T-ESPEL-0162

ESCUELA POLITÉCNICA DEL EJÉRCITO

SEDE LATACUNGA

CARRERA DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA

E INSTRUMENTACIÓN

ANÁLISIS Y ELABORACIÓN DE LAS CARTAS DE SEGURIDAD (CAUSA -

EFECTO) DE ACUERDO A LA PRÁCTICA RECOMENDADA 14C DE API PARA

LOS PROCESOS INDUSTRIALES

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERA EN ELECTRÓNICA E INSTRUMENTACIÓN

SANDOVAL MORENO MARY JANETH

Latacunga, Abril del 2007

CERTIFICACIÓN

Se certifica que el presente trabajo fue desarrollado por la señorita Sandoval Moreno

Mary Janeth, bajo nuestra supervisión.

____________________

Ing. José M. Rodríguez

DIRECTOR DE TESIS

______________________

Ing. Marcelo Silva

CO DIRECTOR DE TESIS

AGRADECIMIENTO

A Dios, quien sabe de las tristezas que afligen mi vida y me ha dado el consuelo, la

fuerza para seguir adelante.

A mis Padres, por su apoyo incondicional.

A mi Hermano, por lo que ahora él es conmigo.

A mis amigos, por brindarme momentos inolvidables.

A mis maestros y a la Escuela Politécnica del Ejército Latacunga, por sus enseñanzas.

A la empresa INCOPRO, por realizar el sueño de trabajar en una petrolera.

DEDICATORIA

Dedico este proyecto a mis padres quienes confían siempre en mí, por el sacrificio

entregado día a día para darme lo más importante la educación profesional.

INTRODUCCIÓN

En la industria petrolera las plantas de producción de gas y crudo están conformadas

por varios equipos como: tanques de almacenamiento, separadores, bombas de

transferencia, compresores, calentadores, intercambiadores; los cuales para una

operación segura y confiable requieren de la instalación de dispositivos de seguridad

utilizados por determinada variable física (presión, temperatura, nivel, flujo), puesto

que eventos indeseables pueden conducir a una liberación de hidrocarburos y gases

pudiendo resultar en fuego.

El tema del presente proyecto de tesis responde a satisfacer la necesidad de tener una

documentación fidedigna en la cual refleje los dispositivos de seguridad asociados a

los equipos y las acciones que estos causan en los procesos al presentarse condiciones

operacionales anormales e inseguras como: sobrepresión, fuga de gas, sobreflujo,

bajapresión, exceso de temperatura, bajo nivel, etc; lo cual asocian un peligro

inherente a la instalación, al personal, equipos y medio ambiente.

La función clásica del Ingeniero Electrónico ya no es sólo el proceso, sino también la

seguridad, medio ambiente, salud ocupacional e incluso hasta el desarrollo de

programas de mantenimiento con la finalidad de conservar un proceso continuo libre

de accidentes y fallas en los equipos, pero como lograr esto, si para muchas

industrias "la producción es primero".

La industria necesita ingenieros con un enfoque hacia la seguridad y medio ambiente

debido a las cada vez más estrictas normas que se están emitiendo en este ámbito; sin

embargo, en la elaboración de los programas de estudios universitarios se debe

involucrar al sector industrial que es el "cliente principal", por esto es necesario e

indispensable el incluir disciplinas actuales que permitan su aplicación tanto a las

actividades básicas del Ingeniero Electrónico como a la seguridad de los procesos.

Para un mejor entendimiento el proyecto está dividido en cuatro capítulos que se

describen a continuación:

En el capítulo I se identifican los procesos existentes en la producción de gas y crudo

en la región amazónica del Ecuador, también se realiza un estudio de la

instrumentación utilizada en los diferentes sistemas, la “Práctica Recomendada” 14C

de API y las técnicas para la detección de riesgos.

En el capítulo II se detalla el aporte al proyecto como es el análisis de seguridad de

los equipos para la selección de los respectivos dispositivos de seguridad y la

elaboración de las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto).

En el capítulo III se presentan los resultados obtenidos y las pruebas experimentales a

los que fueron sometidas las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto) para confirmar la

fidelidad de la documentación elaborada.

Por último en el capítulo IV se exponen las conclusiones y recomendaciones

obtenidas luego de haber realizado el proyecto.

i

CONTENIDO

CAPITULO I FUNDAMENTOS GENERALES

1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA………………….……….………..…...…. - 1 -

1.2 PLANTAS DE PROCESOS……….………………………………...…….…... - 2 -

1.2.1 CONCEPTOS BÁSICOS………….………………………………....…... - 2 -

1.2.2 COMPONENTES DE PROCESOS………………………………….….. - 4 -

1.2.3 PROCESOS INDUSTRIALES………………………………...….…...... - 9 -

1.3 INSTRUMENTACIÓN………………………….…………………...…….…. - 14 -

1.3.1 GENERALIDADES……………………………….…………...……….. - 14 -

1.3.2 FUNCIONES DE LA INSTRUMENTACIÓN………………...…….…. - 14 -

1.3.3 CLASES DE INSTRUMENTOS…………………………….............…. - 16 -

1.3.4 SISTEMAS DE CONTROL ………………...………………...……... - 19 -

1.4 FUNDAMENTOS DEL 14C DE API………………..……….……...…….…. - 23 -

1.4.1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………. - 23 -

1.4.2 IDENTIFICACIÓN Y SÍMBOLOS DE DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

1.4.3 PREMISAS PARA ANÁLISIS Y DISEÑO ………………...….……… - 26 -

1.5 ANÁLISIS DE RIESGOS…………………………………………...….……. - 28 -

1.5.1 TÉCNICAS DE IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS…………….…….. - 29 -

1.5.2 APLICACIÓN EN LA INDUSTRIA……………………………..……. - 41 -

CAPITULO II ANÁLISIS Y ELABORACIÓN DE LAS CARTAS DE

SEGURIDAD (CAUSA-EFECTO)

2.1 METODOLOGÍA…………………………………………………………...... - 44 -

2.2 ESQUEMAS DE LOS PROCESOS INDUSTRIALES…………………….... - 44 -

2.3 TABLAS DE ANÁLISIS DE SEGURIDAD……………………………….... - 52 -

2.4 SELECCIÓN DE DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD……………..…..……. - 57 -

2.5 ELABORACIÓN DE LAS CARTAS DE SEGURIDAD (CAUSA-EFECTO) - 65-

ii

CAPITULO III PRUEBAS EXPERIMENTALES Y ANALISIS DE

RESULTADOS

3.1 PRUEBAS DE LAS CARTAS DE SEGURIDAD (CAUSA-EFECTO)…..... - 95 -

3.1.1 CORRESPONDENCIA CON LOS DIAGRAMAS DE TUBERÍA E

INSTRUMENTACIÓN P&ID’s….……………...………………….... - 95 -

3.1.2 VERIFICACIÓN EN EL PROGRAMA DEL SISTEMA DE SEGURIDAD

BASADO EN EL PLC 5 DE ALLEN BRADLEY……………...…..... - 96 -

3.2 ANÁLISIS DE RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PLANTAS DE

PROCESOS………………………………………………………………..... - 97 -

CAPITULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES………………………………………………………......... - 99 -

4.2 RECOMENDACIONES…………………...……………………………....... - 101 -

ANEXOS

A) GLOSARIO DE TÉRMINOS.

