. Biomatrix Gold en superficies duras y Dominios Acuosos…… 46 Figura No. 13. Ubicación del Campo Villano y CPF…………………………… 52 Figura No. 14. Pozos Productores del Campo Villano A……………………… 58 Figura No. 15. Pozos Inyectores………………………………………………… 59 Figura No. 16: Flujograma de villano A………………………………………… 60 Figura No. 17. Layout General del CPF………………………………………… 62 Figura No. 18. Área de Procesos………………………………………………… 63 Figura No. 19. Área de Campamentos………………………………………… 63 Figura No. 20. Bodega y Talleres de Mantenimiento…………………………… 63 XVIII Figura No. 21. Helipuerto……………………………………………………… 64 Figura No. 22. Tanques de Almacenamiento…………………………………… 64 Figura No. 23. Generación y Distribución Eléctrica…………………………… 64 Figura No. 24. Dos pozos de Reinyección de Agua de Procesos……………… 64 Figura No. 25. Estanque……………………………………………………….. 64 Figura No. 26. Ubicación de las Válvulas SDV a lo largo del trayecto Villano-CPF.. 66 Figura No. 27. Ubicación de las Válvulas SDV a lo largo del trayecto CPF-Baeza… 67 Figura No. 28. Relación del OSCP con otros Sistemas de AOE………………. 73 Figura No.29. Esquema General del Oil Spill Contigency Plan (OSCP)……… 74 Figura No. 30. Lazo de Control Cerrado………………………………………. 75 Figura No. 31. Actuador Electrohidráulico……………………………………. 76 Figura No. 32. Equipos con sus Respectivos Cubetos o Diques………………. 77 Figura No. 33. Sistema de Sumidero…………………………………………… 78 Figura No. 34. Sistema de Tanques de Sumidero………………………..……. 79 Figura No. 35. Válvula de Alivio de Presión…………………………………… 80 Figura No. 36. MPO es el 80% de la presión de prueba………………………. 84 Figura No. 37. Disco de Ruptura……………………………………………… 85 Figura No. 38. Cochinos Limpiatubos con Cuchillas de Uretano(A) y con Cepillos(B) 86 Figura No. 39. Cochinos Inteligentes………………………………………….. 87 Figura No. 40. Sistema de Control en Forma Jerárquica……………………… 90 Figura No. 41.Comunicación CPF- Sistema de Control Distribuido(DCS) Lan Ethernet 92 Figura No. 42. Vacuum Tank o Tanque de Vacío……………………………… 96 Figura No. 43 Formato de Reportes del Programa Máximo…………………… 99 Figura No. 44. Sistema de Comunicaciones…………………………………… 102 XIX Figura No. 45. Rótulo de Identificación de los Procedimientos del OSCP…… 117 Figura No. 46. Bodega de los Materiales y Equipos Asignados para Control de Derrames……………………………………………………………………………… 121 Figura No. 47. Punto de Control 1PC-1………………………………………… 141 Figura No. 48. 1PC-1 VILLANO DJ LLIQUINO……………………………… 142 Figura No. 49. Sistemas de Comunicaciones…………………………………… 171 XX ÍNDICE DE TABLAS Tabla No. 1. Solubilidad de los n-Alcanos…………………………………..… 15 Tabla No. 2. Solubilidad de los Alcanos Ramificados………………………… 15 Tabla No. 3. Solubilidad de los Cicloalcanos………………………………..… 16 Tabla No. 4. Solubilidad de las Oleofinas……………………………………… 16 Tabla No. 5. Solubilidad de los Monoaromáticos……………………………… 17 Tabla No. 6. Solubilidad de los Fenoles………………………………………… 17 Tabla No. 7. Número de grupos zoológicos en cada tipo de bosque del Oriente Ecuatoriano……………………………………………………………………… 37 Tabla No. 8. Datos del Campo referencias del campo Villano Alfa…………… 51 Tabla No. 9. Tabla de Referencia # 4 de RAHOE: Puntos de descarga……..… 54 Tabla No. 10. Puntos de Control en el cuerpo receptor………………………… 55 Tabla No. 11. Tabla de Referencia # 6 de RAHOE: Límites permisibles para la identificación y remediación de suelos contaminados en todas las fases de la industria hidrocarburífera, incluidas las estaciones de servicios…………….… 56 Tabla No. 12. Propiedades físicas del crudo Villano-8………………………… 57 Tabla No. 13. Presencia de Contaminantes en el crudo Villano-8……………… 57 Tabla No. 14. Resumen de Procedimientos de Emergencia…………………… 72 Tabla No. 15. Hoja de ruta para un derrame de petróleo Tipo I………………… 118 Tabla No. 16. Hoja de ruta para un derrame de petróleo Tipo II y Tipo III…… 119 Tabla No. 17. Cuadro de la Ubicación de los Puntos de Control para Línea de Flujo y Oleoducto Secundario ………………………………………………… XXI 137 Tabla No. 18. Absisado de válvulas ubicadas a lo largo de la Línea de Flujo (Flow Line)…………………………………………………………………………………… 138 Tabla No. 19. Absisado de válvulas ubicadas a lo largo del Oleoducto Secundario (Pipe Line)…………………………………………………………. 139 Tabla No. 20.-Evaluación Física e Hidrológica-Hidráulica del Sitio de Respuesta contra Derrames……………………………………………………… 140 Tabla No. 21.-Resultados Obtenidos del Sistema de Planificación de Respuestas a Derrames de Crudo GOSRPS…………………………………… 143 Tabla No. 22. Estaciones Meteorológicas: Ubicación tipo y período de información…………………………………………………………………… 146 Tabla No. 23. Información Meteorológica Disponible……………………….. 147 Tabla No. 24. Precipitación media mensual (mm)……………………………. 148 Tabla No. 25. Temperatura Medial Mensual…………………………………. 149 Tabla No. 26. Humedad Relativa Media Mensual……………………………. 150 Tabla No. 27. Nubosidad Media Mensual (%)………………………………… 150 Tabla No. 28. Heliofanía Media Mensual (%)………………………………… 151 Tabla No. 29. Velocidad Media Mensual (km/h)……………………………... 151 Tabla No. 30. Frecuencia y Rosa de los Vientos……………………………… 152 Tabla No. 31. Exceso, reposición, consumo y déficit de agua………………… 153 Tabla No. 32. Evapotranspiración Media Mensual (mm)……………………… 153 Tabla No. 33. Listado de caracterización climatológica………………………. 154 Tabla No.34. Equipos y Materiales de Contingencia………………………… 160 Tabla No. 35. Equipos y Materiales de Contingencia………………………… 160 Tabla No. 36. Equipos y Materiales de Contingencia………………………… 160 XXII Tabla No. 37. Plan de Capacitación-Notificación Interna……………………… 175 Tabla No. 38. Plan de Capacitación-Derrame Tipo I…………………………… 176 Tabla No. 39. Plan de Capacitación-Derrame Tipo II………………………… 177 XXIII RESUMEN Los derrames de hidrocarburos son sucesos no deseados pero inherentes a la actividad petrolera en todas sus áreas operativas. Las empresas operadoras o prestadoras de servicios, toman todas las precauciones que la ciencia y tecnología lo permiten para prevenir y evitar estos derrames de hidrocarburos, sin embargo, todas deben tener planes de contingencias y emergencias que permitan actuar de la mejor manera cuando estos derrames sucedan por cualquier motivo. La elaboración del presente trabajo se sustenta en la descripción del Sistema de Control de Derrames en el Centro de Facilidades de Producción (CPF) de la empresa Agip Oil Ecuador que opera en Bloque 10 en la Provincia Amazónica de Pastaza mediante la verificación en el sitio, y de manera secuencial se describe el desarrollo de dicho estudio en los siguientes capítulos. Se inicia en el primer capítulo presentando los objetivos de investigación, la justificación del proyecto, hipótesis del trabajo y los aspectos metodológicos que se usaron para el desarrollo del trabajo. En el capítulo dos se estructura el marco teórico que nos servirán de apoyo y refuerzo XXIV para la mejor comprensión del control de derrames, así como de los aspectos (causas) e impactos (efectos) de la contaminación por derrames de hidrocarburos, mencionando finalmente las operaciones de contención y recolección de derrames de hidrocarburos y el tratamiento del material contaminado. En el tercer capítulo, se realiza la descripción del Sistema de Control de Derrames que tiene implementado Agip Oil Ecuador dentro de sus instalaciones, iniciando con la ubicación y estructura de campo, mencionando como está conformado el Sistema de Gestión Integrada y su concatenación con el Sistema de Gestión Ambiental (norma ISO 14001) el Plan de Contingencias para Derrames de Petróleo, así también como el almacenamiento y mantenimiento de los materiales y equipos que se utiliza para cuando se produce un derrame. Finalmente en el capítulo cuatro, se presentan las conclusiones y recomendaciones de este trabajo enfatizando que Agip Oil Ecuador cumple fielmente con disposiciones del Estado Ecuatoriano expresadas en el Decreto 1215, publicado en el Registro Oficial No. 265 del 13 de Febrero de 2001 del Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador (RAOHE). XXV SUMMARY The Oil Spills are unwanted events but inherent to the oil industry in all operational areas. The operating companies or service providers take all precautions that science and technology allow to prevent and avoid the oil spills, however, all must have contingency and emergency plans that allow to act of the best way when the Oil Spills occur for any reason. The development of this work is based on description of the Spill Control System in the Central Production Facilities (CPF) of Agip Oil Ecuador that operates in the Block 10 in the Amazon province of Pastaza by checking on the site and describes the sequential development of this study in subsequent chapters: It begins in the first chapter presenting the research objectives, project justification, the work´s hypothesis, and methodological aspects that were used for development of this project. In chapter two is structured the theoretical framework that will help us like a support and reinforcement for better understanding of oil spills control, aspects (causes) and impacts (effects), of pollution from oil spills, finally it has mentioned the containment XXVI and collection operations of oil spills and treatment of contaminated material. In chapter three, there is a description of Spill Control System that has implemented Agip Oil Ecuador within its facilities, it has began with the location and structure of field, it has mentioned the estructure of Integrated Management System and its concatenation with the Environmental Management System under ISO 14001 Standards, Oil Spill Contingency Plan, in the next step has been mentioned the storage and maintenance of equipment and materials that is used when a spill occurs. Finally in chapter four, conclusions and recommendations of this work emphasizing that Agip Oil Ecuador faithfully complies with the laws of the Ecuadorian state that has been expressed in 1215 decree, published in the Official Register No. 265, February 13, 2001 of Environmental Regulation for Hydrocarbon Operations in Ecuador (RAOHE). __________________________ Ing. Fausto Ramos Director de Tesis XXVII CAPÍTULO I CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN A través de los años hemos observado como grandes parcelas de terreno se han perdido provocando daños que muchas de las veces son irreparables. Los derrames son acciones contaminantes que generan mayor impacto en las diferentes industrias del sector hidrocarburífero, ya que por la mala disposición del material pétreo así también como por negligencia técnica, fallas en los equipos o por la manipulación incorrecta de los mismos, ya sea por falta de capacitación o el exceso de confianza que experimentan cada uno de los técnicos del área, han dado lugar a que se generen impactos de carácter antrópico-contaminantes, tecnológicos, entre otros, causando catástrofes de diversa índole tales como: pérdidas económicas para los dueños de los terrenos así también como daños a la salud, reparación y mantenimiento de los equipos de operación, atentado a la vida misma o pérdida y afectación a la flora y fauna de dichas zonas. Agip – Oil Ecuador localizada el bloque N°. 10, en el sector central de la provincia de Pastaza, en la Región Amazónica Ecuatoriana (RAE), desarrolla procesos de exploración, y producción de petróleo, hecho por el cual siempre tienen presente formas o métodos de control de derrames mediante Planes de Contingencia debidamente estructurados enfocados a la prevención de este tipo de impactos ambientales. Agip – Oil Ecuador es una empresa que lleva un control preventivo mediante un análisis profundo del grado de exposición y vulnerabilidad al que están expuestas dichas 1 Facilidades y las personas involucradas en las mismas, con el fin de determinar las diferentes amenazas al que se hallan expuestos las locaciones del sector hidrocarburífero así también como los sistemas de transporte como son: Oleoductos y líneas en los CPF (Central Production Facililies) , oleoductos primarios y secundarios, centrales de servicio, auto tanques, espacios confinados etc, son el gran desafío al que tienen que enfrentar cada Industria Hidrocarburifera. En caso de existir derrames de hidrocarburos, la contaminación afecta a los componentes físicos: Agua (superficial y Freática), suelo, subsuelo, aire y biota, todos los procesos de remediación de estos componentes deben estar controlados por la autoridad ambiental y cumplir con los parámetros, caracterizaciones y limites máximos permitidos dados en la ley Ambiental “REGLAMENTO AMBIENTAL DE OPRACIONES HIDROCARBURIFERAS DEL ECUADOR (RAOHE)” Decreto No. 1215, publicado en el Registro Oficial No. 265 de 13 de Febrero de 2001. 1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ¿En toda actividad de la Industria Petrolera se pueden provocar derrames por diferentes causas como descontrol en variables de procesos: presiones, temperaturas, caudales, fallas en los equipos o tuberías, errores humanos, atentados, esto obliga a las empresas operadoras petroleras a mantener un Sistema de Gestión Ambiental y dentro de este un Sistema de Control de Derrames actualizado? 2 1.2 JUSTIFICACIÓN La contaminación de suelos por hidrocarburos es un problema importante en la mayor parte de los países productores de petróleo. La matriz (suelo) es espacialmente variable y está demostrado que las propiedades químicas, que juegan un papel importante en la adsorción del contaminante, tales como pH, textura y materia orgánica, muestran una distribución altamente variable. Los derrames de hidrocarburos ocasionan impactos negativos a los ecosistemas enteros, además, representan importantes pérdidas económicas y son un peligro potencial para la salud, por lo que es de vital importancia que se impartan talleres o capacitaciones en miras de poder prevenir o a su vez reducir todo este tipo de riesgos, y así evitar grandes catástrofes operativas de accidentes involucrados con derrames de hidrocarburos los que podrían poner en peligro el contingente humano, el ambiente y las instalaciones. La elaboración de la presente tesis se sustenta en la evaluación de los equipos de control de derrames, de los procedimientos y planes de contingencia y emergencia para mejorarlos. Estas importantes razones obligan a realizar un estudio técnico descriptivo que justifique la importancia de tener o de contar siempre con Sistemas de Control de Derrames enfocados a mitigar este tipo de amenazas de carácter antrópicocontaminantes, tecnológicos maliciosos, entre otros. 3 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 OBJETIVO GENERAL Describir el sistema de control de derrames en el centro de facilidades de producción CPF de la empresa Agip Oil Ecuador que opera en el bloque 10 de la amazonia ecuatoriana. 1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Investigar de qué está compuesto el Sistema de Control de derrames que tiene la empresa Agip Oíl en su Centro de Facilidades de Producción (CPF). Describir los procedimientos o sistemas de control de derrames que tiene implementado la empresa, los Planes de Emergencia y Contingencia. Determinar los equipos y materiales que tiene la empresa para el control de derrames. 1.4 METODOLOGÍA 1.4.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN En la elaboración de esta tesis se aplicaran diversos métodos investigativos así también como de campo. Método inductivo.- Haciendo una descripción y análisis de términos y conceptos 4 básicos que nos servirán de apoyo y refuerzo para mejor comprensión de cada unos de los problemas, amenazas, vulnerabilidades y riesgos que provocan los derrames al momento de suscitarse en los Centros de Facilidades de Producción (CPF). Método de Observación científica de Campo.- Por medio de la observación y obtención de información obtenida en los campos de AGIP OIL a través de pasantías realizadas, nos será de gran valor investigativo ya que a través del mismo me permitirá conocer cuál es el estado actual de planificación de Gestión de Riesgos que tiene implementado la empresa AGIP OIL en sus campos, en miras a estar preparados frente a la manifestación de derrames, y de esta manera poder establecer o mencionar recomendaciones en cuanto a la implementación de algún sistemas de contingencia o resiliencia (capacidad de Gestión y Respuesta) en dicha locación. Método Deductivo.- Mediante el cual me proveeré de información almacenada, recopilando y a su vez realizando análisis y sistematizando información disponible. 1.4.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN Las técnicas que se usaran para desarrollar el presente trabajo de investigación son: la entrevista y la observación (observación crítica, registro de datos, analizar e interpretar datos, elaborar conclusiones. 5 1.5 HIPÓTESIS 1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL Es necesario evaluar el/los Sistemas de Control de derrames en una locación petrolera, para asegurar que cuando estos sucedan, se implementen las medidas necesarias para disminuir o eliminar sus impactos. 1.5.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS El uso incorrecto, así también como la falta de mantenimiento de cada uno de los equipos operacionales de control de derrames, son factores determinantes que conllevan serias consecuencias medioambientales. Actualizar los equipos para control de derrames, así también como verificar si su vigencia esta actualizada, ya que debería ser un control periódico que se debe realizar a los mismos. Hay que actualizar y revisar los procedimientos internos de control de derrames para que estén acordes con las últimas tecnologías. 6 1.6 VARIABLES 1.6.1 VARIABLE DEPENDIENTE Suelo Aire Agua 1.6.2 VARIABLE INDEPENDIENTE Hidrocarburos Ductos o tuberías de transporte 1.6.3 VARIABLE INTERVINIENTE Sistemas de protección. Programas de contingencia. Análisis de daños. Estadísticas. 7 CAPÍTULO II CAPÍTULO II 2. MARCO TEÓRICO En el presente capítulo se hace referencia a diversas generalidades relacionados con derrames de petróleo, características del mismo y mecanismos que se emplean con el fin de mitigar este tipo de amenazas. 2.1. CONTAMINACIÓN AMBIENTAL POR DERRAME DE HIDROCARBUROS Durante años se ha podido apreciar un sinnúmero de contaminaciones ambientales que han provocado los derrames, ocasionado daños al ecosistema y contribuyendo de esta manera al calentamiento global que hoy por hoy es un tema tan discutido y debatido tanto en la comunidad Nacional como Internacional, estos accidentes de contaminación tanto en tierra como en los cuerpos de agua resultan inevitables en la industria petrolera, debido a los grandes volúmenes de hidrocarburos que se manejan. Por tal motivo es de vital importancia que todas las empresas que en el Sector Hidrocarburífero laboran dispongan dentro de las mimas, sistemas de Gestión que planifiquen la prevención y el control de riesgos a la salud, a la seguridad y al ambiente, ya que es una herramienta que asocia un conjunto de acciones y mecanismos que permitan la reducción de la vulnerabilidad (física, social, institucional, ambiental) ante potenciales desastres que presentan los derrames. En este contexto, la prevención es un 8 elemento esencial que garantiza el desarrollo humano sostenible. Una de las condiciones esenciales para ello, es el forjamiento de una institucionalidad para los temas de riesgos y la incorporación de medidas que generen escenarios de intervención en el campo político, jurídico y social; es decir, la gestión de riesgos es un eje transversal que debe estar presente en actividades públicas y privadas de la sociedad. La contaminación de suelos por hidrocarburos es un problema importante en la mayor parte de los países productores de petróleo. La matriz (suelo) es espacialmente variable y está demostrado que las propiedades químicas, que juegan un papel importante en la adsorción del contaminante, tales como pH, textura y materia orgánica, muestran una distribución altamente variable. Los componentes del petróleo son generalmente agrupados en cuatro clases de acuerdo a su solubilidad en solventes orgánicos: saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. No todos los componentes del crudo son rápidamente degradables, las parafinas de cadenas cortas son los sustratos fácilmente degradables por los microorganismos seguidos en orden descendiente por las parafinas de cadena larga, isoparafinas, ciclo parafinas, aromáticos, heterocíclicos, resinas y asfaltenos. Los compuestos polares y los asfaltenos son generalmente considerados resistentes a la biodegradación. El material remanente se denomina "hidrocarburos totales de petróleo" (TPH, total petroleum hydrocarbon) y es considerado biodegradable. La fracción polar y los hidrocarburos totales de petróleo, juntamente, se nombran petróleo total, el cual puede ser estimado gravimétricamente por evaporación de los solventes usados para la extracción. . Existen tres formas en que suceden los derrames: la primera corresponde a aquellos producidos por los accidentes carreteros o ferroviarios; la segunda a las fugas en los tanques de almacenamiento o líneas de conducción, así también como fallas en los 9 equipos operativos y la tercera forma obedece a aquellos sitios donde de manera deliberada se construyen tomas clandestinas en ductos y que en la mayoría de los casos quedan fuera de control produciendo el derrame. Figura 1. Derrame de petróleo en río Fuente: Fotos de Industrialización de Petróleo II UTE Elaborado por: Darío Paguay Los impactos ambientales pueden generar que hábitats completos se afecten de forma importante y que su recuperación se realice en períodos de tiempo extremadamente largos, ya que la degradación de forma natural de la más simple de estas sustancias, sucede en teoría, en varias decenas de años después. Los componentes de estos hidrocarburos como el Benceno, Tolueno y Xileno tienen la característica química de la "aromaticidad" y la peculiaridad de ser "cancerígenos" para los humanos y los animales. El cuerpo humano no las puede degradar, pero tampoco desechar, de modo que son absorbidas por algún tejido provocando la mutación de sus células y dando como resultado diferentes tipos de cáncer. 10 2.2.- HIDROCARBUROS Los hidrocarburos son compuestos formados por átomos de carbono e hidrógeno, de gran abundancia en la naturaleza, presentes principalmente en el petróleo. Se considera a los hidrocarburos de petróleo como una mezcla líquida compleja de gases, líquidos y sólidos, existiendo pequeñas cantidades de mezclas de nitrógeno, oxígeno y azufre, además de contener compuestos de hierro, níquel, vanadio y otros metales. De manera general, el petróleo tiene una proporción de 76% a 86% de carbono, e hidrógeno de 10% a 14%. Para los propósitos de contaminación ambiental, los hidrocarburos se clasifican de la siguiente forma: 2.2.1 Hidrocarburos Biogénicos Estos son sintetizados por casi todas las plantas, animales terrestres y marinos, incluyendo la micro Biota, bacterias, plancton marino, algas y plantas. La síntesis de este tipo de hidrocarburos está controlada por rutas metabólicas, lo cual trae como resultado mezclas de compuestos de limitada complejidad estructural relacionada directamente con la función biológica específica. 