B) SÍMBOLOS Y NOMENCLATURA PARA INSTRUMENTOS

C) EJEMPLOS DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO PARA PROCESOS

INDUSTRIALES.

- 1 -

CAPITULO I

FUNDAMENTOS GENERALES

1.1.- DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

La utilización de nuevas tecnologías en la industria posibilitó un impresionante

desarrollo, nuevas plantas de producción y nuevos productos son factibles de

producir, gracias a la ayuda de la electrónica, la instrumentación y sistemas de

control en los procesos industriales.

La construcción de estas plantas y la producción de nuevos productos algunos

difíciles de producir y los exigentes índices de calidad incrementaron el riesgo

operativo, la producción de desechos industriales y nuevos impactos ambientales;

definen los siguientes problemas:

No tienen un diagrama que refleje la seguridad asociada a los equipos de un

determinado proceso o sistema.

No existe material didáctico para la operación segura y programas de

mantenimiento con la finalidad de conservar un proceso continuo.

Desconocimiento de normas, estándares, prácticas recomendadas que se utilizan

para diseñar un proceso seguro.

No se involucra una técnica de detección de peligros (evento no deseado)

asociado a un proceso.

- 2 -

En algunas de las industrias no existen políticas enfocadas al desarrollo de

estadísticas de fallas de componentes, dispositivos o equipos; para obtener datos

que realmente sean representativos tanto del proceso como de las fallas que

existen en él.

En el funcionamiento de cualquier proceso es necesario involucrar el monitoreo y

control del mismo, para de esta manera asegurar la detección de cualquier anomalía

que se presente y mantener rangos normales de operación; como también es vital e

imprescindible un sistema de seguridad con el fin de proteger al personal, a los

equipos y garantizar su correcta operación libre de eventos indeseables en la

producción de gas y crudo.

1.2.- PLANTAS DE PROCESOS (1)

Se llama planta de proceso al lugar en el que se desarrollan diversas operaciones

industriales, entre ellas operaciones unitarias, con el fin de transformar, adecuar o

tratar alguna materia prima en particular a fin de obtener productos de mayor valor

agregado.

Todas las plantas de proceso requieren para operar, además de equipos sofisticados,

instrumentos, materia prima y recurso humano; recursos energéticos, agua, e

insumos.

1.2.1.- CONCEPTOS BÁSICOS

PETRÓLEO (2)

El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro a la que por sus compuestos de

hidrógeno y carbono, se le denomina hidrocarburo. La palabra petróleo, proviene de

las voces latinas petra y oleum, que significan piedra y aceite.

(1)

http://es.wikipedia.org/wiki/Planta_de_proceso

(2)

http://www.monografias.com/trabajos5/petroleo/petroleo.shtml

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Operaciones_unitarias&action=edit

- 3 -

El petróleo está almacenado en la Tierra en capas o estratos de roca porosa, tal como

la piedra caliza o la arsenisca, o en capas de arena o sobre una capa impermeable.

Cuando estos estratos se encuentran cubiertos con rocas más duras, tenemos un

campo petrolífero ideal.

El hidrocarburo puede estar en estado líquido o en estado gaseoso. En el primer caso

es un aceite al que también se le dice crudo. En el segundo se le conoce como gas

natural. Según la teoría más aceptada, el origen del petróleo y del gas natural es de

tipo orgánico y sedimentario.

Esa teoría enseña que el petróleo es el resultado de un complejo proceso

físico-químico en el interior de la tierra, en el que, debido a la presión y las altas

temperaturas, se produce la descomposición de enormes cantidades de materia

orgánica que se convierten en aceite y gas.

Figura 1.1.- Origen del petróleo según la teoría de Engler

En la figura 1.1: a) El petróleo se habría originado por la depositación de minúsculos

animales y sustancias vegetales que se fueron acumulando en el fondo lacustre y

marino. b) Ante el paso del tiempo la materia orgánica se descompone y va quedando

en profundidad por los sedimentos que la van cubriendo. c) Los factores de presión,

temperatura y procesos químicos y físicos, ayudados por la carencia de oxígeno,

posibilitaron la formación de petróleo líquido y del gas.

http://www.monografias.com/trabajos12/elorigest/elorigest.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/elorigest/elorigest.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml



http://www.monografias.com/trabajos4/epistemologia/epistemologia.shtml


http://www.monografias.com/trabajos4/epistemologia/epistemologia.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/administ-procesos/administ-procesos.shtml#PROCE

http://www.monografias.com/trabajos15/origen-tierra/origen-tierra.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/lamateri/lamateri.shtml


- 4 -

PROCESO (3)

El proceso, es la facilidad de producción donde se producen cambios físicos y/o

químicos de la materia y/o conversión de energía, como por ejemplo: calentamiento,

separación, mezcla, destilación, evaporación, refinación, llenado y vaciado de

productos, y otros.

Un proceso usualmente tiene muchas características o parámetros. Es práctica común

en la industria, monitorear algunos parámetros del proceso como: presión, humedad,

espesor, nivel, viscosidad, velocidad, etc.