2.2.2 Hidrocarburos Antrópicos Son aquellos que son introducidos como resultado de cualquier tipo de actividad humana. Los procesos de combustión industrial que contribuyen con niveles mucho más altos debido principalmente al humo generado por carbón, combustibles fósiles y petróleo refinado, las descargas de aguas municipales, las actividades de transporte y los derrames son algunas de las principales fuentes de estos contaminantes. 11 Los HAP´s (hidrocarburos aromáticos policíclicos) constituyen contaminantes orgánicos relacionados con las actividades humanas. Los compuestos que más conciernen de los hidrocarburos del petróleo y de la pirólisis de combustibles son los hidrocarburos aromáticos policíclicos, sus homólogos alquil y los HAP´s sustituidos con sulfuro o nitrógeno. Muchos de esos compuestos son estables y altamente tóxicos, algunos son potentes carcinógenos y otros mutagénicos. Se ha reportado que los HAP´s son producidos a altas temperaturas de 400° a 500° C, mientras los homólogos alquil sustituidos se producen a bajas temperaturas de 100° a 150° C. 2.2.3 Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (HAP’s) Están formados por dos o más anillos de benceno fusionados, los cuales difieren en el número y posición del anillo aromático. Hay dos clases de hidrocarburos aromáticos: los de bajo peso molecular que tienen de 2 a 3 anillos aromáticos como el naftaleno, fluoreno, fenantreno, antraceno y derivados, además los de alto peso molecular que tienen de 4 a 7 anillos aromáticos como el criseno. Sus características físicas y químicas varían de acuerdo a su peso molecular y en consecuencia, en su distribución y conducta del ambiente, lo mismo sus efectos en los sistemas biológicos. 2.3 CARACTERISTICAS DE LOS HIDROCARBUROS Las características determinantes de los hidrocarburos en el ambiente son las siguientes: 2.3.1 Densidad Los compuestos orgánicos se clasifican en dos grupos: 12 Compuestos orgánicos ligeros: son aquellos cuya densidad es menor que la del agua. Compuestos orgánicos densos: son aquellos que poseen una densidad mayor a la del agua. 2.3.2 Polaridad Se refiere a la existencia o no de una distribución equitativa de las nubes electrónicas que forman varios enlaces. Si no es equitativa, una parte de la molécula será más positiva y la otra será más negativa. Por tanto, la molécula se comporta como un dipolo o que es una molécula polar. Por otra parte, si las nubes electrónicas están igualmente distribuidas, decimos que la molécula es no polar. La polaridad depende de la electronegatividad de los átomos y la forma de la molécula, si hay diferencia de electronegatividad de los átomos la molécula será no polar. Todos los compuestos orgánicos contienen carbono y la mayoría también hidrógeno, debido que existe una leve diferencia en electronegatividad entre el carbono y el hidrógeno; la mayoría de los compuestos son no polares. Los hidrocarburos aromáticos, son compuestos no polares o muy débilmente polares como los alifáticos. 2.3.3 Hidrofobicidad Se refiere a la poca afinidad de los compuestos orgánicos al agua como es el caso de los hidrocarburos del petróleo. El comportamiento resultante es una baja solubilidad de las moléculas no polares y aquellas débilmente polares que tienen una mayor afinidad de reaccionar con la materia. 13 2.3.4 Solubilidad al Agua Es la característica química más importante usada para asegurar: (a) movilidad química, (b) estabilidad química, (c) acumulación química, (d) bioacumulación química y (e) sorción química, en el ambiente. Las características de la solubilidad son: La alta solubilidad al agua de un compuesto químico promueve su mayor movilidad, y es menos probable a ser acumulativo, bioacumulativo, volátil y persistente; un compuesto químico altamente soluble es propenso a ser biodegradado y metabolizado por los microorganismos. Un contaminante químico poco soluble en agua es más probable de ser inmovilizado por vía adsorción y es menos móvil, más acumulativo o bioacumulativo, persistente en los compartimentos ambientales y ligeramente propenso a biodegradarse y puede ser metabolizado por plantas y animales. Los valores numéricos de la solubilidad son los siguientes: Solubilidad baja < de 10 ppm. Solubilidad media entre 10 y 1000 ppm. Solubilidad alta >1000 ppm. 14 Tabla 1. Solubilidad de los n-Alcanos Grupo de Hidrocarburo Hidrocarburo Representativo Solubilidad en agua (mgl-1) n-Alcanos C4 n-butano 61.4 C5 n-pentano 38.5 C6 n-hexano 13.3 C7 n-heptano 2.2 C8 n-octano 0.43 C9 n-nonano 0.12 C10-C14 n-decano 0.05 Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE. Elaborado por: Darío Paguay Tabla 2. Solubilidad de los Alcanos Ramificados Tabla 2. Solubilidad de los Alcanos Ramificados Grupo de Hidrocarburo Hidrocarburo Representativo Solubilidad en agua (mgl-1) Alcanos Ramificados C4 Isobutano 49 C5 Isopentano 48 C6 2-metilpentano 78 C7 2-metilhexano 2.54 C8 2,4-dimetilhexano 1.29 C9 2,2,4-trimetilhexano 0.53 Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE Elaborado por: Darío Paguay 15 Tabla 3. Solubilidad de los Cicloalcanos Grupo de Hidrocarburo Hidrocarburo Representativo Solubilidad en agua (mgl-1) Cicloalcanos C6 Ciclohexano 55 C7 Metilciclohexano 14 C8 1,2,4-Trimetilciclopentano C9 1,1,3-Trimetilciclohexano 1.77 Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE Elaborado por: Darío Paguay Tabla 4. Solubilidad de las Oleofinas Grupo de Hidrocarburo Hidrocarburo Representativo Solubilidad en agua (mgl-1) Oleofinas C4 1-buteno 222 C5 1-pentano 148 C6 1-hexano 69.7 Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE. Elaborado por: Darío Paguay 16 Tabla 5. Solubilidad de los Monoaromáticos Grupo de Hidrocarburo Hidrocarburo Representativo Solubilidad en agua (mgl-1) Monoaromáticos Benceno Benceno 1,760 Tolueno Tolueno 470 Xilenos m-xilenos 172 Etil benceno Etilbenceno 140 C3-bencenos 1,3,4-trimetilbenceno 48.2 C4-bencenos 1,4-dietilbenceno 15 Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE. Elaborado por: Darío Paguay Tabla 6. Solubilidad de los Fenoles Grupo de Hidrocarburo Hidrocarburo Representativo Solubilidad en agua (mgl-1) Fenoles Fenol Fenol 82,000 C1-fenoles o-cresol 31,000 C2-fenoles 2,4-dimetilfenol 4,600 C3-fenoles 2,4,6-trimetilfenol 14,000 C4-fenoles m-etilfenol Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE. Elaborado por: Darío Paguay 2.4 CONTAMINACIÓN POR PETRÓLEO La contaminación en general es la impregnación del aire, el agua o el suelo con productos que afectan a la salud del hombre, la calidad de vida o el funcionamiento natural de los ecosistemas. Sobre la contaminación de la atmósfera por emisiones 17 industriales, incineradoras, motores de combustión interna y otras fuentes. Las descargas accidentales y a gran escala de petróleo líquido son una importante causa de contaminación de las costas. Los casos más espectaculares de contaminación por crudos suelen estar a cargo de los súper petroleros empleados para transportarlos, pero hay otros muchos barcos que vierten también petróleo, y la explotación de las plataformas petrolíferas marinas supone también una importante aportación de vertidos. Se estima que de cada millón de toneladas de crudo embarcadas se vierte una tonelada. Hay medidas las cuales buscan mitigar la acción de los derrames petroleros sobre el agua, entre las cuales se encuentra la acción preventiva la cual es considerada como la más importante, aunque lo ideal es que nunca sucedan los derrames de petróleo, estos suceden, y hay planes de acción que se aplican con la finalidad de tratar de eliminar la contaminación presente. Se han creado leyes que castigan la contaminación de las aguas por el ingreso a estas de hidrocarburos, es importante destacar que dichas leyes transcienden nuestras fronteras y existen muchos convenios internacionales que buscan principalmente la protección del ambiente, no podemos dejar de un lado la acción de grupos ambientalistas que sin fines de lucro luchan contra las acciones que no buscan proteger el ambiente. La mayoría de las refinerías y terminales petrolíferas situadas en las costas disponen hoy de planes de contingencia contra la contaminación. En ellos se listan las medidas que deben adoptarse en caso de vertidos, el equipo que conviene utilizar y la protección o tratamiento que deben recibir determinadas áreas especialmente delicadas al manejo de productos como son los hidrocarburos. 18 Figura 2. Derrame de combustible en el Río Teaone en la Provincia de Esmeraldas producido por el rebosamiento de una de las piscinas de Recuperación FUENTE: www.hoy.com.ec/noticias-ecuador/rio-teaone-derrame-de-combustible ELABORADO POR: Darío Paguay Por citar un ejemplo suscitado en la provincia de Esmeraldas alrededor de 1 300 barriles de Fuel Oíl (bunker) de los tanques de almacenamiento de la Refinería Estatal Esmeraldas (REE), contaminaron seis kilómetros del río Teaone, al sur de la capital esmeraldeña. El derrame se produjo por el rebosamiento de este producto de los tanques Y-T2501/2, por una fuga reportada a la 01:28 del pasado sábado (9/Julio/2010), según el informe de Petroindustrial. Se aplicaron las barreras de contención, pero, por la creciente del río, el combustible se salió de su cauce. La mayor parte del carburante se entrampó en el cubeto (zona de retención), pero otra se escapó por el canal de la calle No. 2, que desemboca en una fosa que tiene comunicación con el río Teaone. 19 Guillermo Delgado, dirigente del barrio La Propicia Uno, indicó que: “Desde las 18:00 del sábado observaron manchas de petróleo que les puso alerta. Los trabajos de remediación se mantienen desde el sector del puente viejo hasta el encausamiento con el río Esmeraldas. Cuadrillas de trabajadores recogen el producto derramado, que se muestra como una fina película de aceite aislada entre las barreras de protección, explicaron técnicos de la Refinería. Según sus datos se han realizado 20 viajes en doble turno de los camiones cisterna, con un total recuperado de 1 428 barriles de Fuel Oil y agua”. La contaminación por crudo debida a la prospección y la explotación petrolíferas en tierra firme también puede ser muy dañina para el medio ambiente. En la mayor parte de los casos la contaminación por crudo se debe a defectos de diseño, mantenimiento y gestión. Por ejemplo, en la Amazonía ecuatoriana se ha producido una contaminación generalizada de los suelos y los cauces de agua por culpa de los reventones, o eliminación descuidada del petróleo residual y las disfunciones de los separadores petróleo-agua. Cuando se produce un derrame de petróleo no sólo se mueren gran cantidad de peces, aves y otras especies de pequeña dimensión y que no son visibles para nuestra vista. Como las ciudades toman el agua de los ríos o los mares, muchas poblaciones son también víctimas de posibles contaminaciones. 2.4.1 Derrames Naturales y Antropogénicos La contaminación por hidrocarburos tiene múltiples fuentes que pueden ser naturales o antropogénicas. En la naturaleza existen afloramientos naturales de hidrocarburos, en los océanos y en 20 áreas continentales; estos no constituyen una fuente importante de contaminación. Sólo se consideran las antropogénicas, y se clasifican en agudas y crónicas. Los hidrocarburos biogénicos son un componente importante de la concentración de fondo de hidrocarburos en el ambiente marino, pero éstos están, de hecho, muy dispersos y no deberían ser considerados como una fuente importante de contaminación marina. La entrada restante es antropogénica, excepto para una fracción desconocida de la deposición atmosférica de hidrocarburos, la que podría ser generada por emisiones de vegetación terrestre y de otras fuentes naturales. 2.4.2 Derrames Agudos y Crónicos La explotación, consumo de petróleo y sus derivados han aumentado las concentraciones naturales de estos compuestos en los ecosistemas terrestres y acuáticos. Aún siendo espectaculares las mareas negras, es mayor la carga contaminante de hidrocarburos que proceden de vertidos y escorrentías urbanas; de operaciones de carga, descarga y refino; y, por deposición atmosférica, afectando crónicamente los cuerpos receptores. Las mayores entradas de hidrocarburos en el medio acuático proviene de operaciones rutinarias de su transporte y aguas residuales de ciudades e industrias; aunque los grandes derrames sean los más llamativos. Siendo así que, los derrames se pueden clasificar en agudos para los grandes derrames y crónicos como el proveniente de los efluentes de las estaciones de recolección y tratamiento de crudo, por ejemplo. 21 2.4.3 Derrames producto de las operaciones hidrocarburíferas La utilización de tecnología obsoleta en la actividad hidrocarburífera sumado al poco nivel de control institucional ambiental ha conducido a que esta actividad se desarrolle de manera inadecuada, provocando una aceleración en los niveles de contaminación y en el número de derrames petroleros, cuyas causas han sido la utilización irresponsable de tecnología obsoleta y hábitos contaminantes irresponsables. Esto nos lleva a una reflexión profunda respecto a la manera como las empresas están explotando este recurso y al evaluar los beneficios obtenidos frente a los desastres alcanzados de la industria petrolera, la balanza se inclina y muy abismalmente a lo negativo. Entre los desastres por derrames de petróleo más conocidos tenemos: El incendio de la Refinería de Esmeraldas ocurrido el 26 de febrero de 1998 que produjo la mayor catástrofe que se ha dado en la Refinería, y en la historia de la explotación petrolera en el Ecuador, se originó cuando los tubos del oleoducto y poliducto se rompieron incendiándolo todo y produciendo la muerte de 33 personas, 18 afectados con quemaduras graves, 15 ahogados y más de 100 heridos en el sector donde se quemaron alrededor de 1800 casas. El incendio se ocasionó a causa de un deslizamiento de tierras que se produjo por las fuertes lluvias que generó el Fenómeno del Niño aquel año, y que sumado a las condiciones del terreno, de por sí blando, generó el escenario ideal para la tragedia. El día anterior al incendio había llovido fuertemente lo que produjo un desplazamiento de tierras que rompió las tuberías, bastando una chispa para que se inicie el fuego. Cabe la duda del tipo de análisis y estudios que viabilizaron la construcción del Oleoducto y la Refinería en un lugar no apto por las condiciones blandas de su terreno. Quizás la 22 decisión tomada no respondió a un serio análisis técnico, sino más bien a consideraciones políticas: siempre va a ser más fácil perjudicar a una población pobre, negra y, por tanto, discriminada por la sociedad y desprotegida por el Estado. El 03 de marzo de 2008 debido a las intensas lluvias caídas en el País, un alud arrasó un tramo del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) en el sector de El Reventador, a unos 60 kilómetros al este de Quito. El vertido de unos 4.000 barriles de crudo produjo la rotura del SOTE y de un "poliducto" paralelo, por el que se transportan gasolinas, contaminó un pantano y el río Quijos, afluente del Coca que atraviesa la población de Francisco de Orellana. Este derrame contaminó todo el río Coca y sobrepasó los 500 Km. de contaminación al continuar por el río Napo. Por este desastre, el cantón Coca estuvo algunos días sin agua potable, ya que se provee del caudal de este río, el abastecimiento tuvo que hacerse a través de un sistema opcional dispuesto por el Ministerio de Recursos no Renovables, que consistía en tomar agua del río Payamino, de por sí contaminado por desechos de petróleo de la compañía Perenco. Algunas canecas de agua dulce se llevaron desde el cantón Loreto. El 01 de febrero de 2008, las autoridades ecuatorianas tuvieron constancia de un derrame de petróleo en los límites de la reserva natural del Yasuní causado por Repsol YPF en donde se contaminó parte del parque Nacional Yasuní, afectando a la flora y fauna, así como recursos naturales existentes en la zona. Inicialmente Repsol había mentido al Estado manifestando que el derrame era de pequeñas proporciones, sin embargo se pudo constatar que el siniestro fue de consecuencias mayores al haber producido cantidades de petróleo que contaminaron algunos ríos al interior del parque nacional Yasuní. Las posibles fuentes de contaminación en los procesos de producción y transporte de 23 crudo y sus derivados son: 2.4.3.1 Perforación En esta actividad se atraviesan formaciones con petróleo y éste llega a la superficie junto con los ripios y lodo de perforación; si no se toman precauciones en su tratamiento y disposición final, se pueden contaminar los alrededores del pozo y sistema hídrico cercano. Muchas piscinas para tratamiento de lodos están construidas en rellenos o cerca de barrancos y existe la posibilidad de rotura, ya sea a causa de la erosión. Es importante tener el control de la presión dentro de las operaciones de perforación ya que es una de las variables a las cuales se hayan más vulnerable dichas operaciones. Los reventones constituyen una de las amenazas más comunes que podemos encontrar durante las operaciones de perforación. 2.4.3.1.1.- Reventón Es una surgencia descontrolada es decir, el desplazamiento del fluido desde el pozo provocado por un influjo no deseado de fluido de formación. Una surgencia no debe incurrir si la presión hidrostática del fluido en el pozo excede ligeramente a la de la presión de formación. Cuando se produce una surgencia y no es reconocida o no se toma la acción debida, entonces esta puede desarrollarse hasta convertirse en descontrol para lo cual la cuadrilla debe tomar las acciones correspondientes para retomar el control del pozo. Es importante saber si el influjo invasor es gas o líquido (petróleo/agua). Se puede 24 determinar aproximadamente calculando la densidad del fluido invasor asumiendo que la diferencia entre las presiones de cierre (cierre de tubos y cierre de caising) se debe a la diferencia de densidad de la columna de la surgencia. Para determinar el tipo de fluido en el pozo, se debe medir con mayor exactitud posible la ganancia de volumen en los tanques, este es un indicador del tamaño de la surgencia. (excluyendo el volumen del equipo de control de sólidos en superficie si el pozo es cerrado antes de medir la ganacia). La densidad del agua salada generalmente está entre 8.5 y 10 ppg. Mientras que la densidad del gas es menor a 2 ppg. Si la densidad está entre 2 ppg y 8.5 ppg entonces se sabe que el fluido invasor es una mezcla de gas, petróleo y agua. 2.4.3.1.2.- Sistema de Prevención de Reventones o Surgencias BOP Este sistema ayuda a controlar uno de los problemas más serios que se confronta al perforar un pozo. Se trata de controlar las arremetidas que se pueden dar, las mismas que son el resultado de la entrada repentina en el pozo perforado de fluidos del yacimiento provenientes de las formaciones sujetas a altas presiones. Si no se controla debidamente el golpe de ariete o arremetida, esta puede convertirse en un reventón que hace erupción violenta en la superficie de los fluidos contenidos en la formación, de esta manera, la entrada incontrolada de estos fluidos de alta presión puede ocasionar un desastre no solamente espectacular, sino trágico que puede resultar en la pérdida de vidas humanas, daños severos a los equipos, grandes pérdidas económicas y deterioro del medio ambiente. 25 Figura 3.- Sistema de preventor de Reventones Fuente: Well Control School “Manual de Control de Pozos” Elaborado por: Darío Paguay 26 Figura 4. Sistema de Circulación de Fluidos Fuente: Drilling Rig Equipment and Operations Guide-REPSOL Elaborado por: Darío Paguay 2.4.3.2.- Reacondicionamiento de Pozos Pueden presentarse derrames de mayor o menor intensidad; muchos se derivan por negligencia durante las operaciones y del mal uso de los equipos: Figura 5. Lubricador Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE Elaborado por: Darío Paguay 27 Al desconectar la tubería de producción, el crudo de la estación se puede devolver por falla en la válvula check. Al usar el lubricador, los empaques deteriorados del prensaestopas generan salida de crudo. Al abrir la llave de purga del lubricador el crudo pasa al entorno si no se cuenta con un sistema recolector. Al extraer la tubería se presenta escurrimientos de crudo, aunque en poca cantidad, y contribuye a la contaminación. 2.4.3.3.- Producción Cubre varias etapas, desde la extracción hasta su entrega a las refinerías o a tanqueros para su exportación. Las etapas frecuentes donde se pueden producir derrames son: Pozos: Escapes por daños en las válvulas y empaques, liqueos en el cabezal, en la toma de muestras, etc. Estaciones de producción: Descuido en el manejo de válvulas (altera el orden de manipulación de las válvulas en el múltiple al cambiar el flujo de un colector a otro; se presentan sobrepresiones y provocan el disparo de las válvulas de alivio o la ruptura de la línea). Falta de coordinación en reparaciones: Derrames por manipulación indebida de válvulas o puesta en marcha de bombas. Separadores: Crudo arrastrado por el gas ante inadecuado control de niveles, falta de mantenimiento de la válvula de descarga, del flotador y control en la presión de separación. Separadores trifásicos: Fugas de petróleo al drenar el agua. 28 Tanques: Derrames por rebose, ruptura de paredes por corrosión o fatiga del material, daños en uniones, fallas en válvulas o en operación. Aguas de formación drenadas al ambiente: Pueden tener crudo libre o en emulsión en mayor o menor grado, dependiendo de la eficiencia del tratamiento. Limpieza y mantenimiento de los tanques: El impacto de los lodos aceitosos es similar al de un derrame de crudo. 2.4.3.4.- Transporte Se incluyen las líneas de transferencia, los oleoductos secundarios y principales, así como los poliductos. Las principales causas de derrame de petróleo que se destacan al momento de su transporte son: la rotura de los oleoductos debido a la corrosión, a la antigüedad de las tuberías y su mal mantenimiento y los atentados provocados. Las compañías petroleras han encontrado en este último el pretexto perfecto para evadir responsabilidades civiles y ambientales, no extraña que según reporte de Petroecuador en el 2003 y 2004, la principal causa fue la corrosión, luego aparecen los atentados y las fallas de equipo. En el 2005 se invierten los registros y los atentados pasan a convertirse en la principal amenaza para las tuberías que transportan crudo. Los derrames de petróleo como ya se dijo, provocan daños a la naturaleza y a la población, sus consecuencias e impactos para que sean objetivamente determinados deben ser medibles en el tiempo. Las acciones contaminantes, que tienen mayor impacto son aquellos que se generan por la vía de los derrames de petróleo y por la mala disposición del material pétreo, sus consecuencias atentan principalmente contra el derecho a la salud, al ambiente sano, y a la propiedad. 