1.2.2.- COMPONENTES DE PROCESOS (4)

SISTEMA DE SEPARACIÓN

El objetivo de este sistema es la separación inicial de las diferentes fases

(hidrocarburo líquido y gas, agua) que llegan a la unidad de separación, a través de

las líneas de flujo, procedente de los pozos. Los equipos son los siguientes:

Trampas de rascadores

Intercambiadores y/o aeroenfriadores

Separadores

SISTEMA DE TRATAMIENTO Y ESTABILIZACIÓN DE CRUDO

El objetivo de esta etapa es la desalación y la estabilización del crudo una vez que se

ha eliminado el agua. El sistema consta de los siguientes equipos:

Desalador/coalescedor

Bomba de circulación de agua del desalador

Calentador de agua del desalador

Columna estabilizadora

Rehervidor de la columna estabilizadora

(3)

http://enes.explicatus.org/wiki/Industrial_process

(4)

ESPECIFICACIÓN GENERAL TÉCNICA (PI-SUP-52REV1-SISTEMAS DE EMERGENCIA)

- 5 -

SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y ENVÍO DE CRUDO

Este sistema está dividido en almacenamiento y envío de crudo producto, constituido

por:

Tanques de almacenamiento de crudo

Bombas de exportación de crudo

TANQUES CORTADORES

Son utilizados para extraer la mayor cantidad de aceite contenida en el agua. Este

sistema está constituido por:

Tanque(s) cortador(es)

Tanque despumador

Tanques pulmón de agua y crudo

Bombas de inyección de agua

Bombas de envio de crudo a tratamiento

SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS

En este sistema el gas proveniente de los separadores fluye hacia los compresores

para luego ser almacenado y utilizado como combustible para generación eléctrica y

el exceso es enviado hacia la Tea en caso de manejar altas presiones. Este sistema

está constituido por:

Separadores de gota aspiración / impulsión

Compresores

Aeroenfriadores

SISTEMAS DE TRATAMIENTO DE GAS

Existen varios sistemas de tratamiento de gases con objeto de ponerlo en condiciones

de transporte, venta o inyección:

Disminución del punto de rocío de hidrocarburos y de agua en el gas,

constituido principalmente por las siguientes unidades:

Unidad de glicol

Separación por baja temperatura

- 6 -

Eliminación de CO2 y SH2, constituido por:

Unidad de amina

Eliminación de ligeros, constituido por:

Turboexpander

Recuperación de LPG (Gas Licuado de Petróleo)

SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS

Los sistemas de inyección de químicos deben almacenar, distribuir e inyectar los

productos químicos en el proceso. Los posibles paquetes de inyección de químicos

son: secuestrante de oxígeno, hipoclorito, antiespumante, inhibidor de corrosión,

inhibidor de hidratos, etc. Estos sistemas están formados habitualmente por:

El tanque de almacenamiento de químicos

Bombas de inyección

SISTEMA TRATAMIENTO DE AGUA PRODUCIDA

Este sistema tiene como objetivo recoger y tratar el agua procedente de los

separadores de proceso y de los desaladores y demás equipos para acondicionarla de

forma que se pueda reinyectar en los pozos, almacenarla en tanques o en balsas de

evaporación o evacuarla al ambiente. Generalmente este sistema lo componen:

Separadores ciclónicos, placas o API

Planta de tratamiento (DAF/IAF) (5)

SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE

Este sistema debe suministrar gas combustible sobrecalentado a la presión necesaria

para los consumidores y consta de:

Separadores

Intercambiadores de calor

Filtros

(5)

Sistemas de flotación: - Por aire inducido (IAF) - Por aire disuelto (DAF)

- 7 -

SISTEMA DE AIRE A PRESIÓN

Este sistema debe suministrar aire de una calidad definida a una presión determinada

a los consumidores de aire de instrumentos o aire de planta. Los equipos que forman

este sistema son:

Compresor de aire

Depósito pulmón de aire húmedo

Unidad de secado de aire

Depósito pulmón de aire de instrumentos

SISTEMA DE ACEITE TÉRMICO

El sistema de aceite térmico debe suministrar el calor necesario en el proceso y en los

servicios auxiliares. El calor es transferido al proceso mediante un fluido térmico en

circuito cerrado. El sistema está formado normalmente por:

Horno de calentamiento con soplante de aire

Bombas de circulación

Recipientes de expansión

SISTEMA DE ANTORCHA

Los sistemas de antorcha tienen como objetivo permitir deshacerse de forma segura

de los gases y líquidos producidos en caso de emergencia o fallo en el proceso. Estos

sistemas suelen estar constituidos por:

Sistema de antorcha de alta presión

Sistema de antorcha de baja presión

Los equipos que componen dichos sistemas son en general:

Colectores de antorcha

Separador de antorcha

Antorcha (fuste, quemadores y sistema de encendido)

Bombas de condensados

- 8 -

SISTEMA DE DRENAJES

En este sistema se recoge todos los drenajes de los equipos de la planta que contienen

fluidos contaminantes como son entre otros: drenajes de las bombas de transferencia

de crudo, bombas de inyección de agua de formación. drenajes de aceite térmico,

drenajes de los recipientes de tratamiento de crudo, drenajes de condensados. Estos

son fluidos compuestos por crudo y como tal deben ser reprocesados, para lo cual

consta de:

Recipiente cerrado

Tanque de drenaje

Separador API o drenaje abierto

Bombas

SISTEMA DE POZOS DE PRODUCCIÓN

Estos sistemas están formados por los pozos que tienen líneas independientes de

producción. Los equipos adoptados en pozos son: equipo de cabeza de pozo y líneas

de flujo hasta las unidades de separación.

SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA

El sistema de inyección de agua debe enviar el agua a alta presión para inyectarla en

el yacimiento con objeto de mantener la presión del mismo o simplemente para

deshacerse del agua producida en pozos sumideros. El sistema está formado por:

Tanques

Bombas

Líneas de inyección hasta los pozos

- 9 -

1.2.3.- PROCESOS INDUSTRIALES (6)

En la siguiente figura se muestra un esquema de procesos en la industria petrolera:

Figura 1.2.- Planta de tratamiento de crudo

SEPARACIÓN DE AGUA

Para este proceso se utiliza separadores trifásicos que permiten separar gas, crudo y

agua. En estos equipos se separa aproximadamente el 80% del agua que llega desde

los diferentes pozos.

El fluido ingresa al separador y choca con una placa deflectora. Todo el líquido y gas

trataran de separarse en esta sección. Si el agua y el crudo no están emulsionados, el

agua caerá al fondo del recipiente y el crudo se depositará sobre el agua, el gas fluirá

hacia la salida de gas en la parte superior.

El gas suele arrastrar gotas de agua y crudo hacia su salida, para evitar que crudo y

vapor condensado salgan junto al gas se instalan dentro de estos separadores placas

coalescentes y mallas de alambre, sin embargo a veces no se logra una total

separación de las gotas de líquido por lo que es recomendable realizar la inyección de

químico antiespumante.

(6)

STEWART Maurice & ARNOLD Ken, “Surface Production Operations”

- 10 -

El agua es evacuada por la parte inferior del recipiente y el crudo es recogido en un

canal que tiene su salida por la parte intermedia del separador. Adicionalmente estos

separadores tienen un sistema de SAND JET que permite realizar limpiezas internas

para eliminar la acumulación de arenas y sólidos en el fondo del recipiente.