29 2.4.3.5.- Autotanques Se utilizan para el transporte de productos derivados. Los derrames producidos por autotanques casi siempre se deben a volcamientos y/o daños en las válvulas. En derrames, aunque pequeños, pueden ocasionar daños graves si ocurren cerca de cuerpos de agua. Terminales marinos (Figura 6): rupturas en líneas, daños en válvulas, rebose de tanques, agua de lastre (slop) mal tratada, rebose de piscinas, monoboyas, etc. Figura 6. Terminal Marítimo Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE Elaborado por: Darío Paguay Malas maniobras de válvulas y/o mangueras, y ruptura de mangueras o juntas; deficiente longitud o inadecuada instalación. Derrame de petróleo en la cubierta por rebose del tanque. 30 Accidentes producidos por tormentas eléctricas o mal tiempo. Daños ocasionados por paso de otros buques. Derrames por averías (mantenimiento deficiente, costuras del casco desoldadas, remaches flojos, etc.). Reparaciones indebidas. Siniestros, colisiones, incendio, explosiones, etc. 2.5. EFECTOS DE LA CONTAMINACIÓN POR DERRAMES DE HIDROCARBUROS Los hidrocarburos (el petróleo) pueden ser tóxicos en este sentido, pero buena parte del daño ambiental se debe a sus propiedades físicas. Los efectos más evidentes se deben a su naturaleza hidrófoba y a su impermeabilidad con respecto al oxígeno. Las propiedades hidrófobas están asociadas a la estabilidad química y esto da lugar a la persistencia; por lo tanto, el daño ambiental se puede producir tiempo después de ocurrido el incidente. Una vez que ha ocurrido un derrame de contaminantes en el suelo, los fenómenos de capilaridad y gravedad los conducen hacia las aguas subterráneas, por ello, se hace necesario entender la forma del transporte. En términos generales, el comportamiento de los contaminantes está en función de sus características fisicoquímicas en las que se incluyen principalmente densidad, solubilidad, viscosidad, además de las características del medio que los rodea como son: el tipo de suelo, adsorción, permeabilidad, tamaño de las partículas, contenido de humedad y de materia orgánica, succión, profundidad del nivel del agua entre otros. Los factores climatológicos como la temperatura y las precipitaciones pluviales también tienen influencia; todos los fenómenos físico-químicos definen el tamaño y distribución de la pluma de contaminación en una zona. 31 La densidad determina los procesos de transporte en el acuífero, por ejemplo: los ligeros tienden a formar una capa en forma de nata en el nivel freático y se mueven horizontalmente en la dirección del flujo del agua subterránea, tal y como lo hacen las gasolinas, aceites y el petróleo crudo; en cambio los densos migran hacia la base del acuífero creando una columna a partir de la cual pueden viajar en la dirección del flujo de agua subterránea contaminando el acuífero. 2.5.1. Efectos sobre la Fauna Acuática El efecto más evidente se presenta en las aves cuando quedan cubiertas de petróleo, el petróleo destruye su capacidad aislante ocasionando la muerte por frío; reduce la flotabilidad en el agua e impide el vuelo. El recubrimiento de petróleo puede provocar la muerte por asfixia: recubrimiento de las branquias de los peces. Siendo la industria pesquera un rubro importante de la economía nacional, la contaminación por hidrocarburos, a más de ocasionar impactos ambientales negativos considerables, puede incidir en la economía del país, ya que a la pérdida del crudo se deben sumar los daños al sector pesquero. 32 Figura 7. Representación de un ecosistema acuático Fuente: Diego Changuan Tesis de Tecnología de Petróleos UTE Elaborado por: Darío Paguay Los primeros organismos afectados por los derrames son los Neustónicos (organismos que viven en la superficie del agua) y los organismos asociados a las raíces de plantas flotantes (ver, representación de un ecosistema acuático). Otro efecto adverso son los huevos de aves y peces recubiertos por crudo que no llegan a eclosionar, con el consiguiente impacto sobre estas poblaciones. La película de petróleo sobre el espejo de agua reduce la transmisión de luz y la actividad fotosintética del fitoplancton y vegetación, reduciendo la producción de oxígeno. Se retarda la absorción de oxígeno por el agua (disminución de oxígeno disuelto), provocando la muerte de organismos. Ocasiona el agotamiento de oxígeno en cuerpos someros o con bajo contenido de 33 oxígeno. 2.5.2 Efectos sobre la Flora Acuática La película de crudo en el espejo de agua reduce la penetración de la luz hasta en un 90%. Reducción que disminuye la tasa fotosintética del fitoplancton y de la vegetación sumergida. La vegetación se ve afectada por el recubrimiento de hojas y raíces (más susceptibles son plantas flotantes y enraizadas con hojas flotantes). Zonas pantanosas y pequeños cuerpos de agua sufren las peores consecuencias, aún en pequeños derrames. Las áreas pantanosas prácticamente son ecosistemas anóxicos; los derrames conducen al agotamiento total del oxígeno. Son áreas de fauna y vegetación abundante y variada que pueden ser destruidas por asfixia. 2.5.3 Efectos químicos y toxicología de los hidrocarburos Sin duda es de vital importancia tener presente la determinación mediante estudios de laboratorio a los diferentes tipos de hidrocarburos que se tratarán, para poder de esta manera saber cuál será la toxicología producida por los derrames. 2.5.3.1 Contaminación de aguas Los efectos químicos varían según composición del hidrocarburo. Saturados de bajo punto de ebullición (hasta el octano): pueden producir anestesia y narcosis en muchos animales inferiores. 34 Aromáticos de bajo punto de ebullición: son más tóxicos y su mayor solubilidad en el agua hace que aumente su distribución y absorción por los organismos acuáticos. El benceno inhibe la formación de células sanguíneas en la médula ósea. El benceno, tolueno, naftaleno y el fenantreno son compuestos que producen la excitación o depresión del sistema nervioso central. Los fenoles en concentraciones altas atraen algunas especies de peces, provocando la aparición de tumores cancerígenos. Los hidrocarburos aromáticos policíclicos pueden ser mutágenos y carcinogénicos. El 3,4-benzopireno y el 1,2-benzoantraceno causan mutaciones enlazándose covalentemente con el ADN (ácido desoxirribonucleico) o intercalándose a modo de cuña en la hélice del DNA. Dentro de cada serie las moléculas de bajo peso molecular son las más tóxicas. El octano y decano son tóxicos, mientras que el dodecano y sus homólogos de mayor peso no lo son. Las olefinas de C-12 son muy tóxicas, siendo las aromáticas las más peligrosas. 35 Figura 8. Contaminación de río por derrame de hidrocarburos Fuente: Fotos de campo Elaborado por: Darío Paguay En laboratorio, los peces indican toxicidad aguda en especies resistentes. Como efectos secundarios, las parafinas de bajo peso molecular tienen un efecto narcótico reversible debido a su solubilidad en la fase lipídica (grasas) de la membrana celular. Los peces pueden acumular, metabolizar o excretar el hidrocarburo ingerido. Posiblemente la ruta metabólica sea por vía hepática, aunque se ha detectado hidrocarburo en las secreciones de las mucosas. El efecto tóxico de los aromáticos posiblemente se debe a la alteración de la permeabilidad de las membranas celulares, por la disolución de los ácidos grasos. Los huevos y las larvas de los peces son sensibles a la contaminación por hidrocarburos. Las larvas de huevos expuestos a hidrocarburo sufren deformaciones en la columna vertebral y retardos en el crecimiento. Las aves acuáticas son las primeras víctimas de la contaminación por hidrocarburos, 36 aparte del efecto derivado del recubrimiento de las plumas hay que añadir los efectos tóxicos por la ingestión de petróleo. 2.5.3.2.-Contaminación de Suelos El efecto principal es el recubrimiento de los organismos provocando asfixia. Los suelos del Oriente (capa superficial) contienen gran cantidad de organismos macro y microscópicos: invertebrados, hasta 200 Kg/Ha en suelos tropicales (más de 1000 invertebrados por m2). La diversidad de invertebrados presentes en suelo del Oriente Ecuatoriano se resume en la Tabla 7. Tabla 7. Número de grupos zoológicos en cada tipo de bosque del Oriente Ecuatoriano. Tipo de Bosque Nº de Grupos Zoológicos Primario en colinas disectadas 23 Primario Intervenido 22 Inundables y Semi-inundables 22-23 Secundario Maduro 26 Secundario Reciente 18 Fuente: Changuan Diego Tesis de Tecnología de petróleos UTE Elaborado por: Darío Paguay En la mayoría de los casos la densidad es bastante alta, sobre 4000 invertebrados por m2. Un derrame de hidrocarburos en suelos tropicales puede ocasionar graves daños desde el punto de vista por efectos físicos sin considerar los daños en la biodiversidad. Los organismos superiores como reptiles y anfibios son los más afectados. En los 37 reptiles se ha observado que su capacidad de cambiar la piel puede protegerlos, pero al estar cubierto de crudo puede restar velocidad a sus movimientos y hacerlos visibles para los depredadores; y, en los anfibios se produce la muerte por asfixia. 2.6.- CONTENCIÓN Y RECOLECCIÓN DE DERRAMES Formando parte de las medidas preventivas, e íntimamente interrelacionados con las acciones de control de la contaminación, se encuentran los planes de contingencia, en la cual todos los procedimientos a seguir deben regirse a este plan, toda empresa dedicada a operaciones hidrocarburíferas debe contar con un plan de contingencia para derrame de hidrocarburos. La finalidad de estos planes es que, tan pronto como se produzca un suceso de derrame, se inicien las operaciones anticontaminación con medios adecuados para minimizar los daños. Los Centros Coordinadores Regionales deberán establecer procedimientos que permitan movilizar ordenadamente los recursos disponibles (medios propios y de otras instituciones), los planes de contingencia deben ser elaborados de acuerdo con las dotaciones de personal actualmente existentes. 2.6.1.- Procedimiento General Tanques: Chequear que la válvula del cubeto esté cerrada. Suspender el recibo al tanque. Evacuar el tanque a la brevedad posible si la causa del derrame es por rotura lateral. Si el escape es por el fondo del tanque, inyectar agua para subir el nivel del hidrocarburo. 38 Recoger el hidrocarburo derramado dentro del cubeto, empleando camión de vacío y/o bomba apropiada. El hidrocarburo derramado se descargará, según su volumen y calidad, tanque con producto similar o a un sistema de tratamiento. Líneas y plantas: Localizar la línea de donde proviene el derrame. Sacar de servicio la línea. Dirigir el derrame hacia la alcantarilla más próxima con dirección al separador (en caso de petróleo) empleando agua contra incendio. Si no hay alcantarilla cercana, construir diques de contención (en tierra) y recogerlo con bomba apropiada o con camión de vacío. 2.6.2.- Procedimiento para ríos Existen varios métodos de recolección para derrames, entre los más destacados mencionaremos las barreras de contención muy utilizadas en la Industria Hidrocarburífera. Barreras de recolección Es un equipo mecánico o físico que se extiende sobre y por debajo de un cuerpo de agua con el objeto de contener, confinar y cercar el petróleo derramado y realizar inmediatas acciones de recuperación de dicho derrame. Las barreras mecánicas se pueden clasificar según su construcción en dos grupos: tipo valla y tipo cortina. Las barreras mecánicas tipo valla: Son construidas de material semi-rígido o rígido, tienen una pantalla vertical donde están acoplados los flotadores; y los elementos de lastre están colocados en la parte inferior de la pantalla. 39 Las barreras mecánicas tipo cortina: Son construidas de material más flexible, con un elemento flotante continuo unido a una falda o faldón y los pesos de lastre colocados en su parte inferior. Algunas de estas barreras son infladas con aire antes de su despliegue y vaciadas cuando son recogidas. Una ventaja de este tipo de barrera es que permite almacenar mayor longitud, pero es necesario contar con un equipo auxiliar para llenar de aire el elemento flotante. Otra ventaja es que se puede aumentar la flotabilidad de la barrera introduciendo más aire al elemento flotante, lo cual hace que mejore las características de contención en condiciones ambientales adversas. Las barreras son fabricadas usando combinaciones de plástico, nylon, PVC, polietileno, neopreno, goma, fibras gruesas e implementos metálicos antioxidantes. La selección del material de fabricación, dependerá de las características físico-químicas del medio acuático donde serán utilizadas, así como de la resistencia que deben tener al petróleo, luz del sol, condiciones meteorológicas, corrientes. Deben también ser resistentes a la abrasión, penetración, cortes, raspaduras o pérdidas de rendimiento por prematura fatiga de material. La capacidad de una barrera mecánica para contener y cercar un derrame de petróleo en un cuerpo de agua, está determinado por las condiciones hidráulicas y los efectos físicos que actúan sobre la barrera. Debido a ello, si la velocidad de la corriente es muy fuerte, la porción sumergida (falda) de la barrera tratará de deflectarse y el petróleo pasará por debajo cuando la velocidad del agua sea de 0.30 m/seg. (0.6 nudos) y cuando exista la suficiente profundidad del agua. En el caso contrario, cuando la profundidad del agua es poca, por ejemplo dos veces la parte sumergida de la barrera, la velocidad del agua también se duplicará (0.6 m/seg.). Idealmente la profundidad del agua por debajo de la barrera debe ser como mínimo 40 cinco veces la parte sumergida de una barrera grande. Figura 9. Barreras que ayudan a contener los derrames petroleros Fuente: www.waterrails.com Elaborado por: Darío Paguay 2.6.2.1.- Ríos no pedregosos Inspeccionar en forma periódica, los sitios que en el plan figuren como puntos de control, para asegurarse de que: El área de trabajo se mantiene en forma apropiada. Hay un sitio con plataforma o un sitio adecuado para lanzamiento del bote al agua y para el acople y colocación de las barreras. Se cuenta con un área para la recolección del hidrocarburo recuperado. Procedimiento: Colocar las barreras en V La recolección de hidrocarburos se hará con un desnatador. 41 El hidrocarburo que escape de las barreras: Se tratará de recoger con barreras sorbentes. Si lo anterior no es posible, dispersarlo usando Corexit 7664 o similar, al 6%, mediante bomba manual o con un reductor y sistema de bombeo. Recuperación: En la mayoría de los casos la limpieza es de forma natural por acción del río. Se excluyen: Zonas de aguas quietas en las que será necesario concentrar el hidrocarburo con barreras para su recuperación; la limpieza final será con sorbentes. En lo posible, no usar dispersantes. El material vegetal contaminado se retirará manualmente y será sometido a un proceso de bio-remediación. Orillas de interés turístico y que puedan quedar contaminadas al bajar el nivel del río: realizar un raspado superficial, manual o con equipo pesado, si el terreno lo permite. El material contaminado se extenderá en un sitio no inundable para enterrarlo o se someterá a un proceso de bio-remediación. 2.6.2.2.- Ríos pedregosos Acciones Previas: Los Puntos de Control sobre estos ríos requieren una preparación previa del lugar. Retirar las piedras que puedan estorbar en el sitio de tendido de barrera y excavar el fondo a fin de permitir la formación de un área libre de corrientes, en donde pueda realizarse la contención de la mancha. Al área escogida debe tener mantenimiento periódico. 42 Procedimiento: La profundidad de estos ríos es mínima y su fondo es bastante estable. Por tanto, el tendido de barreras se puede hacer con personal que trabaje en el río. Usar un sistema de desnatación. Se recomienda colocar una barrera sorbente aguas abajo del punto de control. 2.6.3.- Desnatadores y su Operación A continuación se mencionará las características que comprende el desnatador PEDCO utilizado para la recolección de derrames de petróleo. 2.6.3.1.- Desnatador Pedco Hay diversos desnatadores y métodos para recuperar hidrocarburos en aguas tranquilas y correntosas. El más empleado es el desnatador Pedco (Fig. 10). Unidad muy útil debido a su simple operación y a su capacidad para recobrar hidrocarburo en aguas con corriente. Equipo que se ajusta con el nivel del líquido dentro de la cámara, la que a su vez se controla ajustando la tasa de bombeo. La recolección del hidrocarburo comienza hundiendo manualmente el extremo del desnatador hasta que parcialmente se llene de agua. Este desnatador no permite que entre aire a las líneas de succión y pueda producirse un bloqueo en las bombas. 43 Figura 10. Desnatador PEDCO Fuente: Changuan Diego Tesis de Tecnología de petróleos UTE Elaborado por: Darío Paguay Ya que el nivel de desnatación del recolector Pedco se controla con la tasa de succión, no se requiere de un operador en el desnatador mismo. Esto permite que el recolector opere en aguas profundas o en corrientes rápidas; donde el acceso del operador sería difícil. Recuperación: La limpieza la hará el mismo río. De no ser absolutamente indispensable, no se limpiarán las piedras. De ser necesario, puede usarse Corexit 7664 al 1%, como una ayuda en la limpieza de 44 las piedras. En el mercado existe infinidad de equipos de contención y recolección de hidrocarburos pero en la práctica muchos de éstos no funcionan eficientemente. Para la remoción y restauración de algunas áreas se pueden usar algunos métodos biológicos, como: biodegradación por bacterias, fertilización con productos naturales tales como humus de lombriz roja californiana. 2.6.4.- Biomatrix Gold Biomatrix Gold es una planta llamada Sphagnum Peat Moss (turba), compuesta de rizoides. Contiene millones de células (barril celular) con un vaso capilar único, es un producto muy versátil que hace posible su uso en vertidos industriales/derrames incontrolados en el suelo, agua y subsuelo. Durante un proceso calorífico se activa la Turba revertiendo sus características normales convirtiéndose en Biomatrix Gold, que es extraordinariamente hidrófobo (no absorbe agua) y atractivo a los hidrocarburos y sus derivados. Análisis de Laboratorios independientes han demostrado que Biomatrix Gold no permite la lixiviación (dejar escapar) de los contaminantes una vez absorbidos. Figura 11. Células de Sphagnum Peat Moss (turba) Fuente: Fotos, Ing. Raúl Baldeón. Elaborado por: Darío Paguay 45 Figura 12. Biomatrix Gold en superficies duras y Dominios Acuosos Fuente: Fotos, Ing. Raúl Baldeón. Elaborado por: Darío Paguay Tiempos de absorción Producto Tiempo (Seg.) Petróleo/Gasolina____________________ 2 Gasoil_____________________________ 5 Aceite de Motor_____________________ 20 Sangre_____________________________ 30 Crudo ligero________________________ 60 Crudo pesado_______________________ 90 2.6.4.1.- Características del Biomatrix Gold: Es 100% Orgánico. Tiene una mejor biorremediación añadiendo nutrientes al producto. No es tóxico, es biodegradable, autorregenerable en su estado natural. Cualidades de encapsulación únicas. Elimina y reduce el 90% de los compuestos órgano-volátiles y el límite de exposición. Peso ligero y fácil de aplicar. Poderosa acción de encapsulamiento. Variedad de pesos en las bolsas. 46 2.6.4.2.- Ventajas del Biomatrix Gold: Biomatrix Gold elimina horas de mano de obra por su absorción total, de aplicación fácil en tierra y agua, pudiéndose usar equipos de bombeo y sin necesidad de equipos con tecnología especial. Es fácil de transportar, distribuir y se utiliza en menor volumen que otros productos para la limpieza de la misma cantidad de vertido. Así se reduce el almacenamiento, transporte, tiempo operacional y costes de limpieza. Suprime hasta un 90% de los vapores de los compuestos órgano volátiles disminuyendo así el riesgo de explosión, incendio y laboral. 2.7. UTILIZACIÓN DE PRODUCTOS DE LIMPIEZA Y RECUPERACIÓN DEL SUELO 2.7.1. Limpieza del Suelo Si el hidrocarburo se ha diseminado cubriendo amplias áreas de suelo, luego de aplicar las técnicas de recuperación, se procederá a remover el sobrante empleando mangueras con agua a presión. La emulsión se captará en zanjas y será recogida para su tratamiento. Esta remoción superficial servirá si se realiza inmediatamente. Si el derrame tiene varias horas de producido y se evidencia filtración en el suelo se tendrá dos opciones: Si el crudo ha penetrado más de 20 cm se deberá emplear zanjas de filtración con el fin de captar el drenaje del hidrocarburo hacia las zanjas. 47 Si no se ha producido la penetración del hidrocarburo más allá de la dimensión señalada, se procederá a remover la capa de suelo empleando maquinaria o herramientas manuales y se tratará esta capa con biodegradantes, hasta obtener compost que será aplicado luego en el sitio de donde se retiró. 2.7.2. Aceleración de la Biodegradación Otra alternativa para limpiar el suelo es provocar la descomposición del crudo sobre el piso contaminado usando procesos biológicos (biodegradación). Empleando micro - organismos que actúan en la interfase hidrocarburo - agua, de manera que en la tierra, el hidrocarburo que está mezclado con agua se combine y haga su efecto. La velocidad de biodegradación depende de la temperatura y la disponibilidad de oxígeno y nutrientes apropiados, que contengan nitrógeno y fósforo. 48 CAPÍTULO III CAPÍTULO III 3.- SISTEMA DE CONTROL DE DERRAMES EN EL CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN (CPF) DE LA EMPRESA AGIP OIL ECUADOR BLOQUE 10 Agip Oil Ecuador realiza dentro de su custodia un Sistema de Gestión Integrada con el fin de poder reducir los diferentes impactos ambientales que pueden ocurrir dentro de sus operaciones, a continuación se presentará una breve descripción de Agip Oil Ecuador AOE. 3.1.- GENERALIDADES AGIP OIL ECUADOR B.V (AOE) es una empresa multinacional petrolera que forma parte del grupo ENI –Italia, la mayor Compañía Italiana de Energía y una de las seis más grandes del mundo, la cual se ha establecido en nuestro país desde febrero del año 2000 como Contratista de Prestación de Servicios de Riesgos con PETROECUADOR (Actualmente EP PETROECUADOR). Agip Oil Ecuador forma parte de las empresas que contribuyen a la explotación petrolera nacional, es operadora del Bloque 10, Campo Villano, ubicado en el Sector Triunfo Nuevo (provincia de Pastaza), actualmente produce 170000 BFPD, tiene un alto corte de agua ya que los 150000 barriles es producción de agua y 20000 barriles es producción de crudo. Entre las instalaciones de operación se encuentran: - Dos plataformas petrolíferas: · Villano A con una área de 4 hectáreas, dispone de 9 pozos productores, 4 pozos inyectores. 49 · Villano B con una área de 2.2 hectáreas, dispone de 4 pozos productores. - El fluido viaja a través de una línea de flujo, que dispone de 6 válvulas automáticas de cierre remoto (SDV) ubicado en diferentes puntos a lo largo de la tubería hasta llegar al CPF (Centro de Facilidades de Producción), aquí se trata al crudo obteniendo un valor menor a 1% de BSW cumpliendo con las normas establecidas en el Acuerdo Ministerial 014 para su despacho al SOTE. Fuera del Bloque las operaciones se extienden a Sarayacu donde se encuentra una estación de bombeo para vencer la columna atmosférica, y luego ser bombeado el crudo hacia la Estación de Baeza. También tiene a su cargo la administración y control de la Estación Baeza, donde se realiza la transferencia de custodia del crudo proveniente del campo Villano y de la empresa PETROAMAZONAS EP (sector Sarayacu) para posteriormente ser inyectado el crudo al SOTE. También en la Estación se realiza un control de calidad para registrar en las boletas diarias ya que AGIP OIL ECUADOR tiene un convenio para transportar el crudo del bloque 21 al OCP. Es por esto que se realiza constantemente un control de la calidad del crudo en la Estación Baeza. 3.1.1 Instalaciones y Facilidades Está conformado por las siguientes instalaciones: 3.1.2. Plataforma de Villano A.- Ocupa una superficie de 4 hectáreas, está ubicado en la amazonía ecuatoriana, aproximadamente a 185 Km en dirección Sur sureste de Quito y a 44 km, 185m de CPF , está rodeado de flora y fauna ambientalmente sensible; por el momento no existe un carretero de acceso a Villano, todas las operaciones de 50 perforación, construcción y producción se vienen realizando ayudadas por helicópteros, no existen planes para la implementación de un carretero hacia esta zona en donde se ubican los pozos de producción, pozos de inyección de aguas de producción, las piscinas de tratamientos de lodos de perforación, los equipos de separación preliminar, los tanques de almacenamiento temporal, y las bombas para impulsar el crudo hasta la CPF por la línea de flujo. Constituida por una plataforma con 9 pozos de producción de crudo y 4 pozos para reinyección de agua, así como las instalaciones de bombeo y de control, una torre de perforación y una torre para mantenimiento de pozos o workover, un área de campamentos y helipuerto, todo en la misma plataforma. Tabla 8. Datos del Campo referencias del campo Villano Alfa Temperatura Ambiente Humedad relativa, máx. Elevación Medioambiente Tipo de área eléctrica Velocidad máx. del viento Zona sísmica Rango de 50 – 95 Grados Fahrenheit 100% 414 msnm Bosque Tropical Lluvioso Clase I Grupo D. División 2 80 millas por hora 4 Fuente: AGIP Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay. 51 Figura 13. Ubicacion del Campo Villano y CPF Fuente: Oil Spill Contigency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 3.1.2.1.- Consideraciones Ambientales Las instalaciones han sido diseñadas de manera que se reduzca de la mejor manera el impacto al medio ambiente, aplicando la normativa ecuatoriana vigente en el “REGLAMENTO AMBIENTAL DE OPERACIONES HIDROCARBURIFERAS DEL ECUADOR (RAOHE)” Decreto No. 1215, publicado en el Registro Oficial No. 265 del 13 de Febrero de 2001. y las regulaciones de la empresa operadora. Citando el artículo 25 de dicha ley en el que se menciona el debido manejo y almacenamiento de crudo y/o combustibles y a su vez enfatizando las tablas (4 y 6) que rigen los parámetros que deben ser controlados para poder determinar el buen manejo y fiel cumplimiento de las leyes ambientales que rigen en nuestro país. 52 3.1.2.2.- Límites permisibles para el monitoreo Ambiental permanente de aguas de descargas líquidas en la exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados inclusive lavado y mantenimiento de tanques y vehículos 4.a) límites permisibles en el punto de descarga de efluentes (descargas líquidas). 4.b) límites permisibles en el punto de control en el cuerpo receptor (inmisión). Tienen que cumplirse los límites establecidos en los dos puntos; quiere decir que si el efluente cumple con los límites establecidos pero en el punto de control se sobrepasan los límites, tienen que tomarse las respectivas medidas para disminuir los valores en el efluente hasta cumplir con la calidad exigida en el punto de control (inmisión). Cualquier efluente debe ser oxigenado (aireación) previo a su descarga. La periodicidad de los muestreos y análisis deberá cumplir con lo siguiente: · Diario en refinerías y para descargas de perforación durante todo el periodo de perforación. · Mínimo una vez al mes en todas las demás instalaciones hidrocarburíferas que generan descargas líquidas y en todas las fases de operación, excepto aquellos referidos en el siguiente punto. · Semestralmente para las fases, instalaciones y actividades de almacenamiento, transporte, comercialización y venta de hidrocarburos que generen descargas líquidas. La disposición final del agua producida no se realiza en superficie sino que ésta recibe el tratamiento necesario para la inyección del agua en la zona donde va a ser depositada definitivamente. 53 Tabla 4. Límites permisibles para el monitoreo Ambiental permanente de aguas de descargas líquidas en la exploración, producción, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados inclusive lavado y mantenimiento de tanques y vehículos Tabla 9. Tabla de Referencia # 4 de RAHOE: Puntos de descarga Fuente: RAOHE Elaborado por: Darío Paguay 1) En cualquier momento 2) Promedio de las determinaciones realizadas en un año conforme a la frecuencia de monitoreo establecida en el artículo 11 de este Reglamento 3) Parámetro exigido únicamente para refinerías dentro del programa de monitoreo ambiental interno rutinario 54 Tabla 10. Puntos de Control en el cuerpo receptor Fuente: RAOHE Elaborado por: Darío Paguay 1) En cualquier momento 2) Promedio de las determinaciones realizadas en un año conforme a la frecuencia de monitoreo establecida en el artículo 11 de este Reglamento. 4) A una distancia o en un radio de 300 metros, comparado con un punto representativo en el cuerpo receptor aguas arriba a la entrada del efluente. 5) De presentar el cuerpo receptor un pH natural menor a los límites establecidos, se pueden disminuir los valores hasta este nivel, siempre que se haya comprobado estadísticamente a través de un monitoreo del cuerpo receptor en un punto aguas arriba a la entrada del efluente. 6) De presentar el cuerpo receptor una conductividad eléctrica natural superior a los límites establecidos, se pueden incrementar los valores hasta este nivel, siempre que se haya comprobado estadísticamente a través de un monitoreo del cuerpo receptor en un punto aguas arriba a la entrada del efluente. 7) De presentar el cuerpo receptor una DQO natural superior a los límites establecidos, se pueden incrementar los valores hasta este nivel, siempre que se haya comprobado estadísticamente a través de un monitoreo del cuerpo receptor en un punto aguas arriba a la entrada del efluente. 3.1.2.3.- Límites permisibles para la identificación y remediación de suelos contaminados en todas las fases de la industria hidrocarburífera, incluidas las estaciones de servicios. Los límites permisibles a aplicarse en un proyecto determinado dependen del uso posterior a darse al suelo remediado, el cual constará en el respectivo Programa o Proyecto de Remediación aprobado por el Ministerio del Ambiente. De presentar los suelos naturales (no contaminados) del área concentraciones superiores a los límites establecidos, se pueden incrementar los valores del respectivo parámetro hasta este nivel, siempre que se haya comprobado este fenómeno estadísticamente a través de un monitoreo de suelos no perturbados ni influenciados en la misma área. 55 El monitoreo consistirá de una caracterización inicial del sitio y/o material a remediarse, un monitoreo de por lo menos un muestreo con los respectivos análisis cada seis meses, y una caracterización final una vez concluidos los trabajos. Dependiendo de la tecnología de remediación aplicada, la frecuencia del monitoreo será mayor, conforme al Programa o Proyecto de Remediación aprobado por la Subsecretaría de Protección Ambiental. Tabla 11. Tabla de Referencia # 6 de RAHOE: Límites permisibles para la identificación y remediación de suelos contaminados en todas las fases de la industria hidrocarburífera, incluidas las estaciones de servicios. Fuente: RAOHE Elaborado por: Darío Paguay 1) Expresado en base de sustancia seca (gravimétrico; 105°C, 24 horas). 2) Valores límites permisibles enfocados en la protección de suelos y cultivos. 3) Valores límites permisibles para sitios de uso industrial (construcciones, etc.). 4) Valores límites permisibles para la protección de ecosistemas sensibles tales como Patrimonio Nacional de Áreas Naturales y otros identificados en el correspondiente Estudio Ambiental. 3.1.2.4.- Caracterización del Crudo del Campo Villano Alfa Para el diseño de las instalaciones se contó con un completo análisis de las propiedades físico químicas del crudo proveniente del pozo número 8, se demostró que las propiedades de éste eran apropiadas para el diseño de las facilidades en superficie. 56 Tabla 12. Propiedades físicas del crudo Villano-8 351.24 18.0 0.9465@60 °F 21.1@138 psig y 215°F 535.95@100°F 37.91@210°F 45 Peso Molecular (MW) Gravedad API Gravedad Específica (SG) Viscosidad, cP Viscosidad cinemática, cSt Viscosidad cinemática, cSt Punto de vertido, °F Fuente: Facultad de Ingeniería Química UCE Elaborado por: Darío Paguay Tabla 13. Presencia de Contaminantes en el crudo Villano-8 2.15 10.85 66.2 316.8 Azufre, %peso Asfáltenos, %peso Níquel, ppm Vanadio, ppm Fuente: Facultad de Ingeniería Química UCE Elaborado por: Darío Paguay Más análisis de la caracterización del crudo en los pozos actualmente y en CPF se encuentran en el anexo 3 del presente trabajo. 3.1.2.5.-Descripción de las Unidades y del Proceso Las principales unidades de proceso están conformadas de la siguiente manera: 3.1.2.6.- Sistema de Pozos Productores Estos pozos producen mediante el método de levantamiento artificial ESP (Electro Submersible Pump) proveído por CENTRLIFT; la energía eléctrica necesaria para las instalaciones de Villano Alfa es generada en el CPF. 57 Figura 14 Pozos Productores del Campo Villano A Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay. Los pozos del Campo Villano Alfa producen de la formación Hollín, manejan un BS&W de alrededor de 90 %. 3.1.2.7.- Sistema de Pozos Inyectores Son pozos que han dejado de ser económicamente productivos cuya función fundamental es inyectar el agua producida hacia su disposición final en este caso hacia la misma formación de la que fueron producidos conjuntamente con el petróleo, el agua es tratada con el fin de que cumpla con los parámetros establecidos para su inyección, estos son que exista una concentración menor a 35 ppm de hidrocarburos totales, éstos parámetros están regulados por el Reglamento Ambiental Para Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador (RAOHE), decreto 1215, manejado por el Ministerio del Ambiente. Villano Alfa cuenta actualmente con cuatro pozos inyectores (Fig. 15) de alta presión manejando un volumen de agua de alrededor de 35200 BFPD a una presión de 3522 58 psig. Figura 15. Pozos Inyectores Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay. 3.1.2.8.- Distribuidor de Producción (Production Manifold) El manifold de producción está diseñado para recibir actualmente las líneas de flujo de 9 pozos del Campo Vilano A, desde este equipo el flujo se distribuye hacia la batería de separación, donde se inyectarán químicos desmulsificantes para acelerar la separación, el manifold cuenta además con una línea de 2” con el siguiente equipo de instrumentación un FE (Elemento de Flujo), PIT (Indicadores Transmisores de Presión), TIT (Transmisores Indicadores de Temperatura), PSHH (Interruptor de Presión Alta Alta), PSLL (Interruptor de Presión Baja Baja), una PV (Válvula actuada de manera remota). 59 Figura 16: Flujograma de Villano A Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay. 3.1.2.9. Línea de flujo Villano A – CPF El crudo extraído en los pozos de las Plataformas Villano B y Villano A, junto con gas y agua, es transportado al CPF por medio de una línea de flujo de 12 pulgadas de diámetro y 44 km de longitud, de los cuales los primeros 37 km son superficiales (oleoducto visible) y atraviesan un bosque húmedo tropical primario y los últimos 7 km van enterrados, superando un desnivel de aproximadamente 600 metros. A lo largo de su recorrido la línea de flujo posee 6 válvulas de cierre remoto (SDV), controladas con fibra óptica desde la CPF. 3.1.3.- Plataforma de Villano B.- Ocupa una extensión de 2.2 hectáreas, está ubicada al norte de la Plataforma Villano A. Constituida por una plataforma con 4 pozos de 60 producción de crudo, así como las instalaciones de bombeo y de control, una torre para mantenimiento de pozos o workover, un área de campamentos y un helipuerto, todo en la misma plataforma. 3.1.4.- Facilidades Centrales de Producción (CPF) El objetivo fundamental que cumplen estas facilidades de producción, es el de tratar los fluidos provenientes del campo Villano Alfa, ubicado en el sector Triunfo Nuevo al Noroccidente del Bloque 10; ocupa una extensión de 5 hectáreas, cercanas a la comunidad de La Independencia y a unos 50 km al este de la ciudad del Puyo. El tratamiento que en estas facilidades se realiza consiste principalmente en la deshidratación del crudo con el fin de obtener un petróleo crudo con un porcentaje igual o menor al 0,5% de BS&W; para luego ser bombeado hacia Sarayacu, y finalmente entregado en el Terminal de Baeza, por medio de una línea secundaria de 137 Km. Otro objetivo que cumplen estas facilidades, es el de manejar un gran volumen de agua producida en asociación con el crudo, y que una vez separada del crudo y del gas debe ser tratada hasta su disposición final, para ello el CPF, cuenta con el equipo necesario para la inyección de este fluido hacia la formación Hollín, el volumen de agua promedio manejado por estas instalaciones es de 80,000 BWPD. Cuenta además con una planta de generación eléctrica, dispone de una potencia instalada de 26.6 MW suministrada por 5 grupos motor-generador de marca WartsilaVasa, adicionalmente cuenta con dos grupos motor-generador marca Caterpillar de 1.63 MW cada uno, que entran en funcionamiento cuando una unidad Wartsila está en mantenimiento o reparación. 61 Figura17. Layout general del CPF Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay. En el Centro de Facilidades de Producción encontramos entre las principales áreas a las siguientes: área de procesos, área de tanques de almacenamiento, dos pozos de reinyección de aguas de procesos, área de mantenimiento y materiales, helipuerto, y transferencia de desechos sólidos y finalmente el área de campamentos. 62 Comprende las siguientes áreas: Figura 18. Área de procesos Fig. 19. Área de campamentos Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Fig. 20. Bodega y talleres de mantenimiento Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 63 Figura 21. Helipuerto Figura 22. Tanques de almacenamiento Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Figura 23. Generación y distribución eléctrica Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Figura 24. Dos pozos de reinyección de Agua de procesos Figura 25. Estanque Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 64 65 3.1.5.- Sarayacu.- Constituida fundamentalmente por las instalaciones de almacenamiento e incremento de presión para transferencia de crudo desde el oleoducto de AGIP hacia las facilidades de almacenamiento en Baeza Esta instalación está situada junto a las válvulas No. 9 y No. 10 del oleoducto VillanoBaeza, La Estación Sarayacu está constituida por: recibidor y lanzador de chancho raspatubos, tubería de ingreso, sistema de filtros, sistema de bombas, calentador, grupo generador, sistema de enfriamiento, sistema de combustible, tanque de 5000 bbl para crudo, tanque de 500 bbl de diesel, sistema de drenaje, sistema contra incendios, campamento con capacidad para 8 personas, planta de tratamiento para agua potable, planta de tratamiento de aguas servidas, cerramiento de malla metálica y garita de guardia. 3.1.6.- Baeza.- En Baeza provincia del Napo está situada una estación perteneciente a la empresa AGIP OIL ECUADOR donde se bombea el crudo proveniente del Campo Villano (Provincia de Pastaza), a lo largo de un oleoducto de 137 km de propiedad de la empresa, una de las tareas de la Estación es realizar la Transferencia de Custodia, que es el cambio de propietario del crudo, por parte de la operadora AGIP OIL ECUADOR hacia EP PETROECUADOR, a través de la unidad LACT. Una unidad LACT es un conjunto de equipos especialmente diseñados para el control automático de la calidad del crudo, y la contabilización automática del mismo, esta unidad pertenece al estado ecuatoriano y es arrendada a la operadora. Línea de Flujo y Oleoducto Secundario.Corresponde a la Línea de Flujo (LF) entre la plataformas de Villano y el CPF, así como el Oleoducto Secundario (OS) construido entre el CPF y la estación de 66 transferencia en Baeza, con todas sus instalaciones y elementos de control a lo largo del derecho de vía. Figura 26. Ubicación de las Válvulas SDV a lo largo del trayecto Villano-CPF Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay El oleoducto secundario de 16 pulgadas de diámetro conecta a la CPF con el SOTE cerca de Baeza, con una longitud de 137 km. Este tubo tiene capacidad de transportar 40 mil barriles diarios del crudo procesado, listo para su comercialización. Paralelo al tubo, existe un cable de fibra óptica que permite el monitoreo de las operaciones desde el CPF. 67 Figura 27. Ubicación de las Válvulas SDV a lo largo del trayecto CPF-BAEZA Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay La línea se inicia en las bombas de embarque de crudo y por 25 km recorre hacia el noroeste, a la población de Santa Clara, luego al norte de Tena y continúa hasta Baeza, siguiendo un trazado casi paralelo a la principal carretera longitudinal de la Región Amazónica. En su trazado cuenta con 15 válvulas de bloqueo y 11 válvulas de cierre. 3.2.- SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRADA (SGI) AGIP OIL ECUADOR ejecuta sus actividades de exploración y producción utilizando las buenas prácticas de gestión ambiental, seguridad y salud ocupacionales consistentes con la política de ENI y de acuerdo a las normas de la industria petrolera, de esta forma fomenta el mejoramiento continuo de los procesos y actividades relativas a sus 68 operaciones. El Departamento de Salud, Seguridad ocupacional y Protección Ambiental coordina la elaboración de los elementos de control operativo del Sistema de Gestión Integrada (SGI), así mismo presta asistencia para ayudar a que los distintos departamentos desarrollen procedimientos operativos apropiados, de acuerdo a las actividades, productos o servicios para atender aquellos riesgos no tolerables y aspectos ambientales significativos. Este proceso se establece de conformidad con los requerimientos de la norma de referencia NTE INEN-ISO 14001: 2004 y OHSAS 18001:2008, Sección 4.3.3, Objetivos y metas y sirve para establecer y mantener documentados los objetivos y metas de salud, seguridad ocupacional y ambientales en cada área o función de AGIP Oil Ecuador. 3.2.1. Sistema Gestión Ambiental (SGA) Dentro del marco de Gestión ambiental Agip Oil Ecuador gestiona adecuadamente las descargas líquidas, desechos sólidos, así también como la prevención de derrames por rotura de oleoducto, con tecnología apropiada, de esta manera busca minimizar el riesgo por rotura del Oleoducto o fallas de los equipos que están operativos a través del análisis de riesgos para así determinar las diferentes amenazas a las que se hayan expuestos dentro de las áreas operativas de Agip Oil. Mejorando continuamente los procesos sobre la base del desarrollo del recurso humano y del uso de la mejor tecnología que esté al alcance de la organización, de tal forma que se propenda la consecución de los objetivos estratégicos en el ámbito del desempeño ambiental y de la salud y seguridad de los trabajadores. 69 3.2.1.1. Seguridad Se trata de gestionar los peligros, físicos, mecánicos, ergonómicos, sicosociales, físicoquímico y locativos para minimizar y/o eliminar a niveles aceptados por la organización. Gestionar la protección y promoción de la salud de sus empleados y contratistas. 3.2.1.2. Salud Ocupacional Gestionar la protección y promoción de la salud de sus empleados y contratistas, así como establecer criterios de actuación preventiva referente a la protección y promoción de salud de los trabajadores. 3.2.1.3. Descargas Líquidas El seguimiento a las descargas líquidas que van directamente a los receptores superficiales asegura que se pueda tener control oportuno a la afectación que pudiera ocurrir al recurso agua por efecto de las operaciones Hidrocarburíferas. De ahí que, tomando como base la información topográfica y de los procesos que ocurren en Campo, se establece el seguimiento de la calidad del agua en las descargas mediante análisis de laboratorio cuyos resultados serán comparados con los límites permisibles fijados en la reglamentación ecuatoriana, particularmente el Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador (RAOH, D.E. N° 1215, R.O. 265 del 13 de Febrero del 2001). 70 3.2.1.4. Desechos Sólidos Importante interés sobre el seguimiento tiene la caracterización de los desechos producidos con la finalidad de llevar la información adecuada que permita establecer un registro para identificar las fuentes u orígenes del desecho, cantidades, periodos de generación, destinos y sitios de disposición final, etc. Para esto es conveniente establecer los sitios de control, así: CPF, que cubre las facilidades de producción del CPF, las plataformas de Villano y la Línea de Flujo, Baeza y Sarayacu que cubren dichas estaciones individualmente. En este sentido la caracterización del desecho no se trata de análisis minuciosos del material ni características físico-químicas de los subproductos generados, sino únicamente de la identificación de los mismos en el contexto de la generación total de desechos con miras a su gestión. Así se han establecido tablas de seguimiento que permiten discretizar la generación de desechos en Campo de acuerdo a los siguientes criterios: Desechos biodegradables Rellenos Sanitarios Desechos incinerados Desechos reciclables (disposicion exterior al campo villano) Desechos dispuestos a traves de biorremediación Desechos peligrosos 3.2.1.5. Calendario de Seguimiento El departamento de Medio Ambiente de Agip Oil Ecuador es responsable de recabar y mantener la información de manera mensual, por lo que los demás departamentos que 71 tienen responsabilidad en este plan facilitarán y colaborarán en el seguimiento continuo para el registro de la información de campo. 