El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de

energía eléctrica (Ejemplo: generadores Waukesha), y el gas remanente es quemado

en la tea. El agua separada del crudo es conducida hacia el depurador de agua y luego

almacenada en tanques.

Figura 1.3.- Proceso de separación de agua

INTERCAMBIO DE CALOR

En este proceso se eleva la temperatura de la mezcla agua-crudo que ha salido de los

separadores de agua. El incremento de temperatura produce una reducción de

viscosidad en el crudo, lo que facilita la separación del agua tanto en los separadores

de producción como en las deshidratadoras.

Es importante indicar que la temperatura de salida de crudo no debe exceder los

212 F (100 ºC) para evitar el arrastre de vapor de agua con el gas que se libera tanto

en los separadores de producción como en las botas de gas.

- 11 -

Figura 1.4.- Proceso de intercambio de calor

SEPARACION DE PRODUCCIÓN

Los separadores de producción trabajan con el mismo principio que los separadores

de agua libre. Estos separadores se ubican después de los intercambiadores de calor y

su función es continuar separando el agua y el gas de la fase del petróleo, pero con

ayuda de la temperatura ganada en los intercambiadores, es decir, en ellos se

produce una separación termoquímica.

La diferencia entre los separadores de agua y separadores de producción es que estos

tienen dos compartimentos que están separados por una compuerta. El crudo se

almacena en el segundo compartimiento pasando por rebosamiento sobre la

compuerta. El agua se almacena en el primer compartimiento. La carga líquida que

sale de este equipo con dirección al deshidratador electrostático aproximadamente

sale con un contenido de sedimento base y agua (BSW) de 10%.

Igual que los separadores de agua estos separadores tienen placas y mallas

coalescentes para capturar la mayor cantidad de líquidos que es arrastrada por la fase

gaseosa. Igualmente estos equipos están dotados de un sistema de Sand Jet.

El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de

energía eléctrica (Generadores Waukesha), y el gas remanente es quemado en la tea.

- 12 -

El agua separada del crudo es conducida hacia el depurador de agua y luego

almacenada en los tanques de almacenamiento.

Figura 1.5.- Proceso de separación de producción

DESHIDRATACIÓN

Consiste en extraer la mayor cantidad de agua de formación del crudo. Es la última

etapa en la que se puede extraer agua del crudo. El valor del BSW a la salida debe ser

menor al 1%. A través de Transformadores, generan energía electroestática, la cual

agrupa las moléculas de agua haciéndolas más grandes, con el objetivo de que estas

caigan por su densidad.

Figura 1.6.- Proceso de deshidratación

- 13 -

DESGASIFICACIÓN

Consiste en extraer el gas que se encuentra disuelto en el crudo que proviene del

proceso de deshidratación. A través de placas colocadas alternadamente dentro de la

bota, se produce una liberación de gas, la misma que es producida por un proceso de

expansión brusca.

Figura 1.7.- Proceso de desgasificación

COMPRESIÓN DE GAS

Los compresores de gas, son compresores de tres etapas con el que se logrará elevar la

presión del gas hasta 400 PSI. El gas seco y comprimido a 400 PSI es almacenado en

tanques de almacenamiento, desde donde por medio de válvulas de control de presión,

será distribuido hacia las diferentes necesidades operativas de la planta, y por un control

de presión hacia los generadores Waukesha para ser usado como gas combustible.

Figura 1.8.- Proceso de captación de gas

- 14 -

1.3.- INSTRUMENTACIÓN

1.3.1.- GENERALIDADES (7)

En las actividades cotidianas, desde el momento que suena la alarma de un

despertador, así como encender un foco o escuchar el encendido o apagado del motor

de la bomba, etc., se utilizan instrumentos que ayudan a desarrollar ciertas

actividades oportunamente con eficiencia, rapidez, etc.

De igual manera mecánicos, electricistas, médicos, ingenieros y arquitectos, se

auxilian de instrumentos para llevar a cabo sus actividades diarias, con el objetivo de

lograr un avance con la mayor eficiencia, calidad y volumen de producción.

Es lógico pensar que para las industrias, sin importar el tamaño de estas, es

imprescindible el uso de instrumentos industriales, para facilitar la manufactura de

sus productos. Como consecuencia de la globalización de los mercados

internacionales, se ha determinado a los países del tercer mundo competir en el

mercado con productos de calidad, precio y tiempos de entrega oportunos.

Para mantenerse en el mercado nacional e internacional es importante que los

industriales de nuestro país, implementen la instrumentación y la automatización de

sus procesos con el avance tecnológico requerido.

1.3.2.- FUNCIONES DE LA INSTRUMENTACIÓN (8)

Los procesos industriales exigen el control y monitoreo de la fabricación de los

diversos productos obtenidos. Los procesos son muy variados y abarcan muchos tipos

de productos: la fabricación de los productos derivados del petróleo, de los productos

alimenticios, la industria cerámica, las centrales generadoras de energía, la siderurgia,

los tratamientos térmicos, la industria papelera, la industria textil, etc.

(7)

http://www.emagister.com/public/pdf/comunidad_emagister/Instrumentacion.pdf

(8)

CREUS Solé Antonio, “Instrumentación Industrial”, 6ta Edición, Alfaomega, España, 1998


- 15 -

En todos estos procesos es absolutamente necesario controlar y mantener constantes

algunas magnitudes, tales como la presión, el caudal, el nivel, la temperatura, el pH, la

conductividad, la velocidad, la humedad, el punto de rocío, etc. Los instrumentos de

medición y control permiten el mantenimiento y la regulación de estas constantes en

condiciones más idóneas que las que el propio operador podría realizar.

En los inicios de la era industrial, el operario llevaba a cabo un control manual de estas

variables utilizando sólo instrumentos simples, manómetros, termómetros, válvulas

manuales, etc., control que era suficiente por la relativa simplicidad de los procesos.

Sin embargo, la gradual complejidad con que éstos se han ido desarrollando ha exigido

su automatización progresiva por medio de los instrumentos de medición y control.

Estos instrumentos han ido liberando al operario de su función de actuación física

directa en la planta y al mismo tiempo, le han permitido una labor única de

supervisión y de vigilancia del proceso desde centros de control situados en el propio

proceso o bien en salas aisladas separadas; asimismo, gracias a los instrumentos ha sido

posible fabricar productos complejos en condiciones estables de calidad y de

características, condiciones que al operario le serían imposibles o muy difíciles de

conseguir, realizando exclusivamente un control manual.