3.2.2. Sistema de Respuestas a Emergencias en el Sistema de Gestión Ambiental (SGA) Una emergencia puede ser el resultado de un accidente, enfermedad, disturbio civil o catástrofe natural, pero en todo caso la seguridad y el bienestar del personal y el medio ambiente será de mayor importancia sobre operaciones y facilidades. La decisión final a tomarse en la situación apropiada en el evento de una emergencia será hecha por el Superintendente de campo de Agip Oil Ecuador o la autoridad más alta de Agip Oil Ecuador junto con el personal establecido en Quito. Es la política de la Compañía hacer todo lo posible para la protección de la vida, el medio ambiente, la propiedad de empleados y no empleados en el caso de una emergencia, por lo que todo el personal de las facilidades debe estar entrenado y listo para responder a todo incidente y cumplir con el plan establecido. El personal encargado de producción, perforación, seguridad y supervisores de construcción, dado su conocimiento de las facilidades son responsables de ver que el personal este entrenado. Ellos deben incluir seguridad, reuniones de seguridad, practicas de entrenamiento, a su vez este entrenamiento deberá ser documentado. 72 Tabla 14. Resumen de Procedimientos de Emergencia Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Nota.- Derrames de Crudo serán cubiertos dentro del Plan de Contingencias para derrames de Petróleo. 3.2.2.1. Clasificación de Emergencias Nivel de emergencia 1.- Es una emergencia que puede ser tratada dentro de la misma instalación. Nivel de emergencia 2.- Es una emergencia que la instalación no puede tratar independientemente pero requiere de la intervención de Agip Oil Ecuador (Base Quito), personal y equipo de fuentes nacionales y/o internacionales. Nivel de emergencia 3.- Las emergencias de nivel 3 son situaciones en las cuales se ha 73 usado todos los recursos locales y requiere de intervención foránea. La gerencia de este tipo de emergencia incluye apoyo de ENI AGIP División Internacional y Compañías de servicios que no están disponibles localmente. 3.2.3. Flujograma del Sistema y Relación con otros Sistemas El Plan de Contingencias Oil Spill Contigency Plan (OSCP) forma parte del Sistema de Respuesta a Emergencias de AOE, el cual a su vez integra el Sistema de Gestión Integral (SGI) de la Compañía, según lo ilustra la Figura 28 El SGI y sus planes y sistemas, están organizados sobre la base de procedimientos operativos que deben ser seguidos por el personal de AOE para realizar cualquier actividad vinculada a los aspectos ambientales y de salud y seguridad. En términos generales, la estructura del sistema propuesto en este Plan se ilustra en la Figura 29, donde pueden verse las distintas etapas consideradas desde la ocurrencia de la contingencia, hasta su terminación. Figura 28. Relación del OSCP con otros sistemas de AOE SISTEMA DE GESTION INTEGRAL SISTEMA DE RESPUESTA ANTE EMERGENCIAS PLAN DE CONTINGENCIAS PARA DERRAMES DE PETROLEO Fuente: Oil Spill Contigency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 74 Figura 29. Esquema general del Oil Spill Contigency Plan (OSCP) OCURRENCIA DEL ACCION INMEDIATA NOTIFICACIÓN ACTIVACION DE BE ACTIVACION DE BE, BCA, ECDP Y ERE NOTIFICACIÓN A PARTES EXTERNAS CONTROL LIMPIEZA DEL DERRAME CONTROL DEL DERRAME REPARACIÓN DE DAÑOS Y REMEDIACION AMBIENTAL EVALUACIÓN DE LA CONTINGENCIA CORRECCION DE PLANES TERMINACIÓN DE LA CONTINGENCIA Fuente: Oil Spill Contigency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 3.3.-METODOS DE PREVENCIÓN DE DERRAMES EN CPF-AGIP OIL ECUADOR Ya que el control se aplica a componentes específicos del oleoducto o demás equipos de procesos tales como válvulas o unidades de bombeo, discos de Ruptura, Sistemas de Sumidero entre otros controlados a través de lazos de control, a continuación se mencionarán los métodos empleados en Agip Oil Ecuador con fines de prevención de derrames de petróleo. 75 3.3.1. Lazo de Control.- Es un sistema de control conformado básicamente de tres partes principales: Sensores.- Los sensores monitorean los diversos instrumentos Controlador.- El controlador, ó controlador de lógica programable (PLC), es el cerebro del sistema. El mismo evalúa la información proveniente de los sensores y decide que acción tomar para mantener el oleoducto bajo control. Elementos de control final.- Estos elementos son los que realizan las operaciones en el sistema. Los elementos de control final realmente afectan lo que ocurre en la línea. Por ejemplo, los elementos de control final pueden ser las válvulas controladas electrónicamente ó bombas de sumidero, las cuales arrancan automáticamente cuando el nivel de un tanque aumenta. Figura 30. Lazo de control Cerrado Fuente: Manual de Instrumentación Industrial de Antonio Creeus Elaborado por: Darío Paguay 3.3.1.1. Válvula de Control de Presión (PVC).- La válvula de control de presión es el elemento de control final de los sistemas de Control de procesos. El controlador aumenta y disminuye la presión de la línea con la válvula de control de la presión para ajustarla al punto preestablecido. Un actuador que puede ser electrohidráulico, eléctrico, neumático etc. es un equipo que abre o cierra hidráulicamente una válvula en respuesta a una señal eléctrica. 76 Figura 31. Actuador Electrohidráulico Fuente: www.directindustry.es/prod/midland-acs/actuadores-electro-hidraulicasElaborado por: Darío Paguay El volante es un mecanismo que opera el actuador mecánico manualmente, permite al operador de campo o al personal de mantenimiento controlar la válvula en caso de una falla de energía eléctrica o cualquier otra emergencia. También permite controlarla en caso de que la válvula necesite ser reparada, o que la misma no esté equipada con un motor eléctrico y un ensamblaje de suich limitador. 3.3.1.1.1. Actuadores.- Los actuadores a control remoto se usan para controlar las válvulas en el área operacional. Los actuadores remotos traducen las señales eléctricas transmitidas desde el PLC, (en respuesta a las órdenes transmitidas desde el sistema de control del oleoducto ) a energía física. Cuando el actuador recibe una señal desde el PLC, el actuador abrirá o cerrará una válvula. 3.3.1.2. Sistema de Sumidero.- Las porciones de petróleo crudo y productos derivados del mismo requieran de recolección, es decir deben estar rodeados de cubetos o diques 77 en todos los equipos de operación sean estos: tanques de almacenamiento, bombas, toma muestras, drenajes cerrados, drenajes abiertos, que tenemos en las instalaciones de Agip Oil Ecuador. Estos productos pueden venir de una variedad de fuentes incluyendo: • Escurrimientos de trampas, múltiples o distribuidores, medidores, muestreadores • Escurrimientos de tuberías y equipo • Descarga de válvulas de alivio • Fugas por los sellos de las bombas • Fugas de válvulas de las unidades de bombeo (durante el mantenimiento de bombas) • Cuerpos de bombas • Transferencia de otros sistemas de bombeo Figura 32. Equipos con sus respectivos cubetos o diques Fuente:Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Para recolectar productos de cualquiera de las fuentes arriba expuestos, cada estación de bombeo tiene su sistema de sumidero. El sistema de sumidero consiste en vías de drenaje, tanque de sumidero y una bomba. 78 Las vías de drenaje se localizan alrededor del equipo, de ductos y captura los líquidos, luego este líquido viaja por las vías de drenaje hacia el sistema de sumidero. Figura 33. Sistema de Sumidero Fuente: Módulo de Estaciones de Bombeo de Transportes y Almacenamiento UTE Elaborado por: Darío Paguay 3.3.1.2.1. El tanque de sumidero.- Es una instalación para almacenamiento temporal de fugas y escurrimientos de líquidos. Si el tanque de sumidero se llena, la bomba de alta presión del tanque de sumidero empieza a bombear el líquido fuera del tanque de sumidero, de regreso hacia el lado de succión de la estación. El líquido bombeado de regreso dentro del oleoducto continua corriente abajo. Si ocurre una fuga fuerte, la bomba del sumidero no es capaz de bombear el líquido fuera del sumidero tan rápido como el líquido llega dentro del sumidero por las vías de drenaje. Cuando esto sucede el nivel del líquido sube en el tanque de sumidero hasta un punto donde dispara una alarma y las de bombas de línea principal son paradas y todas las válvulas son cerradas. 79 La alarma y el cierre previenen una fuga mayor a la estación de bombeo de tener serias pérdidas en producto y daños al ambiente. Figura 34. Sistema de Tanques de Sumidero (API OIL) (WATER OIL) Fuente:Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 3.3.1.3. Válvula de Alivio de Presión.Una válvula de alivio de presión es aquella que se abre automáticamente para dejar escapar la presión a un sistema cerrado de tubería tal como una sección de tubería aislada. Estas válvulas ayudan a garantizar la seguridad del personal y la integridad del equipo drenando el líquido extra hacia el sistema de sumidero, en el caso de que la presión suba fuera de los límites permitidos. Las válvula de alivio de presión responden automáticamente cuando la presión sobrepasa los limites permitidos de operación. La válvula se abre y deja escapar la presión hasta que esta vuelve a los límites permitidos. Entonces la válvula se cierra automáticamente. El valor preestablecido de la válvula de alivio de presión es fijado tan alto como sea 80 posible arriba de la presión normal de operación, para que la válvula de alivio de presión se abra solamente si ocurre una verdadera emergencia. Las válvulas de alivio de presión son usualmente equipadas con resortes. Cuando la presión en la línea es suficientemente alta, comprime el resorte y la válvula se abre para dejar salir el líquido hacia el sistema de sumidero. Cuando sale el suficiente líquido para reducir la presión abajo del punto preestablecido de la válvula, el resorte empuja la pieza de cierre para volverlo a colocar en su lugar para cerrar la válvula. Figura 35. Válvula de Alivio de Presión Fuente: Módulo de Estaciones de Bombeo de Transporte y Almacenamiento UTE Elaborado por: Darío Paguay 3.3.1.3.1. Máxima Presión de Operación (MPO).- Es la presión máxima permitida para la operación en estado estable del oleoducto. Este es un parámetro importante en el diseño del oleoducto para prevenir efectos desastrosos de la sobrepresurización y posibles derramamientos que puedan ocurrir y afecten la seguridad y operación del oleoducto. La MPO se refiere a la fortaleza del oleoducto y a su capacidad para resistir la presión interna. 81 3.3.1.3.2. Estado Estable.- Es un estado o condición de un sistema, como el de tubería que, no cambia a través del tiempo. Por ejemplo, en un oleoducto en estado estable, no hay variables que cambien a través del tiempo. 3.3.1.3.3. Condiciones transientes.- Es cualquier condición inestable (cambiante) del flujo que cambia continuamente con el tiempo, (temperaturas variables en intervalos de tiempo). 3.3.1.3.4. Presión de Diseño.- La presión de diseño es la medida de presión máxima para un tubo basada en su mínima resistencia específica (SMYS), diámetro y espesor de la pared, la zona de operación, y tipo de juntas soldadas. El siguiente ejemplo es un reflejo de los estándares y el criterio específico para determinar la presión de diseño: Zona 1 se refiere a un área con baja densidad de población para oleoductos: con baja presión de vapor (LVP) y oleoductos con alta presión de vapor (HVP). Zona 2 se refiere a un área densamente poblada para oleoductos de alta presión de vapor. El objetivo es ilustrar el proceso para deducir la (MPO). Para la Zona 1: 80% de la prueba de presión de hidrostática o 80% de la presión de diseño para el tubo. Para la Zona 2: 64% de la prueba de presión de hidrostática o 64% de la presión de diseño para el tubo. 82 La presión de diseño para tubos es dada por la siguiente fórmula Donde: P = presión de diseño del tubo (psi) S = punto específico de resistencia mínima. SMYS (psi) t = espesor nominal de la pared del tubo (in) D = diámetro externo del tubo (in) F = factor de diseño donde F = 0.72 para LVP y HVP, Zona 1 F = 0.576 para HVP, Zona 2 E = factor de unión longitudinal donde, E = 1.00 para soldadura eléctrica y soldadura en arco sumergida E = 0.60 para tubos soldados a tope. Para ilustrar una típica presión de diseño de oleoducto considere el siguiente ejemplo: Dado S = 52 000 psi; t = 0.375 in D = 24.0 in F = 0.72 (por ej., para Zona 1) La presión de diseño es = 1170 psi. 83 E = 1.00 3.3.1.3.5. Presión de Vapor.- Es la presión por encima de la cual el líquido ya no se evapora, a una temperatura dada. La presión de vapor es un criterio especialmente importante cuando se manejan líquidos que contienen componentes volátiles. La presión de vapor es sensible a la temperatura y sube exponencialmente con un incremento de temperatura. Una presión de vapor alta incrementa el valor mínimo permitido en la presión de la Tubería. La presión mínima en el oleoducto debe ser lo suficientemente alto para mantener el crudo en su estado líquido. 3.3.1.3.6. Prueba Hidrostática.- Los oleoductos son probados hidrostáticamente sección por sección, dependiendo de el terreno, calidad del fluído de prueba (usualmente agua) y otras consideraciones prácticas. El procedimiento básico de la prueba hidrostática es como sigue: Se llena con agua una sección aislada de oleoducto La sección de oleoducto es luego presurizada gradualmente hasta alcanzar la presión de prueba La presión de prueba es sostenida por un período de tiempo específico y es registrada continuamente y finalmente La Máxima Presión de Operación (MPO) está establecido como el 80% de la prueba de presión de hidrostática en cualquier parte a lo largo del segmento del oleoducto, la línea máxima de cabeza de operación puede ser constante y paralela a la línea de cabeza de prueba. La MPO se obtiene basándose en pruebas usando estándares internacionales para 84 identificar los límites específicos. Los límites y sus códigos pueden variar para diferentes países. Presión de diseño - ANSI 31.4 código 49 CFR 195.106 basado en el grado del acero, espesor de las paredes y un 72% de resistencia a la presión. Prueba hidrostática del tubo – 49 CFR 195.406(3) el tubo de regulación es presurizado con aire o con agua; el límite hidrostático = 80% de la prueba de presión de hidrostática. Clasificación de Flanches -ANSI B 16.5 Código 49CFR195.406(2) se basa en el grado y composición del material del flanche y temperatura de operación . Documentación histórica de la presión de operación - 49CFR195.406(5) no se requiere prueba hidrostática. Figura 36. MPO es el 80% de la Presión de Prueba Fuente: Módulo de Filosofía de Control de Oleoductos de Transporte y Almacenamiento UTE Elaborado por: Darío Paguay 3.3.1.4. Discos de Ruptura.- Son un dispositivo no mecánico para el manejo de la presión de surgencia o las que están por encima de la máxima presión de operación, el cual consiste en una membrana diseñada para romperse ante unas condiciones 85 predeterminadas de temperatura y presión. Al igual que las válvulas de alivio de presión, los discos de ruptura usualmente requieren de tanques adicionales para recibir el desfogue de flujo 3.3.1.4.1. Surgencia.- Es un cambio en la presión producida por condiciones como encendido o apagado de la bomba, apertura o cierre de válvulas y fugas en la línea. Figura 37. Disco de Ruptura Fuente: Módulo de Filosofía de Control de Oleoductos de Transporte y Almacenamiento UTE Elaborado por: Darío Paguay 3.3.1.5. Cochinos (PIGS) Un cochino es una herramienta que es impulsada a través de la tubería o línea de flujo. A medida que productos de hidrocarburos fluyen a través de la tubería, van dejando depósitos de parafina, lodo, sal y otros que se precipitan en las paredes del tubo. Con el tiempo, estos depósitos pueden afectar el flujo líquido a través del tubo. 3.3.1.5.1. Los cochinos limpiatubos.- Son herramientas de limpieza las cuales están construídas con cepillos o cuchillas de uretano. Los cochinos limpiatubos remueven 86 incrustaciones y aflojan depósitos gomosos de la pared del tubo a medida que se desplazan en la línea. Figura 38.- Cochinos Limpiatubos con cuchillas de Uretano (A) y con cepillos (B) Fuente: Módulo de Mantenimiento y Reparación de Transporte y Almacenamiento UTE Elaborado por: Darío Paguay Dos Tipos de Cochinos LimpiaTubos “A” es un ejemplo de un cochino con cuchillas de uretano (limpiatubos) los cuales son mejores para remover depósitos gomosos. “B” muestra un cochino con cepillos de compensación de desgaste, utilizados comúnmente en tuberías nuevas, para remover incrustaciones o depósitos duros. La utilización de los cochinos limpiatubos resulta en menos depósitos, una pared de la tubería más uniforme y una mejor eficiencia en el flujo. 3.3.1.5.2. Cochinos Inteligentes.- Es difícil inspeccionar una tubería, debido a que se encuentra enterrada bajo la tierra o bajo de cientos de pies de agua. Un cochino inteligente, es una herramienta de inspección interna utilizada para ver dentro de la 87 longitud total del tubo, que nos permite superar este problema. El cochino inteligente está equipado con instrumentos de colección de datos que almacenan información detallada. El cochino inteligente recorre el tubo y realiza las funciones siguientes: investigar la geometría de la pared del tubo inspeccionar la pared del tubo para detectar desviaciones de curvaturas, y detectar pérdida de metal, arqueos y picaduras así también como presión y temperatura del fluido. Figura 39. Cochinos inteligentes Fuente: Módulo de Mantenimiento y Reparación de Transporte y Almacenamiento UTE Elaborado por: Darío Paguay 3.3.1.6. Control de Corrosión Este es un departamento que se encarga de la inspección técnica de todas las líneas, vessel o equipos en los que se opera con el fin de poder determinar si los mismos están trabajando de manera eficiente. 3.3.1.6.1. Corrosión.- Se entiende por corrosión a la interacción de un metal con el medio que lo rodea, produciendo el consiguiente deterioro en sus propiedades tanto físicas como químicas. La celda que causa este proceso está compuesta esencialmente por tres componentes: un ánodo, un cátodo y un electrolito (la solución conductora de electricidad). El ánodo es el lugar donde el metal es corroído: el electrolito es el medio 88 corrosivo; y el cátodo, que puede ser parte de la misma superficie metálica o de otra superficie metálica que esté en contacto, forma el otro electrodo en la celda y no es consumido por el proceso de corrosión. En un sistema de tuberías, la corrosión ocurre internamente y externamente. Esto resulta en el debilitamiento y rotura eventual del tubo. 3.3.1.6.2. Corrosión Interna.- La corrosión interna en una tubería es ocasionada por la formación de parafina, lodos y depósitos de sales en las paredes del tubo. Algunos productos pueden ser corrosivos debido a su contenido de azufre. La corrosión interna se controla: químicamente, con inhibidores, y físicamente, con cochinos limpiatubos. 3.3.1.6.3. Los inhibidores.- Son sustancias agregadas al líquido en la tubería. Ellos disminuyen la formación de material corrosivo en el tubo. 3.3.1.6.4. Corrosión Externa.- Cuando un tubo de acero se coloca bajo tierra, usualmente hay una diferencia de potencial eléctrico entre la tierra y el acero, la cual puede causar que una corriente eléctrica fluya entre ellos. La corrosión es el resultado de una reacción electroquímica incluyendo movimiento de electrón desde el tubo (ánodo un electrodo positivo) hasta la tierra (cátodo un electrodo negativo). La corrosión puede ser prevenida por medio de la aplicación de: protección catódica o revestimiento y envoltura Ambos métodos se utilizan, en distintas situaciones, para lograr la mejor protección. 89 3.3.1.6.5. Protección Catódica.- La protección catódica incluye esencialmente el establecer una corriente alrededor de la tubería para revertir el flujo de electrones y como resultado, inhibir la corrosión, esto ocurre cuando un metal es forzado a ser el cátodo de la celda corrosiva adhiriéndole (acoplándolo o recubriéndolo) de un metal que se corroa más fácilmente que él, de forma tal que esa capa recubridora de metal se corroa antes que el metal que está siendo protegido y así se evite la reacción corrosiva. Dos tipos comunes de sistemas de protección catódica son los sistemas rectificadores con aterramiento al lecho y los sistemas con ánodos de magnesio. 3.3.1.6.6. Sistema Rectificador con Aterramiento en el Lecho.- En este sistema los electrones desde una fuente de energía, tal como líneas de empresas de servicio público, son impulsados hacia una sustancia bajo suelo, como el grafito. Los electrones provenientes de la fuente de energía llegan a la tubería convirtiéndola catódica. 3.3.1.6.7. Sistema con Ánodos de Sacrificio de Magnesio (mg).- múltiples ánodos son colocados a lo largo o cerca de la superficie de la tubería para extraer la corriente y de esta manera evitar la corrosión del tubo haciendo que este ánodo de magnesio se corroa. 3.3.1.7. Sistema Supervisorio de Control y Adquisición de Datos (SCADA) El Sistema Supervisorio de Control y Adquisición de Datos (SCADA) sirve para la supervisión de control y adquisición de datos, todo esto se realiza de forma automática a través de PLC´s (Controladores Lógicos Programables), fue diseñado para funcionar con ordenadores, los cuales proporcionan comunicación con los dispositivos de campo y 90 proceso (monitoreo, despacho, medición, etc). El sistema SCADA es jerárquico (ver Figura 29). Los comandos van desde arriba de la jerarquía hacia el fondo, mientras que la información fluye desde abajo de la jerarquía hacia arriba. La terminal del centro de control, computadora receptora, y procesador de comunicaciones, están localizados en el centro de control. La unidad terminal distante (RTU), el control lógico programable (PLC) e instrumentos y dispositivos están colocados en la ubicación del campo. Figura 40.- Sistema de Control en forma jerárquica Fuente: Módulo de Estaciones de Bombeo de Transporte y Almacenamiento UTE Elaborado por: Darío Paguay 91 El sistema SCADA está conformado por: Instrumentación electrónica digital y análoga Controladores lógicos programables PLC’s Unidad terminal distante (RTU) Procesador de comunicaciones (CFE) Sistema de supervisión para control y monitoreo HMI 3.3.1.7.1. Instrumentos.- Los instrumentos pueden medir temperatura, presión, viscosidad, densidad y niveles de vibración y estado del equipo en la estación de bombeo y trasmitir el material a la estación PLC. 3.3.1.7.2. El Controlador Lógico Programable (PLC): El PLC registra cada instrumento, organiza y recopila la información recibida, así también lleva a cabo las tareas tales como abrir y cerrar válvulas, poner a tiempo las secuencias, monitorear y responder a los cambios de presión, niveles de vibración, temperaturas, y arrancar y parar las unidades de bombeo, operación de sumidero y otras tareas rutinarias. 