Los procesos industriales a controlar pueden dividirse ampliamente en dos categorías:

procesos continuos y procesos discontinuos. En ambos tipos, deben mantenerse en

general las variables (presión, caudal, nivel, temperatura, etc.), bien en un valor

deseado fijo, bien en un valor variable con el tiempo de acuerdo con una relación

predeterminada, o bien guardando una relación determinada con otra variable.

Cuando una instalación esta concebida para resistir a todas las cargas que se puedan

producir en condiciones de funcionamiento normales o anormales previstas, la tarea

de la instrumentación es mantener la planta de procesos dentro esos límites. Para que

el personal operativo no tenga riesgos de sufrir cualquier tipo de accidente.

En las plataformas petrolíferas y de gas natural, se utilizan diversos dispositivos y

monitores para detectar fugas, incendios, roturas y otras situaciones de peligro,

activar alarmas y parar operaciones siguiendo una secuencia lógica y planificada.

Cuando la naturaleza del gas o el crudo lo aconsejen, se utiliza métodos de ensayos

- 16 -

no destructivos, por ejemplo ultrasónicos, radiográficos, de partículas magnéticas,

colorantes líquidos penetrantes o inspecciones visuales, para determinar el grado de

corrosión de las tuberías, tubos de calentadores, unidades de tratamiento y recipientes

empleados en la producción y procesado de petróleo crudo, condensado y gas natural.

Válvulas de cierre temporal superficiales y subsuperficiales protegen instalaciones

terrestres, pozos individuales en aguas de poca profundidad y plataformas multipozo

de perforación y producción en alta mar, y se activan automáticamente (o

manualmente) en caso de incendio, variaciones críticas de presión, rotura catastrófica

en la cabeza del pozo u otra emergencia.

1.3.3.- CLASES DE INSTRUMENTOS (9)

EN FUNCIÓN DEL INSTRUMENTO

Instrumentos ciegos, cumplen una función reguladora, pero no tienen indicación

visible. Ejemplo: termostatos, presostatos, etc.

Instrumentos indicadores, disponen de un índice y de una escala graduada en la que

puede leerse el valor de la variable. Ejemplo: manómetros, termómetros, etc.

Instrumentos registradores, registran con trazo continuo o a puntos la variable, y

pueden ser circulares o de gráfico rectangular o alargado según sea la forma del

gráfico.

Elementos primarios, están en contacto con la variable y utilizan o absorben energía

del medio controlado para dar al sistema de medición una indicación en repuesta a la

variación de la variable controlada. Ejemplo: placa orificio, etc.

Transmisores, captan la variable de proceso a través del elemento primario y la

transmiten a distancia en forma de señal neumática o electrónica.

(9)

ÍDEM 8

- 17 -

Instrumento indicador Convertidor Transmisor

Instrumento registrador Controlador Elemento primario

Elemento final de control Instrumento ciego Transductor

Figura 1.9.- Clases de instrumentos en función del instrumento

- 18 -

Transductores, reciben una señal de entrada función de una o más cantidades físicas

y la convierten modificada o no a una señal de salida.

Convertidores, son aparatos que reciben una señal de entrada neumática o

electrónica, procedente de un instrumento y después de modificarla envían la

resultante en forma de señal de salida estándar.

Receptores, reciben las señales procedentes de los transmisores y las indican o

registran.

Controladores, comparan la variable controlada con un valor deseado y ejercen una

acción correctiva de acuerdo con la desviación.

Elemento final de control, recibe la señal del controlador y modifica el caudal del

fluido o agente de control. Ejemplo: válvulas de control, compuertas, etc.

EN FUNCIÓN DE LA VARIABLE DE PROCESO

Los instrumentos se dividen en instrumentos de caudal, nivel, presión, temperatura,

densidad y peso específico, humedad y punto de rocío, viscosidad, posición, velocidad,

pH, conductividad, frecuencia, fuerza, turbidez, etc.

Esta clasificación corresponde específicamente al tipo de las señales medidas siendo

independiente del sistema empleado en la conversión de la señal de proceso. De este

modo, un transmisor neumático de temperatura del tipo de bulbo y capilar, es un

instrumento de temperatura a pesar de que la medida se efectúa convirtiendo las

variaciones de presión del fluido que llena el bulbo y el capilar; el aparato receptor de la

señal neumática del transmisor anterior es un instrumento de temperatura, si bien, al ser

receptor neumático se puede considerar instrumento de presión, caudal, nivel o

cualquier otra variable, según fuera la señal medida por el transmisor correspondiente;

un registrador potenciométrico puede ser un instrumento de temperatura, de

conductividad o de velocidad, según sean las señales medidas por los elementos

primarios de termopar, electrodos o dínamo.

- 19 -

Asimismo, esta clasificación es independiente del número y tipo de transductores

existentes entre el elemento primario y el instrumento final. Así ocurre en el caso de

un transmisor electrónico de nivel de 4 a 20 mA c.c., un receptor controlador con

salida de 4-20 mA c.c., un convertidor intensidad-presión (I/P) que transforma la

señal de 4-20 mA c.c. a neumática de 3-15 psi y la válvula neumática de control;

todos estos instrumentos se consideran de nivel.

En la designación del instrumento se utiliza en el lenguaje común las dos

clasificaciones expuestas anteriormente. Y de este modo, se consideran instrumentos

tales como transmisores ciegos de presión, controladores registradores de

temperatura, receptores indicadores de nivel, receptores controladores registradores

de caudal, etc.

CÓDIGO DE IDENTIFICACIÓN DE INSTRUMENTOS

Para designar y representar los instrumentos de medición y control se emplean

normas muy variadas que a veces varían de industria en industria. Esta gran variedad

de normas y sistemas utilizados en las organizaciones industriales indica la necesidad

universal de una normalización en este campo. Varias sociedades han dirigido sus

esfuerzos en este sentido, y entre ellas se encuentra como una de las importantes la

Sociedad de Instrumentos de Estados Unidos, ISA (Instrument Society of America)

cuyas normas tienen por objeto establecer sistemas de designación (código y símbolos)

de aplicación a las industrias químicas, petroquímicas, aire acondicionado, etc.

(Resumen del estándar ISA S5.1-5.2 ver Anexo A)

1.3.4.- SISTEMAS DE CONTROL (10)

DEFINICIONES BASICAS

SISTEMA: es la combinación de componentes que actúan conjuntamente y cumplen

un determinado objetivo.

(10)

http://www.uhu.es/diego.lopez/ICI/tema1.pdf

- 20 -

VARIABLE DE ENTRADA: es una variable del sistema tal que una modificación

de su magnitud o condición puede alterar el estado del sistema.

VARIABLE DE SALIDA: es una variable del sistema cuya magnitud o condición

se mide.

PERTURBACIÓN: es una señal que tiende a afectar el valor de la salida de un

sistema. Si la perturbación se genera dentro del sistema se la denomina interna,

mientras que una perturbación externa se genera fuera del sistema y constituye una

entrada.

TIPOS DE CONTROL

REALIMENTACIÓN DE LA SALIDA:

LAZO ABIERTO

Aquellos en los que la variable de salida no tiene efecto sobre la variable de

control. Ejemplo: Calentamiento de agua en un tanque mediante una resistencia

eléctrica sumergida.

Figura 1.10.- Control en lazo abierto

- 21 -

LAZO CERRADO

Aquellos en los que la variable de salida tiene efecto directo sobre la variable de

control. Ejemplo: la regulación de temperatura en un intercambiador de calor.

Figura 1.11.- Control en lazo cerrado

COMPORTAMIENTO DE LA SEÑAL DE REFERENCIA:

SISTEMAS SEGUIDORES

La entrada de referencia cambia de valor frecuentemente. Ejemplo:

servomecanismos (sistemas de control realimentado en el cual la salida es

alguna posición, velocidad o aceleración mecánica).

- 22 -

SISTEMAS DE REGULACIÓN AUTOMÁTICA

La entrada de referencia es o bien constante o bien varía lentamente con el

tiempo, y donde la tarea fundamental consiste en mantener la salida en el valor

deseado a pesar de las perturbaciones presentes. Ejemplos: el sistema de

calefacción de una casa, un regulador de voltaje, un regulador de presión de

suministro de agua a una comunidad de vecinos.

TIPO DE SEÑAL:

ANALÓGICOS (CONTINUOS)

Procesan únicamente señales y componentes continuos en el tiempo. Ejemplo:

sistema de rastreo y seguimiento de un blanco.

DIGITALES (DISCRETOS)

Tienen señales o componentes discretos en el tiempo en uno o más puntos.

Ejemplo: Un calentador u horno termostáticamente que regula de manera

automática la temperatura de un cuarto.

EN FUNCIÓN DE LA INDUSTRIA:

CONTROL DE PROCESOS:

Los sistemas de control de procesos son aquellos que requieren la regulación de

variables de proceso (temperaturas, concentraciones, caudales, niveles, etc.).

Estos sistemas de control requieren la manipulación de unidades de proceso

continuas (no se interrumpe el flujo) y discontinuas, batch o por lotes (se

interrumpe el flujo). Ejemplos: refinería de petróleo, planta de producción de

energía eléctrica, papelera, etc.

- 23 -

CONTROL DE MÁQUINAS MANUFACTURERAS:

o CONTROL NUMÉRICO

Usa un programa para controlar la secuencia de operaciones una máquina,

dicho programa contiene instrucciones que especifican posiciones,

direcciones, velocidades y velocidad de corte.

o CONTROL DE ROBOTS

Un manipulador programable diseñado para mover materiales, herramientas

en una secuencia determinada para realizar una tarea específica.

1.4.- FUNDAMENTOS DEL 14C DE API (11)

1.4.1.- INTRODUCCIÓN

El propósito de un sistema de seguridad en una plataforma de producción es para

proteger al personal, al medio ambiente, y la facilidad de amenazas para seguridad

causadas por los procesos de producción. El propósito de un análisis es para

identificar eventos indeseables que pueden representar una amenaza para la

seguridad, y definir medidas protectoras fiables que previene tales eventos o

minimiza sus efectos si ellos ocurren.

Amenazas potenciales para seguridad son identificadas a través del uso de técnicas de

análisis de sistemas probados que han sido adaptados para los procesos de

producción. Medidas protectoras recomendadas son prácticas industriales comunes

probadas a través de larga experiencia. Los análisis de sistemas y las medidas

protectoras han sido combinadas dentro de un “Análisis de Seguridad” para

plataformas de producción en el exterior.

(11)

American Petroleum Institute, “API Recommended Practice 14C”, 7ma Edición, Washington, 2001

- 24 -

El contenido técnico de la práctica recomendada 14C de API establece una base

firme para diseñar y documentar un sistema de seguridad en una plataforma de

producción para un proceso compuesto de componentes y sistemas normalmente

usados en el exterior. Además, esto establece directrices para analizar componentes o

sistemas que son nuevos o significativamente diferentes de aquellos considerados en

el 14C de API.

Después un sistema de seguridad en una plataforma de producción es puesto en

operación, los procedimientos deberían ser establecidos para asegurar la integridad

de un sistema continuado.

1.4.2.- IDENTIFICACIÓN Y SÍMBOLOS DE DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

Un método estándar para identificar, abreviar y simbolizar los dispositivos de

seguridad se necesita para promover la uniformidad cuando describen o refieren a los

sistemas de seguridad. Este método puede usarse para ilustrar los dispositivos de

seguridad en los diagramas de flujo y otros equipos, y para identificar un dispositivo

de seguridad para cualquier propósito.

IDENTIFICACIÓN DEL DISPOSITIVO FUNCIONAL

Cada dispositivo de seguridad debe ser identificado por un sistema de letras usado

para clasificar su funcionalidad. La identificación incluye una primera letra que cubre

la variable y una o más subsiguientes letras que cubren la función del dispositivo. El

término “seguridad” (S) se aplica a los elementos protectores de emergencia, y es

usado como la segunda letra.

Si dos o más dispositivos del mismo tipo son instalados sobre un componente único,

cada dispositivo debe ser numerado consecutivamente y el número muestra a

continuación la identificación funcional. Si solo es instalado un dispositivo, el

número del dispositivo puede ser omitido.

- 25 -

SÍMBOLOS

El globo redondo se usa para etiquetar los símbolos distintivos, tales como una

válvula de alivio de presión. En tales casos, la línea conectada al globo al símbolo del

instrumento es cerca, pero no tocando, el símbolo. En otros casos, el globo sirve para

representar el dispositivo apropiado. En la tabla 1.1 se indica algunos símbolos.

Tabla 1.1.- Símbolos de dispositivos de seguridad

VARIABLE DESIGNACION SIMBOLO

GENERAL ISA SIMPLE COMBINADO

Contraflujo Válvula de no

retroceso

Válvula de Seguridad de

Flujo

Flujo

Sensor de flujo alto Alta Seguridad de Flujo

Sensor de flujo bajo Baja Seguridad de Flujo

Nivel

Sensor de nivel alto Alta Seguridad de Nivel

Sensor de nivel bajo Baja Seguridad de Nivel

Presión

Sensor de presión

alto Alta Seguridad de Presión

Sensor de presión

bajo Baja Seguridad de Presión

Válvula de alivio Válvula de Seguridad de

Presión

Disco de ruptura Elemento de Seguridad de

Presión

- 26 -

IDENTIFICACIÓN DEL COMPONENTE

La identificación completa de un dispositivo de seguridad incluye referencia para el

componente que esté protege. La primera letra es el tipo de componente y puede ser

una de las letras en la columna de código debajo del tipo de componente. La letra “Z”

es usada para cubrir un componente no listado.