3.3.1.7.3. Sistema de Control Distribuido (DCS).- Sistema que consiste básicamente de varios componentes integrados por un bus de datos común. La función que desempeña este sistema es la de recibir las señales analógicas del campo, ejecutar el algoritmo de control y finalmente entregar una señal de salida al elemento final de control, por ejemplo una válvula. El DCS (Sistema de Control Distribuido) al estar relacionado con el PLC ( Controlador Lógico Programable.) forman una herramienta muy importante en la seguridad del 92 Proceso, permitiendo una confiabilidad de operación sin riesgo tanto a los Equipos del Proceso como también al personal que está Operando . 3.3.1.7.4. Unidad terminal distante (RTU).- Es una computadora que recopila información que vienen de todos los PLCs en la estación de bombeo. El RTU analiza y presenta en pantalla los datos y trasmite solamente al centro de control los datos relevantes. 3.3.1.7.5. Procesador de comunicaciones (CFE).- El CFE controla todas las transmisiones que llegan y salen, las traduce, y las dirige hacia el operador que controla la línea en particular, en donde a través de una pantalla Human Machine Interface (HMI) las puede monitorear y controlar según requiera el caso. Figura 41. Comunicación CPF- Sistema de Control Distribuido (DCS) LAN ETHERNET Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 93 3.3.1.8. Sistema de detección de fugas en Agip Oil como método de prevención de derrames Para dotar de mayor seguridad a sus sistemas de transporte de petróleo, AOE ha instalado un sistema de detección de fugas (Leak Detector System, LDS), tanto en las líneas de flujo Villano B – Villano A y Villano A – CPF, cuanto en el oleoducto secundario CPF – Baeza. Cabe indicar que el sistema de detección de fugas (LDS), proporciona únicamente alarmas, más no toma acciones automáticas sobre estas. Este sistema está conformado en dos programas que detectan diferenciales de presión (PPA) y de masa (Mask PACK). 3.3.1.8.1. Point Pressure Analysis (PPA) Es un programa que analiza diferenciales de presión entre las válvulas del oleoducto secundario y la línea de flujo y si estas no pueden ser justificadas por los diferentes parámetros del programa, se activa una alarma. 3.3.1.8.2. Mask PACK Este programa realiza una comparación entre la masa del producto que sale de una instalación y la que ingresa a la siguiente, las compara y si se tiene un diferencial mayor al permitido por el programa, se activa una alarma. Al momento de activarse la alarma, el operador de turno debe proceder de la siguiente manera: 94 3.3.1.8.3. Si la baja de presión es detectada en la línea de flujo (Villano – CPF): 1. Revisar en el panel de control la veracidad de esta alarma. 2. Chequear presiones en las válvulas SDV. 3. Verificar que la salida del flujo (Villano - CPF) sea igual al flujo de llegada. 4. Aislar el tramo de oleoducto comprometido, cerrando las válvulas SDV respectivas. Las bombas de la línea de flujo (flow line pumps) se apagarán automáticamente y por ende los pozos. 5. Comunicar al operador de Villano A, quien tomará las acciones más convenientes de acuerdo a las condiciones de operación. 6. Inmediatamente notificar del particular al Supervisor de Producción y este a su vez al Superintendente de Campo. 7. Activar el Plan de Contingencias. 3.3.1.8.4. Si la baja de presión es detectada en el oleoducto secundario (CPF – Baeza): 1. Revisar en el panel de control la veracidad de esta alarma. 2. Chequear presiones en las válvulas SDV. 3. Verificar que la salida del flujo (CPF-Baeza) sea igual al flujo de llagada. 4. Aislar el tramo de oleoducto comprometido, cerrando las válvulas SDV respectivas. Las bombas shipping se apagarán automáticamente. 95 5. Inmediatamente notificar del particular al Supervisor de Producción y este a su vez al Superintendente de Campo. 6. Activar el Plan de Contingencias. 3.3.1.8.5. Programas de Mantenimiento Preventivo del Oleoducto El esquema de mantenimiento de AOE se basa en la filosofía del mantenimiento preventivo, de manera de detectar oportunamente posibles malos funcionamientos o muestras de fatiga del material, que permitan su corrección antes de que se conviertan en incidentes o derrames. En el caso de las líneas de flujo y oleoductos, para cumplir con el objetivo señalado, trabajan cuadrillas de mantenimiento que realizan una inspección continua a pie a lo largo de todo el trayecto. Estas cuadrillas son las siguientes: 3.3.1.8.6. En la línea de flujo: Funcionan dos cuadrillas que trabajan alternadamente catorce días y descansan los otros catorce días, de manera que permanentemente están recorriendo la línea. Cada cuadrilla está constituida por 7 obreros, 1 capataz, 1 médico, 1 motosierrista, bajo el mando de 1 inspector con formación de ingeniería, que reporta directamente al Supervisor del Oleoducto. 3.3.1.8.7. En el oleoducto secundario: Funcionan 3 cuadrillas permanentes, más la que las reemplaza en sus respectivos períodos de descanso. Cada cuadrilla está constituida por 8 obreros, 1 capataz, 1 chofer, 1 motosierrista, bajo el comando de 1 inspector con formación de ingeniería, que 96 reporta directamente al Supervisor del Oleoducto. La responsabilidad de cada cuadrilla está dada para los siguientes tramos: Tramo 1: Desde CPF hasta el km 47 (Santa Clara) Tramo 2: Desde el km 47 hasta el km 90 (Tena) Tramo 3: Desde el km 90 hasta el Terminal Baeza 3.3.1.9. Vacuum Tank.- La Unidad de Vacío-Presión es un equipo de componentes especiales compuesto de un tanque de Vacío-Presión combinado con una Bomba y otros dispositivos que mantienen vacío o presión dentro del tanque. Figura 42. Vacuum Tank o Tanque de Vacío Fuente: www.indequipos.com/esp/pdf/Camiones_de_Vacio.pdf Elaborado por: Darío Paguay Este equipo es muy versátil, porque tiene múltiples aplicaciones en la industria. La unidad está diseñada para la remoción de líquidos y semisólidos de tanques, pozos, sumideros, recolección de derrames de hidrocarburos y otro tipo de productos, además otras instalaciones donde hubiese materiales abrasivos en suspensión, El líquido o sus sólidos en suspensión NO pasan a través de la bomba. El sistema de vacío permite la carga de sustancias que no sería posible por cualquier otro sistema mecánico. Estas unidades van acompañadas de todo el equipo necesario para desarrollar el trabajo 97 cumpliendo además estándares de calidad, seguridad así como protección ambiental estipuladas por cada uno de los gobiernos de turno. 3.3.2. Política de Emergencias AOE está en la obligación de responder efectiva y rápidamente a cualquier emergencia derivada de alteraciones en las condiciones normales de operación que de no ser controladas inmediatamente pueden constituirse en riesgos para la seguridad de las personas que habitan en las inmediaciones de sus instalaciones y de las que trabajan en la compañía, en daños al ambiente o en afectaciones a la propiedad pública o privada, incluyendo la de la propia compañía. Para cumplir con este propósito, todas las actividades de AOE considerarán los siguientes principios: La utilización de la mejor tecnología disponible y su aplicación de acuerdo a los estándares aceptados internacionalmente dentro de la industria petrolera, de manera de minimizar los riesgos asociados a la mala operación de equipos e instalaciones. El diseño y aplicación de programas de mantenimiento preventivo en todas sus instalaciones, de manera de identificar de manera temprana las evidencias de posibles fallas en los sistemas y corregirlas antes de que ocasionen situaciones de emergencia. Agip Oil Ecuador B.V. cuenta con un sistema de mantenimiento para todos los equipos de las operaciones y se controla a través del software “MAXIMO”. Pero cabe mencionar que a través de este software lo que se hace es realizar o generar órdenes de trabajo para cada área de manera que sirve como un administrador de los mantenimientos, y de esta manera actuar de forma: preventiva, correctiva y predictiva. 98 Preventivo.- Este análisis se realiza mediante la verificación del estado actual de los equipos ya que si los mismos reportan fallas o ciertas anomalías dentro de su tiempo de vida operativa, lo que se hace es realizar un reporte a través del MÁXIMO para generar una orden de trabajo (work order) y así poder actuar antes de que el equipo salga de su condición operativa para ser llevada al área de mantenimiento. Correctivo.- Cuando se trata de actuar de manera correctiva, se reporta las acciones de mantenimiento que se le va a dar al equipo, posteriormente se determina cuáles fueron las causas que dieron cabida a dicho daño en el equipo. Predictivo.- En este caso, el enfoque se basa en realizar inspecciones técnicas del caso al equipo mediante un análisis de mantenimiento en intervalos de tiempo futuro, este análisis se lo realiza llevando un control y monitoreo de las vibraciones y temperatura de los equipos, y de esa forma se determina la condición operativa de los mismos. Otra utilidad que se le da al MÁXIMO es para el manejo de repuestos ya que a través de este programa podemos retirar materiales de bodega, además debe ir acompañada de una orden de trabajo o (work order). 99 Figura 43 Formato de reportes del programa MÁXIMO Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay El establecimiento y mantenimiento de un efectivo programa de respuesta ante emergencias que ordene y optimice la utilización de los recursos humanos y técnicos disponibles. El entrenamiento y capacitación periódica a todo el personal de la compañía en temas de seguridad y aplicación del programa de respuesta ante emergencias. Como parte del cumplimiento del Plan de capacitación anual en el tema ambiental, se imparten algunos cursos dedicados a la generalidad de los trabajadores y empleados de Agip, así como de manera particular a cierto personal, con la finalidad de mantener actualizado y concientizado al personal propio y de contratistas, así como concienciar y conocer sobre los procesos de gestión integrada. El monitoreo y evaluación permanentes de los programas de mantenimiento y de respuesta ante emergencias, para verificar su vigencia y adecuación a las condiciones de operación y ambientales existentes. 100 3.3.3. Sistema de Planificación de Respuestas a Derrames de Crudo GOSRPS Con la finalidad de darle soporte informático al Oil Spill Contingency Plan (OSCP) se ha desarrollado el Sistema de Planificación de Respuestas a Derrames de Crudo basado en GIS (GOSRPS por sus siglas en inglés) como una herramienta de planificación que facilita el proceso de toma de decisiones para responder ante derrames de crudo que ocurran en las instalaciones de AGIP OIL ECUADOR. El GOSRPS puede ser utilizado para: Mostrar el lugar del derrame mediante coordenadas UTM la latitud y longitud en grados decimales, el hito kilométrico o directamente con click del mouse en el mapa. Exhibir el segmento del derrame (En función de la información brindada por el SCADA), las ubicaciones de las válvulas de bloqueo, los puntos de control para la instalación de medidas de contención para derrames (mapas, diagramas de acceso y fotografía incluido) y la capa correspondiente al mapa de riesgos. Identificar las instalaciones de respuestas más cercanas, y detallar la distancia y el tiempo de respuestas totales. Calcular el volumen del derrame, considerando el perfil longitudinal del oleoducto o la línea de flujo, así también como la ubicación de las válvulas. Seleccionar los helicópteros disponibles para el segmento del derrame. Calcular el tiempo de recorrido del crudo y el tiempo de respuesta total y proporciona una lista que exhiba si la cuadrilla de respuesta puede acceder al punto de control específico dentro de los márgenes temporales esperados. El personal asignado por AOE será debidamente entrenado en la utilización de este programa para que posibilite un aprovechamiento de todas las capacidades descritas. 101 Con la finalidad de posibilitar un acceso adecuado durante una contingencia, el sistema desarrollado por ArcView está instalado en los siguientes lugares: Ingeniero Ambiental en Quito Supervisor de Oleoducto en CPF Supervisor de HSE en CPF Podemos encontrar un ejemplo de los resultados que arroja el programa con el fin de poder actuar de una forma más eficiente al momento de suscitarse un derrame. Este ejemplo se encuentra en el anexo #1 de la presente tesis y tiene relación con el anexo #2 referente al análisis hidrológico de los puntos de control. 3.3.4. Sistema de Comunicaciones A continuación se presenta una breve explicación del Plan de Comunicaciones que tenemos en AGIP-OIL Ecuador: Satélite: Terminales de satélite están instaladas en CPF y Baeza. Estas unidades proveerán conexiones de voz y WAN hacia la red de Agip Oil Ecuador B.V. y acceso a los sistemas telefónicos Radio: Dos repetidoras han sido adquiridas en Calvario y Guacamayos. Las situaciones de la base estarán localizadas en varias localidades: Villano, CPF (esta podría ser una repetidora), Puyo, Baeza y cualquier otra localidad considerada como necesaria. Todas las unidades de radio móvil deberían ser capaces de llegar a una de las repetidoras sobre el 80% el área proyectada. INMAERSAT- M. Estas son unidades de satélite del tamaño de una Laptop. Una unidad será colocada en las oficinas Quito. Otras unidades podrían estar 102 localizadas en el CPF, Villano, Puyo o cualquier otra ubicación considerada como necesaria. Podemos encontrar un gráfico explicativo acerca del sistema de comunicaciones en Agip Oil Ecuador dentro del anexo 6 de la presente tesis. Figura 44.- Sistema de Comunicaciones te Sa llite City SATELL ITE LINK R AD IO CH A SIGN N N E AL L1 CONDIUJA SATEL LITE LINK MICROWAVE BAEZA RADIO SIGNAL CHANNEL 1 RA D CH IO S A N IG NE NA L1 L A GUACAMAYOS SA T TIC OP EL LIT E RA FIB LIN K GUAMANI INK EL LI T EL T SA RA DIO SI CHANNEGNAL L1 FUTURE LINK RADIO SIGNAL CHANNEL 12 CPF FIB RA OP RADIO SIGNAL CHANNEL 12 TIC RA D CH I O S A N IG NE NA L1 L A AL GN 1 SI L O NE DI AN RA CH PUYO RADIO SIGNAL CHANNEL 2 SIMON BOLIVAR FI BRA OP TI CA MICROWAVE RADIO SIGNAL CHANNEL 2 CALVARIO RADIO SIGNAL CHA NNE L 1 Fuente: Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 3.4. PLAN DE CONTINGENCIA PARA DERRAMES DE PETRÓLEO (OIL SPILL CONTIGENCY PLAN) “OSCP” El objetivo general del OSCP es el de constituirse en una guía para los empleados y funcionarios de AOE de cómo actuar ante un derrame de petróleo; esto implica la definición de procedimientos específicos para cumplir con los siguientes objetivos específicos: 103 Responder inmediata y mediata para controlar los derrames y los potenciales incendios que se deriven de ellos. Comunicación interna así también como terceras partes para notificar las contingencias, consecuencias de las mismas y potenciales riesgos. Manejo de los desechos originados por el derrame y las operaciones de control. Evaluación y remediación de daños ambientales y compensación de daños ocasionados a terceros. Evaluación de las causas de los derrames y su utilización para corregir u optimizar los mecanismos de prevención y control. Adicionalmente, y como complemento a este Plan, se cuenta con un sistema informático, basado en un sistema de información geográfica (SIG), que permita tomar decisiones más acertadas sobre su aplicación. 3.4.1.- Tipos de Derrames Para los fines del diseño de este Plan y sobre la base de las disposiciones legales vigentes en el país, se ha considerado la posibilidad de tres tipos de derrames de petróleo, en función del sitio de ocurrencia y sus potenciales consecuencias para el entorno natural y, especialmente la población circundante. Adicionalmente, en el siguiente detalle se señalan generalidades respecto al control de los derrames, que sirven para orientar la estructura del Plan propuesto: 3.4.1.1.- Tipo I Un derrame que está confinado a un lugar controlado, dentro de los límites de las instalaciones de la compañía y, por tanto, no alcanza ni a cuerpos hídricos ni a áreas 104 sensibles. Su control y limpieza puede realizarse con la participación del personal local de campo que conforma una Brigada de Emergencia (BE). Generalmente estos derrames son menores a 5 barriles y, debido a sus características tan limitadas y las disposiciones reglamentarias, su manejo puede ser considerado como operaciones de rutina que no requieren ser comunicadas a las autoridades gubernamentales, pero si se deberá notificar al departamento de HSE&Q utilizando los formatos correspondientes. Actividades que pueden dar como resultado un derrame de este tipo son: carga y descarga de combustibles; fugas provenientes de válvulas, empaques de bombas y similares; y, mantenimiento de los equipos y tuberías. Por ello, lo más probable es que este tipo de derrames sea detectado por los operadores, los inspectores de oleoducto o el personal de las cuadrillas de mantenimiento, quienes van a ser denominados primeros observadores. 3.4.1.2.- Tipo II Un derrame que no se contiene en un lugar controlado y rebasa los límites de las facilidades de la compañía, teniendo la potencialidad de producir la descarga del petróleo en el suelo sin protección y/o en el agua superficial o freática. Estos derrames pueden ser controlados con los recursos internos de la propia compañía, pero requieren necesariamente la activación tanto de las Brigadas de Emergencia (BE) y las Brigadas de Control Ambiental (BCA), como de otros recursos coordinados por el Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP), así como también de la supervisión general del Equipo de Respuesta a Emergencias (ERE). En términos de volumen, son derrames mayores a 5 barriles, reglamentariamente las 105 autoridades deben ser notificadas de este tipo de derrames. Estos derrames generalmente se originan en roturas por fatiga de tanques o tuberías y son detectados por avistamiento directo del personal de operación o mantenimiento, por detección del sistema de detección de fugas o por información suministrada por terceros. 3.4.1.3.- Tipo III Un derrame incontrolado que afecta directamente un curso de agua y tiene la potencialidad de causar daños físicos a las personas que están en los alrededores. Implica generalmente la presencia de grandes incendios en las facilidades e incluso el peligro de explosiones. Por ello, el control de estos incidentes requiere a más de los recursos internos de la compañía, el concurso de ayuda externa, proveniente de otras empresas petroleras o de los recursos municipales y/o estatales, coordinados por el Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP) y supervisados por el Equipo de Respuesta a Emergencias (ERE) Evidentemente, las autoridades también deben ser notificadas de este tipo de derrames. 3.4.2. Ocurrencia del derrame Como se ha anotado al describir los tipos de derrames, la ocurrencia de un incidente o accidente que pueda provocar derrames puede deberse a fallas humanas, fatigas en los materiales, atentados o fenómenos naturales de orden sísmico, volcánico, hidrológico y/o geotécnico. En cuanto a las otras causas para la ocurrencia de derrames, siempre están dentro del campo de las probabilidades, pese a las medidas preventivas descritas en la sección anterior. 106 3.4.2.1. Acción inmediata Una vez que se ha producido el derrame, la primera persona de la compañía en observarlo (primer observador) debe tratar de controlar el origen de la fuga, de ser posible identificarla y tener acceso a ella, y luego notificar inmediatamente al nivel que se describe en el procedimiento correspondiente. En el caso de que el derrame haya sido observado por una tercera persona, ajena a la compañía, y lo haya notificado al personal de mantenimiento del oleoducto o la línea de flujo, este personal debe primeramente trasladarse al sitio indicado y luego proceder de acuerdo al procedimiento respectivo Esta acción inmediata es la que propiamente activa el resto del sistema de contingencias que contiene este Plan. 3.4.2.2. Notificación interna Esta fase tiene como finalidad canalizar ordenada y sistemática la información sobre un derrame, de manera de poder activar adecuadamente los recursos internos y externos para controlarlo y manejarlo de acuerdo a los procedimientos y mecanismos definidos en este Plan. Durante el control de una emergencia, el eje del flujo de la comunicación interna lo constituye el Radio operador. 3.4.3. Activación de las Brigada de Emergencia (BE) La Brigada de Emergencia (BE) constituye el grupo de acción que primero se activa para controlar la emergencia. Previo a cualquier decisión, el equipo de coordinación para derrames de Petróleo (ECDP), liderado por el Superintendente de Campo, evaluará 107 la situación, para proceder con la contingencia y destinar los recursos a los sitios considerados críticos. La BE está liderada por el Supervisor del Oleoducto quien cuenta con el soporte del Supervisor ambiental y el Ingeniero ambiental de HSE. La brigada de emergencia, deberá atender en el menor tiempo posible la emergencia, privilegiando en orden de importancia el control de daños a las personas, los daños al medio ambiente, daños a la propiedad y daño a los equipos; prioridad que será definida por el equipo de coordinación de derrames de petróleo (ECDP). Cuando el derrame ocurre en las facilidades de producción y estaciones de bombeo y almacenamiento, el responsable de la contención es el Supervisor de Mantenimiento con el soporte del Supervisor Ambiental y las cuadrillas de mantenimiento, campamentos y todo el personal que se crea necesario para la contingencia. 3.4.4. Activación de las Brigadas de Control Ambiental (BCA) La Brigada de Control Ambiental (BCA) tiene como responsabilidad la ejecución de las acciones de contención de los derrames en suelo o cuerpos hídricos y la posterior reparación de los daños ambientales, así como la compensación a los afectados. La BCA está liderada por el Supervisor Ambiental y bajo su decisión el personal de mantenimiento necesario para cumplir sus tareas. El personal deberá ser facilitado por el Supervisor de Mantenimiento y/o el Supervisor de Oleoducto. Si la contingencia requiere mayor atención para la contención del crudo y la recuperación del área, se deberá recurrir a la obtención de recursos externos como: personal, equipo y maquinaria suficientes para controlar la contingencia. 