La segunda y tercera letras pueden usarse para una definición adicional o de otro

modo modificar el primer carácter. Si un modificador no es usado, el carácter “ ”

debe mostrarse en lugar del modificador.

Los últimos cuatro caracteres identifican el componte especifico. Estos caracteres con

asignados por el usuario y deben ser únicos para el componente a la situación

particular.

Figura 1.12.- Ejemplos de identificación de dispositivos de seguridad

1.4.3.- PREMISAS PARA ANÁLISIS Y DISEÑO

El análisis recomendado y procedimientos de diseño para un sistema de seguridad de

una plataforma están basados en las siguientes premisas:

- 27 -

a. La facilidad de procesos debe ser diseñada para una operación segura acorde con

buenas prácticas de ingeniería.

b. El sistema de seguridad debe proveer dos niveles de protección para prevenir o

minimizar los efectos de una falla de equipo dentro del proceso. Los dos niveles

de protección deben ser independientes y además del control de dispositivos

usado en operación normal de los procesos. En general, los dos niveles deben ser

provistos por dispositivos de seguridad de diferente tipo de funcionalidad para un

ancho espectro de cobertura. Dos dispositivos idénticos pueden tener las mismas

características y pudiesen tener debilidades inherentes.

c. Los dos niveles de protección deben ser el orden más alto (primario) y el próximo

orden más alto (secundario) disponible. Reflexión es requerida para determinar

estos dos órdenes más altos para una situación dada. Ejemplo: dos niveles de

protección desde una doble ruptura a sobrepresión pudiese ser provista por un

PSH y un PSL. El PSH previene la ruptura por obturación en el equipo afectado

antes que la presión llegue a ser excesiva, y el PSL se cierra en el equipo afectado

después que ocurre la ruptura. Sin embargo, una PSV es seleccionada en lugar

del PSL porque este previene la ruptura por alivio del exceso de volumen para

una situación segura. Además, este responde rápido pudiendo prevenir una

ruptura en situaciones donde el PSH no pudiese corregir el efecto lo suficiente

rápido.

d. El uso de técnicas de análisis de sistemas preventivos, adaptadas para los

procesos de producción, determina los mínimos requerimientos de seguridad para

un componente de procesos. Si semejante análisis es aplicado para el componente

como una unidad independiente, asumiendo el peor caso de condiciones de

entrada y salida, el análisis debe ser válido para ese componente en cualquier

configuración del proceso.

e. Todos los componentes en una plataforma de producción abarca el proceso entero

desde la cabeza de pozo hasta el mayor punto de descarga aguas abajo; así, todo

equipo y funciones del proceso son incorporados dentro del sistema de seguridad.

- 28 -

f. Cuando completamente los componentes de procesos protegidos son combinados

dentro de una facilidad, ninguna amenaza adicional para seguridad son creados.

Por lo tanto, si todos los dispositivos de seguridad del componente de proceso son

lógicamente integrados dentro de un sistema de seguridad, la facilidad entera

debe estar protegida.

g. El procedimiento de análisis debería proveer un método estándar para desarrollar

un sistema de seguridad y proveer una documentación de soporte.

1.5.- ANÁLISIS DE RIESGOS (12)

Las actividades petroleras, como cualquier actividad industrial, se desarrollan en

escenarios los cuales involucran diversidades de peligros y riesgos. Estos riesgos

radican en el peso de los materiales y equipos que se utilicen, así como en su

complejidad para manejar y operar los mismos, y el grado de instrucción que tengan

sus operadores para la adecuada manipulación de los mismos. Cabe destacar que

estos riesgos y eventos peligrosos pueden generar grandes pérdidas materiales como

humanas, afectando de esta manera la eficiencia y seguridad con que se lleva a cabo

cualquier actividad industrial.

Los análisis de riesgos, tratan de estudiar, evaluar, medir y prevenir los fallos y las

averías de los sistemas técnicos y de los procedimientos operativos que pueden

iniciar y desencadenar sucesos no deseados (accidentes) que afecten a las personas,

los bienes y el medio ambiente.

Los métodos para la identificación, análisis y evaluación de riesgos son una

herramienta muy valiosa para abordar con decisión su detección, causa y

consecuencias que puedan acarrear, con la finalidad de eliminar o atenuar los propios

riesgos así como limitar sus consecuencias, en el caso de no poder eliminarlos.

(12)

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm

http://www.monografias.com/trabajos13/progper/progper.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/progper/progper.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/propiedadmateriales/propiedadmateriales.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/gaita/gaita.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/propiedadmateriales/propiedadmateriales.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/veref/veref.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/seguinfo/seguinfo.shtml

- 29 -

Los aspectos de un análisis de riesgos que implica un determinado establecimiento

industrial, desde el punto de vista de la prevención de accidentes, están íntimamente

relacionados con los objetivos que se persiguen. Son los siguientes:

Identificación de sucesos no deseados, que pueden conducir a la materialización

de un peligro.

Análisis de las causas por las que estos sucesos tienen lugar.

Valoración de las consecuencias y de la frecuencia con que estos sucesos

pueden producirse.

Precisamente el análisis de riesgos en las instalaciones requiere considerar todas las

variables que condicionan el proceso físico o químico en cuestión, planteándose

variaciones de las mismas ante posibles fallos o deficiencias, y consecuentemente la

capacidad de respuesta de la instalación en base a sus características y a los

elementos de seguridad de que está constituida, muchos de los cuales deben

garantizar una respuesta activa. Ello no es tarea fácil ya que las alteraciones posibles

son diversas y tanto las causas que las pueden originar como sus consecuencias, que

necesariamente deben ser consideradas para poder efectuar una evaluación de los

riesgos de la instalación, son múltiples, y además integradas, en a veces complejos

esquemas de interrelación secuencial.

1.4.1.- TÉCNICAS DE IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS

Básicamente, existen dos tipos de métodos para la realización de identificación de

riesgos, como son:

Métodos cualitativos: se caracterizan por no recurrir a cálculos numéricos.

Pueden ser métodos comparativos y métodos generalizados.