108 3.4.5. Activación del Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP) Todo derrame Tipo II o Tipo III exige la activación del Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP), que es el grupo encargado de coordinar los recursos y operaciones internos y externos para controlar los derrames, reparar los daños, incluyendo los ambientales y a terceros, evaluar las causas de la contingencia y la aplicación de este Plan, proponer correcciones a los planes y procedimientos pertinentes y, finalmente, dar por terminada una contingencia. El líder del ECDP es el Superintendente de Campo y bajo su mando actúan los supervisores de campo. Este equipo tiene además la responsabilidad de reportar sobre las situaciones de contingencia al Equipo de Respuesta a Emergencias (ERE), liderado por el Gerente General de AOE. 3.4.6. Notificación a partes externas Esta responsabilidad recae en el ERE y debe ser cumplida en casos de derrames Tipo II y Tipo III. Esta fase incluye 3 frentes de comunicación: (a) autoridades gubernamentales; (b) medios de comunicación, y, (c) familiares de empleados heridos En el caso de potencial afectación a comunidades vecinas al sitio del derrame o a los drenajes involucrados, la notificación a dichas partes es responsabilidad del ECDP. 3.4.7. Control del derrame Comprende las acciones de control de la fuga y reparación de la instalación o equipo (ducto, tanque u otro) que lo originó. Este procedimiento es responsabilidad de la 109 Brigada de Emergencias (BE). 3.4.7.1. Contención del derrame Implica la contención del derrame de crudo en: (a) suelo; (b) cuerpos hídricos; y/o humedales. Estas acciones deben ser ejecutadas por la BE en el oleoducto secundario y línea de flujo, en el Punto de Control y, en las facilidades por el supervisor o líder de mantenimiento, bajo la coordinación del ECDP. 3.4.7.2. Reparación de daños y remediación ambiental Una vez controlado el derrame, corresponde recuperar el petróleo contenido y limpiar el suelo o riberas de ríos y quebradas que hayan sido afectados. Adicionalmente, se deben reparar los daños ocasionados en propiedades de terceros y compensar a sus dueños por los efectos provocados. Estas acciones deben ser ejecutadas por la BCA y la asistencia de los equipos normales de operación de AOE, tales como mantenimiento, HSE, relaciones comunitarias, campamentos, oleoducto, materiales y logística entre otros, hasta cuando sea posible, para luego emplear recursos externos como personal, equipo y maquinaria. Todas estas acciones serán coordinadas a través del ECDP. 3.4.7.3. Evaluación de la contingencia Parte fundamental de una contingencia es aprender de ella para corregir los posibles errores y prevenir las causas que las ocasionaron; por ello, una vez que el derrame ha sido controlado y los daños están en proceso de reparación, debe evaluarse tanto el 110 accidente en sí, cuanto la efectividad y eficiencia en la aplicación de este Plan de Contingencias. Esta fase de evaluación debe ser ejecutada por HSE bajo la supervisión del ECDP. 3.4.7.4. Corrección de planes La evaluación realizada en la fase anterior debe servir de base para la reforma de los procedimientos establecidos en este OSCP, así como para recomendar reformas a planes y programas relacionados y que pudieron haber sido involucrados en la contingencia. Esta acción debe ser ejecutada por HSE bajo la supervisión del ECDP. 3.4.7.5. Terminación de la contingencia Una vez cumplidas todas las etapas aquí descritas, corresponde al Equipo de Coordinación de Derrames de Petróleo (ECDP) terminar formalmente la contingencia. La correcta ejecución del sistema de contingencias propuesto requiere el adecuado entrenamiento del personal, por lo que un elemento indispensable de este OSCP es el desarrollo del programa de capacitación continua del todo el personal involucrado con las operaciones hidrocarburíferas. La integración, responsabilidades y otras características organizativas de cada uno de los niveles señalados se explican a continuación: 3.5. BRIGADAS En esta fase se explicarán la estructura de las diferentes Brigadas así también como 111 quienes las conforman de responsabilidades que recae sobre cada brigada: 3.5.1. Equipo de Respuesta a Emergencias (ERE) El Equipo de Respuesta a Emergencias (ERE) es la máxima instancia de decisión y supervisión de AOE en casos de contingencias que originen derrames de petróleo. 3.5.1.1 Integración: Gerente General - líder – Gerente de Operaciones Gerente de Perforación Gerente de Contratos Gerente de Finanzas, Gerente de Negocios Gerente HSE&Q Superintendente de Campo 3.5.1.2. Responsabilidades: Verificar que el manejo de la contingencia se conduce de manera consistente con las políticas de la compañía, las regulaciones gubernamentales y este OSCP. Recibir los reportes del líder del ECDP sobre las contingencias que ocurrieren y resolver sobre las solicitudes para el control y manejo de los derrames. 112 Mantener comunicación con las autoridades gubernamentales y medios de comunicación sobre la ocurrencia de contingencias y el desarrollo de las acciones de control y manejo respectivas y dar respuesta a los requerimientos específicos provenientes de las autoridades de control. Comunicar a los familiares de los empleados heridos en las contingencias sobre su estado. Aprobar las acciones de compensación por daños a terceros derivados de las contingencias. Mantener un archivo de los incidentes ocurridos y de las acciones que se hayan derivados de ellos. El líder es responsable de convocar a los demás miembros del ERE, cuando el caso amerite. El líder podrá delegar alguna de las responsabilidades del ERE a sus miembros, en función de sus responsabilidades y roles específicos. 3.5.2. Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP) El Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo (ECDP) es la máxima instancia de coordinación operativa en campo de las acciones derivadas de un derrame de petróleo. 3.5.2.1. Integración: Superintendente de Campo - líder - Supervisor de Oleoducto 113 Supervisor de Producción Supervisor de Mantenimiento Supervisor de HSE Supervisor de Campamento Supervisor de Materiales Supervisor de Seguridad Física Coordinador Relaciones Comunitarias Supervisor Drilling Radio Operador 3.5.2.2. Responsabilidades: Coordinar los recursos internos y externos y las operaciones para el control y contención de derrames. Notificar a las comunidades vecinas sobre posibles afectaciones o riesgos y, de ser el caso, coordinar su evacuación. Tomar las acciones que garanticen la seguridad física de los miembros de las BE y las BCA, ante la eventualidad de atentados. Coordinar y asignar los recursos internos y externos y las operaciones para evaluar y reparar los daños, incluyendo los ambientales y a terceros. Evaluar las causas de la contingencia y la aplicación de este OSCP y proponer las correcciones a los planes y procedimientos pertinentes que se deriven de su análisis. Dar por terminada una contingencia. Reportar al ERE sobre el desarrollo de las acciones que ejecuta. 114 El líder es responsable de convocar a los demás miembros del ECDP, cuando el caso amerite. El líder podrá delegar alguna de las responsabilidades del ECDP a sus miembros, en función de sus tareas y roles específicos. 3.5.3. Brigada de Emergencias (BE) Las Brigadas de Emergencias (BE) son los grupos de acción encargados de ejecutar en sitio los procedimientos para controlar la emergencia y, reparar los equipos e instalaciones que han provocado un derrame de petróleo. 3.5.3.1. Integración: 3.5.3.2. Supervisor de Oleoducto o Mantenimiento - líder. Supervisor Workover Mecánicos Electricistas Soldadores Maquinistas Responsabilidades: Ejecutar las acciones de control de derrames, de acuerdo a los procedimientos establecidos en este OSCP y a las delegaciones del ECDP. Reparar las instalaciones (ductos, tanques y otros) que provocaron el derrame, hasta dejarlos nuevamente operativos. Reportar al ECDP sobre las acciones desarrolladas. 115 3.5.3.3. Aspectos organizativos: El líder es responsable de convocar a los demás miembros de las BE, cuando el caso amerite. Se conformarán BE sobre la base de las cuadrillas de mantenimiento del oleoducto y línea de flujo existentes; es decir: (1) Línea de flujo VA - CPF; (2) CPF – km 47; (3) km 47 – km 90; y, (4) km 90 – Terminal Baeza. Cada BE incorporará técnicos de mantenimiento (mecánicos, electricistas, soldadores, maquinistas, etc.), según corresponda. En caso de que por las características del derrame sea necesario activar más de una BE o contar con recursos externos, corresponde al líder de la BE solicitarlos y al líder del ECDP coordinar su asignación. 3.5.4. Brigada de Control Ambiental (BCA) Las Brigadas de Control Ambiental (BCA) son las encargadas de dar soporte y coordinar las acciones de contención de los derrames en suelo o cuerpos hídricos, así como tomar a cargo las acciones para la limpieza y remediación de los daños ambientales ocasionados por los derrames. 3.5.4.1. Integración: Supervisor de HSE - líder Coordinador de Relaciones Comunitarias Cuadrilla de mantenimiento del oleoducto / línea de flujo Ingeniero Ambiental Sr. 116 3.5.4.2. Responsabilidades: Ejecutar las acciones de contención de derrames, de acuerdo a los procedimientos establecidos en este OSCP y a las disposiciones del ECDP. Ejecutar las acciones de remediación de los daños ambientales ocasionados por los derrames de petróleo, de acuerdo a los procedimientos de este OSCP y a las disposiciones del ECDP. Ejecutar las acciones de compensación a terceros afectados por los derrames de petróleo, autorizados por el ERE. Reportar al ECDP sobre las acciones desarrolladas. El líder es responsable de convocar a los demás miembros de las BCA, cuando el caso amerite. El líder de la BCA es responsable de solicitar la participación de recursos internos y externos requeridos para cumplir sus tareas; mientras que al líder del ECDP le corresponde coordinar y asignar esos recursos. 3.6.- DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROCEDIMIENTOS A EJECUTAR DENTRO DEL OIL SPILL CONTINGENCY PLAN “OSCP” Estos procedimientos constituyen la descripción de las maneras en que se deberán ejecutar las distintas acciones descritas en el OSCP y, por tanto, deben ser conocidos por todos los involucrados en el sistema de contingencias. Para guardar coherencia con el Sistema de Gestión Integrada (SGI) que mantiene AOE para sus operaciones, los procedimientos del Plan de Contingencias para Derrames de Petróleo guardan la misma estructura que los procedimientos de gestión ambiental. 117 Dicha estructura comprende: Rótulo de identificación del procedimiento (ver Figura 45); Objetivo del procedimiento; Alcance del procedimiento, que indica para que operaciones es válido; Responsabilidades para la aplicación, revisión y aprobación del procedimiento; Definiciones principales de los términos involucrados; Descripción del procedimiento; y, Detalle de los documentos aplicables. Figura 45. Rótulo de identificación de los procedimientos del OSCP SISTEMA DE GESTION INTEGRAL SGI-PO-024 1 DE 208 ACCION INMEDIATA ANTE LA DETECCIÓN DE UN DERRAME DE PETROLEO Agip Oil Ecuador B. V. EDITADO POR: HSE-Q PAGINA: REVISIÓ : FECHA: 0 Enero 2005 REVISADO POR: HSE-Q APROBADO POR: GERENTE DE OPERACIONES Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Este OSCP se encarga de orientar sobre la acción inmediata ante la detección de un derrame, la activación de los equipos especializados de distinto nivel y las acciones de control, evaluación y reparación de daños, así como las de administración de este sistema de contingencias. 3.6.1. Hojas de ruta Para facilitar el uso de este OSCP, se han elaborado las hojas de ruta para cada tipo de derrame, de manera de mostrar las distintas fases del sistema de contingencia, en consonancia con los responsables de la ejecución de los procedimientos y el número de 118 dichos procedimientos. Estas hojas de ruta se presentan en las tabla 15 para los derrames Tipo I y en la tabla16 para los derrames Tipo II y Tipo III. Tabla 15. Hoja de ruta para un derrame de petróleo Tipo I ACCIONES ACCION INMEDIATA OCURRENCIA DEL DERRAME ¿QUIÉN? ¿COMO? Primer observador Inspector Oleoducto / LF Supervisor Oleoducto Supervisor Mantenimiento SGI – PO - 024 NOTIFICACIÓN INTERNA Supervisor Oleoducto Supervisor Mantenimiento Radio operador Superintendente de Campo Miembros BE, ECDP y ERE SGI - PO - 028 ACTIVACION DE LA BE Supervisor Oleoducto Supervisor Producción Radio operador Miembros de BE Supervisor Mantenimiento SGI - PO – 025 CONTROL DEL DERRAME Supervisor Oleoducto Supervisor Mantenimiento Miembros del BE Superintendente de Campo SGI - PO - 034 EVALUACIÓN DE LA CONTINGENCIA Superintendente de Campo Gerente de HSE-Q Supervisor de HSE SGI - PO - 038 CORRECCION DE PLANES Gerente HSE-Q SGI - PO - 039 TERMINACIÓN DE LA CONTINGENCIA Superintendente de Campo Fuente: Oil Spill Contingency Plan AOE Elaborado por: Darío Paguay 119 SGI - PO - 040 Tabla 16. Hoja de ruta para un derrame de petróleo Tipo II y Tipo III OCURRENCIA DEL DERRAME ¿QUIÉN? Primer observador Inspector Oleoducto / LF Supervisor Oleoducto Supervisor Mantenimiento ACCIONES ACCION INMEDIATA ¿COMO? SGI - PO - 024 NOTIFICACIÓN INTERNA Supervisor Oleoducto Supervisor Mantenimiento Radio operador Superintendente de campo Miembros BE, BCA, ECDP, ERE ACTIVACION DE BE, BCA Y ECDP NOTIFICACIÓN A PARTES EXTERNAS CONTROL DEL DERRAME Supervisor Oleoducto / Producción Supervisor Mantenimiento Radio operador Superintendente de Campo Miembros BE, BCA y ECDP Superintendente de Campo Gerente de HSE-Q Gerente Rel. Públicas Sup. de Rel. Comunitarias Miembros del MMC Supervisor Oleoducto Supervisor Mantenimiento Miembros de BE Superintendente de campo Miembros del ECDP SGI - PO - 028 SGI - PO - 025 BE SGI - PO - 026 BCA SGI - PO - 027 ECDP SGI - PO - 029 autoridad SGI - PO - 030 comunidad SGI - PO - 031 medios SGI - PO - 032 familiares SGI - PO - 033 CONTENCIÓN DEL DERRAME REPARACIÓN DE DAÑOS Y REMEDIACIÓN AMBIENTAL EVALUACIÓN DE LA CONTINGENCIA CORRECCION DE PLANES Supervisor HSE Miembros de BCA Superintendente de Campo Ingeniero Ambiental Sr. Supervisor HSE Coordinador Rel. Comunitarias Miembros de BCA Superintendente de Campo Ingeniero Ambiental Sr. Superintendente de Campo Gerente HSE-Q Supervisor HSE SGI - PO - 034 suelo SGI - PO - 035 agua SGI - PO - 036 evaluación SGI - PO - 037 compensación SGI - PO - 038 Gerente HSE-Q SGI - PO - 039 TERMINACIÓN DE LA Superintendente de Campo CONTINGENCIA SGI - PO - 040 Fuente: Oil Spill Contingency Plan AOE Elaborado por: Darío Paguay 120 Algunos de los procedimientos del OSCP identificados como Sistema de Gestión Integrada (SGI) implican la utilización de registros de control, que constan en el Anexo 5 y que son los siguientes: 011 Incidentes Ambientales. 024 Primera Notificación de contingencias a autoridades 025 Control de notificación de contingencias a comunidades vecinas 026 Reporte de daños ambientales. 027 Evaluación de una contingencia. 028 Terminación de una contingencia. 12 Uso y custodia de Materiales y Equipos de Contingencias. (anexo 4) Se presentan formularios en los cuales se debe llevar un registro de los diferentes procedimientos que se tienen que cumplir mediante formatos establecidos para poder dejar constancia de cómo se llevó a cabo y cuáles fueron los factores intervinientes dentro de una contingencia, así también como formatos de culminación de contingencia. Estos formularios están disponibles dentro del anexo 5 de la presente tesis. 3.7. BODEGA DE MATERIALES Los materiales y equipos asignados a los contenedores de contingencias deberán ser de uso único y exclusivo para contingencias. No serán usados para suplir falta de materiales y equipos en operaciones normales. 121 Una contingencia se considera cuando se produce un derrame de petróleo o combustibles, del tipo I, II y III descritos en el Plan de Contingencia para Derrames de Petróleo. Los equipos deberán ser chequeados y probados quincenalmente para que se mantengan en condiciones permanentes de uso. Figura 46. Bodega de los materiales y equipos asignados para control de derrames Fuente: Oil Spill Contingency Plan AOE Elaborado por: Darío Paguay La responsabilidad de mantener el equipo y los materiales listos para ser utilizados, recae sobre el Supervisor del HSE, el cual realizará auditorias periódicas físicas y solicitará el apoyo del Supervisor de mantenimiento quien coordinará las acciones correspondientes y a su vez la utilización de los mismos junto con el superintendente de campo. 3.7.1. Control y actualización de inventarios: El Supervisor de HSE tiene la responsabilidad de mantener actualizado (una vez por mes) un inventario de los Materiales y Equipos de Contingencia por sus siglas en inglés (EMC) existente en cada contenedor, empleando el personal responsable de la custodia 122 y operación de los equipos y materiales, utilizando el formato adjunto como anexo 4 tablas #22, 23, 24 de Equipos y Materiales para emergencias. 3.7.2. Mantenimiento: El mantenimiento de los equipos se realiza como parte del programa general de mantenimiento del área correspondiente o cuando es necesaria la reparación o chequeo de los equipos. Los técnicos de mantenimiento serán responsables de la revisión periódica (al menos quincenalmente) de los equipos y de comunicar al supervisor de mantenimiento y HS&E oportunamente la adquisición de repuestos de los equipos existentes en todos los contenedores, con el objeto de prevenir y asegurar su correcto funcionamiento y operatividad. El supervisor de HSE es el encargado de realizar el seguimiento respectivo, por ser HSE el usuario del equipo de contingencia. 3.7.3. Actualización de los Equipos Se trata de documentar en el formato asignado el mantenimiento realizado, dejando una copia del mismo en el container para conocer de una manera rápida el estado actual de los equipos, para posteriormente reportar al Supervisor de Mantenimiento y HSE sobre los resultados del mantenimiento. El mantenimiento de los Equipos (si lo requiere) se lo realiza por lo menos una vez al mes en todos los equipos existentes en los contenedores. Si se observar cualquier evidencia de daño físico, o daño mecánico en los equipos o falta de accesorios para su correcto funcionamiento se Informa inmediatamente al Supervisor de Mantenimiento y HSE sobre la necesidad de repuestos para poder tomara acciones del caso. 123 CAPITULO IV 123 CAPITULO IV 4.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1.- Conclusiones 4.1.1.- El Sistema de Gestión integrada que posee Agip Oil Ecuador dentro del marco de Protección Ambiental cumple fielmente con disposiciones del Estado Ecuatoriano mediante el Decreto 1215 de RAHOE que regula todas las operaciones hidrocarburíferas en el Ecuador por lo que AOE antes de realizar un proyecto en el país acata las disposiciones que esta Ley obliga y de esta manera disminuye el riesgo de incidentes o accidentes, para lo cual los niveles de control de derrames están enfocados a prevenir los mismos a través de diferentes procedimientos de mantenimiento preventivo, correctivo y predictivo aplicados previo la capacitación periódica que se realiza al personal con el fin de que pueden actuar ante eventos o impactos ambientales como son los derrames. 4.1.2.- El sistema de control de Derrames se basa en la planificación de control y monitoreo que se realiza a los equipos así también como a las líneas de flujo, oleoducto secundario, locaciones y Facilidades mediante el monitoreo a través SCADA ya que permite controlar variables de presión, temperatura, caudal y nivel, cabe recalcar que en cuanto a las líneas de flujo se monitorea los tramos por medio de cuadrillas de turno que trabajan cada ciertos tramos. 124 4.1.3.- El monitoreo que se realiza en CPF a los equipos, líneas, es constante y de forma diaria, de esta forma se sabe cuando un equipo está vigente o presenta fallas, y así de esta forma podemos tomar acciones preventivas y poner fuera de peligro al personal, medio ambiente y producción. 4.1.4.-Los planes de contingencia que posee Agip Oil Ecuador (AOE), se los activa tan pronto como se ha producido un derrame a través de operaciones anticontaminación con medios adecuados para minimizar los daños. 4.1.5.- El tratamiento que se realiza a las aguas industriales en Agip Oil Ecuador cumplen fielmente a los límites permisibles aplicados a todas las empresas que en la Industria Hidrocarburífera laboran. 4.1.6.- Agip Oil Ecuador es una empresa calificada a nivel nacional e internacional que da fiel cumplimiento al Sistema de Gestión Integrada con fines de prevención de derrames por lo que es prioridad para la empresa operar con tecnología de punta en cada uno de sus equipos, mediante Sistemas de Control y Monitoreo en cada una de sus variables para poder contrarrestar problemas graves como son la corrosión por medio de el tratamiento de dichos equipos (limpieza de ductos etc.) que podrían dar como conclusión severos problemas de grietas, caliches, pittings entre otros. 125 4.2. RECOMENDACIONES 4.2.1.- Se debería reactivar los tratamientos de Land Farming para suelos contaminados contratando personal que se dedique específicamente al cuidado de este tipo de suelos ya que por el momento no se posee este tipo de tratamiento. 4.2.2.- Se debería capacitar o al menos informar de los diferentes programas (software) que posee AOE dentro del Plan de Contingencia a todo el personal incluso a los que no forman parte de las Brigadas que posee la empresa para que al momento de suscitarse un derrame sepan cómo actúan y qué función cumplen los mismos. 4.2.3.- Castigar drásticamente a los responsables de los derrames ya que una de las principales causas de estos siniestros son la construcción de tomas clandestinas en ductos y tuberías (atentados) lo que da como resultado una gran pérdida a la economía del País. 4.2.4.- Implementar formatos de análisis de riesgos (ADR) que se utilizarían al momento de actuar las brigadas para llevar el control y saber ante que riesgos o peligros se exponen a momento de estar mitigando impactos ambientales como son los derrames. 126 BIBLIOGRAFÍA Catálogo de WATER WITCH. “Equipos de contención de derrames de hidrocarburos”. AGIP OIL ECUADOR, MPD0859-51MAXUG-01-LAS-03/2002 Guía del usuario máximo versión 5.1 marzo de 2002 AGIP OIL ECUADOR Sistema de Gestión Integrado AGIP OIL ECUADOR OSCP “Oil Spill Contingency Plan” Plan de Contingencia para Derrames de Petróleo AGIP OIL ECUADOR CCR “Cuarto de Control y Monitoreo” en CPF Registro Oficial No. 265 de 13 de Febrero de 2001 Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador Decreto No. 1215 Capture of Pollutants http://www.waterrails.com/5401/5727. QUIROGA KLEVER H, Manual de Reacondicionamiento de Pozos Petrolíferos “Sistema de Prevención de Reventones BOP” editado el 10 de abril de 1991 WELL CONTROL SCHOOL, Reventones – Perforación, disponible en www.wellcontrol.com; [email protected], Manual de control de Pozos, fecha de edición 2003 RAMOS AGUIRRE Fausto, Módulo de Filosofía del Control de Oleoductos, Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos. UTE. RAMOS AGUIRRE Fausto, Módulo de Estaciones de Bombeo, Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos. UTE RAMOS AGUIRRE Fausto, Módulo de Válvulas de Aislamiento Seccionamiento, Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos. UTE CREEUS SOLE ANTONIO, Lazos de Control, Manual de Instrumentación Industrial, Equipos y Herramientas UTE 6ta Edición Alfaomega, México 1997 RAMOS AGUIRRE Fausto, Módulo de Transporte y Almacenamiento, Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos. UTE Corrosión – http://www.textoscientíficos.com/químicos/corrosión. CHANGUAN DIEGO, Control de Derrames, Tesis de Tecnología de Petróleos” REPSOL - Drilling Rig Equipment and Operations Guide 127 y GLOSARIO AOE.- Agip Oil Ecuador BCA.- Brigada de Control Ambiental BE.- Brigada de Emergencia ECDP.- Equipo de Coordinación para Derrames de Petróleo ERE.- Equipo de Respuesta a Emergencias GOSRPS.- Sistema de Planificación de Respuestas para Derrames de Petróleo basado en SIG. LDS.- Leak Detector System SIG.- Sistema de Información Geográfica Densidad: La densidad es la medida de cuánta masa hay contenida en una unidad de volumen (densidad = masa/volumen). % BS&W: Es el porcentaje de agua y sedimentos contenidos en el petróleo, la norma dice que para el transporte de hidrocarburos este porcentaje debe ser menor al 0,5%. CPF: Es el centro de facilidades de producción donde el crudo proveniente de los diferentes pozos productores, es tratado, para que cumpla con las normas de calidad y pueda ser transportado. GPM: Galones por minuto. (Unidad de Caudal) Gravedad API: La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Un mayor valor de gravedad API representa que éste tiene un mayor valor comercial. Gravedad Específica: Es la relación de el peso de un volumen dado de petróleo a 60 °F a el peso del mismo volumen de agua a 60 ° F, ambos pesos corregidos por el empuje 128 del aire. Oleoducto: Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de petróleo y sus derivados a grandes distancias. Petróleo Crudo: Mezcla líquida de hidrocarburos de origen natural que se encuentra en yacimientos limitados por rocas impermeables. Presión de vapor: Es la presión (en escala absoluta) a la cual un fluido empieza a ebullucionar a una temperatura dada. Accidente: Suceso eventual, inesperado, que causa lesión a personas, daños materiales o pérdidas de producción. Agua de Producción: Es el agua procedente de los reservorios y que se produce conjuntamente con los hidrocarburos; la misma que es separada y tratada antes de su disposición en superficie o para reinyección al subsuelo a través de Pozos. Contaminante: Material, sustancia o energía que al incorporarse o actuar sobre el ambiente, degradan su calidad original a niveles no propios para la salud y el bienestar humano o de la Biota, poniendo en peligro los ecosistemas naturales. Dique o Muro Contraincendios: En el almacenamiento de hidrocarburos es el elemento de altura apropiada destinada a contener derrames de líquidos, construido de concreto, tierra o cualquier otro material, pero que reúne la condición de ser impermeable. Hidrocarburos Ali cíclicos o naftenos: Tienen alguno o todos de sus átomos de carbono arreglados en una estructura de anillo, y pueden ser: Saturados (ciclopentano, C5H10; ciclohexano C6H12) Insaturados (ciclopenteno, C5H8; ciclohexeno, C6H10) Hidrocarburos aromáticos: Hidrocarburos con al menos un anillo de 6 carbonos en la estructura molecular y que presentan resonancia. 129 Benceno, C6H6 (anillo básico) Tolueno, C7H8 Xileno, C8H10 Indeno, C9H8 Naftaleno, C10H8 Componentes, entre otros, de la gasolina y queroseno. En este grupo se encuentran los hidrocarburos aromáticos policíclicos (benzo[a]pireno, C20H12; cancerígeno). Hidrocarburos Halógenos: Ciertas mezclas de líquidos inflamables o Combustibles y de Hidrocarburos Halogenados no exhiben un punto de inflamación usando métodos estándar de la prueba de copa cerrada ni exhibirán puntos de inflamación elevados, sin embargo, si los hidrocarburos halogenados son el componente más volátil, la evaporación preferencial de estos compuestos puede dar lugar a un liquido que tiene un punto de inflamación más bajo que la mezcla original. En orden de poder evaluar el peligro de fuego de tales mezclas, se deben conducir pruebas de punto de inflamación después de la evaporación fraccional de 10, 20, 30, 40, 60 y 90 por ciento de la mezcla original u otras fracciones representativas de las condiciones de uso. Para sistemas tales como Tanques de proceso o derramamientos al aire libre, un método de prueba de copa abierta podría ser apropiado para determinar su peligro en caso de fuego. Plan de Manejo Ambiental (PMA): Es el plan operativo que contempla la ejecución de prácticas ambientales, elaboración de medidas de mitigación, prevención de riesgos, contingencias y la implementación de sistemas de información ambiental para el desarrollo de las unidades operativas o proyectos a fin de cumplir con la legislación ambiental y garantizar que se alcancen los estándares que se establezcan. 130 Transferencia de Custodia: Se refiere al proceso de determinar de la forma más precisa posible la cantidad y calidad de un hidrocarburo transferido entre dos partes a fin de establecer su valor comercial o de fiscalización. Unidad ACT: Es un equipo especial utilizado para medir y registrar automáticamente la transferencia de custodia de volúmenes, en barriles, de petróleo crudo que se transportan por el Oleoducto Transecuatoriano. Está constituido por el banco de medidores, toma muestras y probador de medidores en la estación de bombeo No. 1 Lago Agrio, de conformidad con las normas internacionales. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y recolección de muestras del Centro de Medición del Petróleo Crudo, que la operadora transfiere al Terminal Petrolero de Balao y/o a las estaciones de bombeo para consumo de sus unidades. Unidad LACT: Son aparatos especiales para medir y registrar automáticamente la transferencia de custodia por concesión de los volúmenes, en barriles, de petróleo crudo producido en los diferentes campos u operaciones de producción, así como de los volúmenes de hidrocarburos provenientes de instalaciones industriales anexas, para luego ser transportados por el oleoducto. Está constituido por el banco de medidores, toma muestras y probadores de medidores diseñados, instalados y equipados de conformidad con las normas API SPEC 11N, API 2502 o su equivalente o la más reciente publicación u otra aplicada por la ARCH. Estas unidades son los dispositivos de medición de volúmenes y recolección de muestras del Centro de Fiscalización y Entrega de la Producción de Petróleo Crudo, que los usuarios hacen al RODA y/o al SOTE. Válvula: Es un dispositivo encargado de abrir o cerrar el conducto por el que entra el líquido o el gas al conducto donde estén instaladas. 131 Viscosidad: Es la resistencia que presenta el fluido al movimiento. Y se clasifica en dos: Absoluta o Dinámica (U): es una medida de la fuerza de cohesión intermolecular del fluido que causa una resistencia al fluir por unidad de tiempo. Según Newton, la viscosidad absoluta es la relación entre la fuerza por unidad de área y la velocidad de desplazamiento por unidad de espesor de la capa de fluido. La unidad es el Poise (100 cP = 1Poise = g/cmseg). Cinemática (ν): Es la relación entre la viscosidad absoluta y la densidad del fluido. En el sistema internacional (SI) la unidad de viscosidad cinemática es el metro cuadrado por segundo (m2/s). La unidad CGS correspondiente al stoke (St), con dimensiones de centímetro cuadrado por segundo y el centistoke (cSt), 10-2 stokes, que es el submúltiplo más utilizado. (mm2/s)1. OSCP.- Oil Spill Contigency Plan PC.- Punto de Control para la Contención de Derrames de Petróleo PPA.- Point Pressure Analysis PPE.- Personal Protection Equipment / Equipo de Protección Personal RAOHE.- Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador. SDV.- Shut Down Valve SGA.- Sistema de Gestión Ambiental PSI: Libras por pulgada cuadrada. (Unidad de Presión) 132 SOTE: Sistema de Oleoducto Transecuatoriano. Tanque de Almacenamiento: Contenedor grande destinado a almacenar líquidos o gases. 133 ANEXOS 134 ANEXO 1 PUNTOS DE CONTROL PARA CONTENCIÓN DE DERRAMES 135 136 Tabla 17.-Cuadro de la Ubicación de los Puntos de Control para Línea de Flujo y Oleoducto Secundario Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 137 Tabla 18.-Absisado de válvulas ubicadas a lo largo de la Línea de Flujo (Flow Line) Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 138 Tabla 19.-Absisado de válvulas ubicadas a lo largo del Oleoducto Secundario (Pipe Line) Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 139 Tabla 20.-Evaluación Física e Hidrológica-Hidráulica del Sitio de Respuesta contra Derrames Fuente: Oil Spill Contigency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 140 Figura 33. Punto de Control 1PC-1 Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 141 Figura 34. 1PC-1 VILLANO DJ LLIQUINO Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 142 Tabla 21.-Resultados Obtenidos del Sistema de Planificación de Respuestas a Derrames de Crudo GOSRPS Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 143 ANEXO 2 ANÁLISIS HIDROLÓGICO DE LOS PUNTOS DE CONTROL 144 ANÁLISIS HIDROLÓGICO DE LOS PUNTOS DE CONTROL Climatología El área de interés de esta ubicada en la región amazónica ecuatoriana, donde se tiene dos subregiones: la subandina y la amazónica de tierras bajas. La subandina comprende las estribaciones orientales de los andes y tiene un ancho aproximado de 50 km. La actitud de la región subandina varía entre 500 y 3900 msnm y se encuentra dividida en la zona central por pendientes altamente erosionadas del abanico aluvial del mayúsculo y Pastaza. La región amazónica de tierras bajas se extiende hacia el este más allá de la frontera con él Perú. Su actitud oscila entre 100 y 300 msnm y se caracteriza por colinas bajas y extensos valles inundables. El oleoducto y línea de flujo estudiados tiene tres tramos principales: uno que va desde Villano B hasta Villano A; otro, el flowline, que va desde Villano A al CPF; y, el llamado oleoducto secundario o pipeline que va desde el CPF hasta la estación en Baeza, cruzando al río Napo en Puerto Napo. Por tanto, los ríos principales que cruzara el oleoducto está en la región subandina. Metodología Para la caracterización climática del área de influencia del proyecto, se realizaron las siguientes actividades: Ubicación de las estaciones metereológicas en un mapa regional. Recopilación de la información metereológica a nivel mensual de las estaciones escogidas, en las diferentes instituciones encargadas de las mismas (INAMHI, FAE y DAC). 145 Cálculo de la evapotranspiracion potencial, ETP. Los valores presentados son obtenidos en Estudió de Balance Hídrico (INAMHI de 1998), que utiliza el método de Penman Modificado. Se recopiló la información publicada en los Anuarios Metereológicos e Hidrológicos del INAMHI y la que está en las instituciones a cargo de las estaciones, cuyos datos no se encuentran publicados para el análisis se utilizó la información de las 38 estaciones metereológicas indicadas en la tabla. De estas, 13 son climatológicas y 25 pulviométricas Excepto la de Agip-CPF, todas las estaciones indicadas tienen más de cinco años completos de registro. En la tabla se detalla la información disponible en cada estación Tabla 22.-Estaciones Meteorológicas: Ubicación tipo y período de información Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 146 Tabla 23.- Información Meteorológica Disponible Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay A continuación se presentan los valores medios mensuales de los diferentes parámetros climáticos de las estaciones tomadas como representativa del área de estudio. Precipitación Para la caracterización pluviométrica se han considerado todas las estaciones pulviométricas ubicadas en el área de influencia del proyecto. Los valores medios mensuales se presentan en la tabla. 147 Tabla 24.- Precipitación media mensual (mm) Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Vale señalar que los datos pluviométricos de la estación así Agip-CDF muestra una buena correlación con los correspondientes de la estación M008-Puyo (0745) registrado esta última un 16% más de precipitación que la Agip-CDF en embargo tiene un período de registro todavía con. El mapa de polígonos Thissen generado para el área de influencia del proyecto se presenta en la figura. Con esta información se puede determinar la precipitación media de una cuenca hidrográfica especificada para la utilización del modelo lluvia caudal. Temperatura Las estaciones consideradas para caracterizar la temperatura son: Puyo (m 008), Pastaza 148 Aeropuerto (M 063), Tena (M 070) y Baeza (M 215). Sus valores medios anuales se presentan en la tabla. Tabla 25.- Temperatura Medial Mensual Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay La temperatura media actual del período considerado es de 16. 6 °C para la estación de Baeza, ascendiendo hasta 23. 6 °C en la Tena. La máxima temperatura registrada fue de 36. 4 °C y la mínima de siete. 1 °C; este último valor puede ser menor en algunos tramos del oleoducto propuesto, particularmente en el cruce de la cordillera de los Huacamayos. De acuerdo a estudios regionales, la temperatura promedio de crece con el incremento de la actitud de acuerdo a la siguiente ecuación: Tm= 26. 33-0,0053*actitud Humedad relativa La humedad es un parámetro importante en la formación de fenómenos metereológicos conjuntamente con la temperatura, caracteriza la intensidad de la evapotraspiracion. La humedad relativa registrada en la estación de Agip-CPF (94. 5%) es bastante mayor que la de Puyo, Tena y Baeza, en su orden. Estos resultados deberán ser confirmados para un periodo de registro más largo. Los valores medios mensuales se presentan en la tabla. Los datos indicados que la humedad relativa es constante y homogénea De acuerdo a los registros, las humedades relativas mínimas rara vez se encuentran por debajo del 70%. 149 Tabla 26.- Humedad Relativa Media Mensual Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Nubosidad La nubosidad expresada en porcentaje, varía en relación directa con la precipitación, humedad relativa y temperatura; el valor medio es de 41. 1% en el Tena y para el sector de Baeza el promedio es de 28. 9% en la tabla se presentan los valores medios mensuales. Tabla 27.- Nubosidad Media Mensual (%) Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Heliofania Los valores de Heliofania son incompletos. En la tabla se presenta los valores mensuales expresados en porcentaje. 150 Tabla 28.- Heliofanía Media Mensual (%) Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Asumiendo un máximo de horas año de 4308 (12hdia x 365dias/año), se puede concluir que en la región es probable que la insolación rara vez supere las 1200 horas de sol, debido a la constante cobertura no goza los datos del cuadro confirman que los promedios mensuales de duración son bajos y llena apenas se alcanza 123. Uno horas/mes en Puyo, en el mes de mayor insolación noviembre. Velocidad y dirección del viento La variación de este parámetro a lo largo del área de influencia Oleoducto de Agip es significativa. En Puyo ponen el valor medio es de tres. 6 km/h, en Baeza es cuatro. 5 km/h y en Tena es de 1.6 km/h los valores corresponden a la velocidad media se presentan en la tabla y se puede observar que la velocidad del viento es relativamente constante a través del año. Sin embargo estos valores pueden variar de manera sensible en el transcurso del día, observándose velocidades de hasta 16. 5 km /h en la estación Agip-CPF (marzo 2000) y de hasta 35. 6 km/h y 54 km/h en las estaciones Puyo y Tena respectivamente. Tabla 29.- Velocidad Media Mensual (km/h) Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Adicionalmente, se dispone de los datos de frecuencia de la dirección del viento de la 151 estación Puyo. La rosa de los vientos se presenta en la tabla. Los valores de dirección son consistentes con los observados, a la fecha, en la estación Agip-CPF. Tabla 30.- Frecuencias y Rosa de los Vientos Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Evapotraspiracion potencial (ETP) Los valores del ETP son requeridos para el cálculo del Balance Hídrico y para la clasificación climática Los valores presentados de evapotraspiracion son obtenidos del estudio del balance hídrico INAMHI 1998 Para el cálculo se ha utilizado el método de Penman modificado. 152 Tabla 31.- Exceso, reposición, consumo y déficit de agua Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay Las estaciones utilizada para la zona de influencia son Puyo, Pastaza aeropuerto, Tena y Baeza De acuerdo a los datos proporcionados (INAMHI 1998) la evapotraspiracion potencial de la estación Baeza (708 mm) es menor que la de Puyo (724 mm) y ésta es menor que la de Tena (863 mm). Tabla 32.- Evapotranspiración Media Mensual (mm) Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay En razón de que para todos los meses hay un exceso de agua, la evapotraspiracion potencial (ETR) en la base de los datos de precipitación mostrados en la tabla dos-tres y los de ETR de la tabla dos-10,, la figura a dos-dos muestra el exceso de agua para cada uno de las estaciones consideradas (M 008,M 063,M 070 y M 215). 153 Clasificación climática (Thorathwaite) en función de los distintos parámetros climáticos antes descritos el clima del área de influencia del proyecto corresponde a un clima uniforme médica térmico variando de húmedo amo y húmedo, este clima se caracteriza por un temperatura media elevada de alrededor de 25 °C y con totales pluviométrico muy importantes que varían entre 2300 y con 1200 mm. Caracterización climática. En función de la información climática presentada en la tabla se muestran las estaciones que permiten realizar la caracterización climática. Tabla 33.- Listado de caracterización climatológica Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 154 ANEXO 3. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO DE CPF 155 Anexo 3.1.-Caracterización del Crudo de CPF AGIP OIL ECUADOR Fuente: Universidad Central de Ecuador; Facultad de Ingeniería Química, Departamento de Petróleos, Energía y Contaminación Elaborado por: Darío Paguay 156 Anexo 3.2.- Informe de Resultados de Análisis Físicos- Químicos Fuente: Universidad Central de Ecuador; Facultad de Ingeniería Química, Departamento de Petróleos, Energía y Contaminación Elaborado por: Darío Paguay 157 Anexo 3.3.- Informe de Resultados de Análisis Físicos- Químicos, Estación de Almacenamiento BAEZA Fuente: Universidad Central de Ecuador; Facultad de Ingeniería Química, Departamento de Petróleos, Energía y Contaminación Elaborado por: Darío Paguay 158 ANEXO 4. EQUIPOS Y MATERIALES PARA EMERGENCIAS 159 Tabla 34.-Equipos y Materiales de Contingencia Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 160 Tabla 35.-Equipos y Materiales de Contingencia Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 161 Tabla 36.-Equipos y Materiales de Contingencia Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 162 ANEXO 5. FORMULARIOS 163 Formulario 1.- Incidentes Ambientales Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 164 Formulario 2.- Control de Notificación de Contingencias a Comunidades Vecinas Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 165 Formulario 3.- Primera Notificación de Contingencia a Autoridades Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 166 Formulario 4.- Reporte de Daños Ambientales Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 167 Formulario 5.- Evaluación de causas de la Contingencia Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador 168 Elaborado por: Darío Paguay Formulario 6.- Terminación de la Contingencia Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 169 ANEXO 6. SISTEMA DE COMUNICACIONES 170 SISTEMAS DE COMUNICACIONES AOE ha desarrollado un sistema de comunicaciones por radio en todas sus operaciones, que garantiza el flujo de proceso de notificación descrito en OSCP y que es la base de la activación del sistema de contingencias, en la siguiente figura se muestra los detalles de tal sistema. Figura 35.- Sistemas de Comunicaciones Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 171 ANEXO 7. PROGRAMA DE CAPACITACION 172 PLAN DE CAPACITACIÓN Este plan de capacitación tiene como objetivo asegurar que los empleados de AOE involucrados en la aplicación del sistema de contingencia pera derrames de petróleo, estén plenamente enterados de sus responsabilidades y de los procedimientos diseñados. La capacitación comprende dos tipos de actividades: cursos y simulacros, según el detalle que se presenta seguidamente. Cursos de Capacitación Se capacitará al personal para aplicar el plan OSCP y utilizar los equipos para responder a derrames. Existen fichas que están organizadas en función de tareas y sub-tareas que deben ser cumplidas por el personal de AOE durante la aplicación del sistema de contingencias propuesto; para cada una de ellas se establecen los conocimientos y habilidades que deben adquirir los participantes en los cursos, con la finalidad de poder evaluar permanentemente su nivel de preparación para el cumplimiento de las tareas. Las tareas comprendidas en las fichas de capacitación son: Nivel 1 (operadores y miembros de BE y BCA): Evaluar el derrame y la operación propuesta Evaluar efectos del movimiento del petróleo y tiempo en operaciones de respuesta Determinar e implementar procedimientos de seguridad Seleccionar y operar medios de transporte Establecer y mantener comunicaciones Contener el petróleo derramado Operar equipos de recuperación de petróleo Remover el petróleo utilizado utilizando absorbentes Asistir en la aplicación de sistemas de procesos de Bioremediación Asistir en la aplicación de sistemas de dispersión química Asistir en la conducción de quema en sitio Limpieza de costas y riberas Transferir el agua contenida en el petróleo 173 Almacenamiento y disposición de desperdicios conteniendo petróleo Realizar actividades post-derrame Nivel 2 (Niveles de supervisión y coordinación y miembros de ECDP) Evaluar la situación Activar el plan de respuesta Preparación de plan de acciones y respuesta (estrategia) Activar respuesta organizacional Gerenciar respuesta operacional activada Desactivar la respuesta Consolidar costos Sesión informativa y reporte Los cursos deben dictarse para todo el personal involucrado en el sistema de contingencias, de acuerdo a sus respectivas funciones y roles. Los simulacros que se describen en el siguiente punto deben servir para evaluar la posibilidad de repetir los cursos o actualizarlos. Simulacros Los siguientes ejercicios de simulacros se realizaran para demostrar los conocimientos sobre la responsabilidad individual. 174 Tabla 37.-Plan de Capacitación-Notificación Interna Fuente: Oil Spill Contigency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 175 Tabla 38.- Plan de Capacitación-Derrame Tipo I Fuente: Oil Spill Contigency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío Paguay 176 Tabla 39.- Plan de Capacitación-Derrame Tipo II Fuente: Oil Spill Contingency Plan Agip Oil Ecuador Elaborado por: Darío PaguayDarío Paguay 177