Métodos semicualitativos: los hay que introducen una valoración cuantitativa

respecto a las frecuencias de ocurrencia de un determinado suceso y se

denominan métodos para la determinación de frecuencias, o bien se

caracterizan por recurrir a una clasificación de las áreas de una instalación en

base a una serie de índices que cuantifican daños: índices de riesgo.

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm#Met_compara

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/An_riesgo.htm#Met_general

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Ind_Riesgo.htm

- 30 -

MÉTODOS COMPARATIVOS

Se basan en la utilización de técnicas obtenidas de la experiencia adquirida en

equipos e instalaciones similares existentes, así como en el análisis de sucesos que

hayan ocurrido en establecimientos parecidos al que se analiza. Principalmente son

cuatro métodos los existentes:

1. MANUALES TÉCNICOS O CÓDIGOS Y NORMAS DE DISEÑO

Consisten en la elaboración de manuales internos de carácter técnico que

especifiquen las características de diseño, instalación, operación y utilización de los

equipos existentes en un determinado establecimiento. Estos manuales se deben basar

en las normas y los códigos internacionales y nacionales de diseño. Para completar el

análisis, se deben realizar periódicamente auditorias de seguridad que permitan

juzgar el estado de los materiales, procedimientos, operaciones, emergencias que se

han establecido.

Las normas y los códigos de diseño son elaboradas por organismos internacionales de

reconocido prestigio en el campo de la normalización. A nivel mundial, la

organización internacional más importante es la International Organization for

Standarization, ISO.

En Europa, cada país ha establecido un sistema de normalización de carácter oficial o

semioficial. Las más importantes son las siguientes:

España: Asociación Española de Normalización y Certificación, AENOR.

Elabora las normas UNE a partir de las ISO u otras.

Alemania: Normas DIN. Normas VDI/VDE, Verein Deutscher Ingenieure.

Reino Unido: British Standards, BS.

En Estados Unidos de América, existen varias organizaciones gubernamentales y

privadas que se dedican a la elaboración de normas:

American National Standards Institute, ANSI

American Society for Testing and Materials, ASTM

American Petroleum Institute, API

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_comp.htm#Manual_tecnico

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_comp.htm

http://www.iso.ch/

http://www.aenor.es/

http://www.ansi.org/

http://www.astm.org/

http://www.api.org/

- 31 -

National Fire Protection Association, NFPA

American Society of Mechanical Engineers, ASME

2. LISTAS DE COMPROBACIÓN O "SAFETY CHECK LISTS"

Se utilizan para determinar la adecuación de los equipos, procedimientos, materiales,

etc. a un determinado procedimiento o reglamento establecido por la propia

organización industrial basado en experiencia y en los códigos de diseño y operación.

Se pueden aplicar en cualquier fase de un proyecto o modificación de la planta:

diseño, construcción, puesta en marcha, operación y paradas.

3. ANÁLISIS HISTÓRICO DE ACCIDENTES

Consiste en el estudio de los accidentes registrados en el pasado en plantas similares

o con productos idénticos o de la misma naturaleza que los que se esta analizando. La

principal ventaja radica en que se refiere a accidentes que ya han ocurrido, por lo que

el establecimiento de hipótesis de posibles accidentes se basa en casos reales. No

obstante, en los bancos de datos existentes, no se cubren todos los casos posibles,

sino sólo los que se han dado, además de que los datos de que dispone pueden no ser

completos.

Se basa en diferentes tipos de informaciones:

Bibliografía especializada

Bancos de datos informatizados de accidentes

Registro de accidentes/incidentes de la propia empresa

Informes de otros accidentes ocurridos

4. ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS (APR)

Desarrollado inicialmente por las Fuerzas Armadas USA, fue el precursor de análisis

más complejos y es utilizado únicamente en la fase de desarrollo de las instalaciones

y para casos en los que no existen experiencias anteriores, sea del proceso o del tipo

de instalación.

http://www.nfpa.org/

http://www.asme.org/

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_comp.htm#Listas

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_comp.htm#Analisis_historico

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_comp.htm#PHA

- 32 -

Selecciona los productos peligrosos existentes y los equipos principales de la planta y

revisa los puntos en los que se piensa que se pueda liberar energía de forma

incontrolada en: materias, equipos de planta, componentes de sistemas, procesos,

operaciones, instalaciones, equipos de seguridad, etc. Los resultados del análisis

incluyen recomendaciones para reducir o eliminar estos peligros, siempre de forma

cualitativa.

Se incluye una parte de un APR de un posible almacenamiento de sulfuro de

hidrógeno (H2S) para utilización en proceso:

Tabla 1.2.- Análisis Preliminar de Riesgos en almacenamiento de (H2S)

Descripción

del riesgo Causa Consecuencia

Medidas preventivas o

correctivas

Fuga tóxica 1) Pérdida en

depósito de

almacenamiento

Peligro de muerte

si la fuga es

importante

a) Colocar sistemas de

detección y alerta

b) Minimizar la cantidad

almacenada

c) Desarrollar un

procedimiento de inspección

de los depósitos

MÉTODOS GENERALIZADOS

Los métodos generalizados se basan en estudios de las instalaciones y procesos

mucho más estructurados desde el punto de vista lógico-deductivo que los métodos

comparativos. Normalmente siguen un procedimiento lógico de deducción de fallos,

errores, desviaciones en equipos, instalaciones, procesos, operaciones, etc. que trae

como consecuencia la obtención de determinadas soluciones para este tipo de

eventos. Existen varios métodos generalizados. Los más importantes son:

1. ANÁLISIS "QUÉ PASARÍA SI…?"

Consiste en el planteamiento de las posibles desviaciones en el diseño, construcción,

modificaciones y operación de una determinada instalación industrial, utilizando la

pregunta que da origen al nombre del procedimiento: "¿Qué pasaría si ...?".

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_gen.htm#What_if

- 33 -

Requiere un conocimiento básico del sistema y cierta disposición mental para

combinar o sintetizar las desviaciones posibles, por lo que normalmente es necesaria

la presencia de personal con amplia experiencia para poder llevarlo a cabo.

Se puede aplicar a cualquier instalación o área o proceso: instrumentación de un

equipo, seguridad eléctrica, protección contra incendios, almacenamientos, sustancias

peligrosas, etc. Las preguntas se formulan y aplican tanto a proyectos como a plantas

en operación, siendo muy común ante cambios en instalaciones ya existentes.

Se presenta un ejemplo aplicado a un proceso continuo de fabricación de fosfato

diamónico, mediante la reacción de ácido fosfórico con amoníaco.

Tabla 1.3.- Análisis “¿Qué pasaría si ...?” en la fabricación de fosfato diamónico

¿Qué pasaría si ...? Consecuencia Recomendaciones

¿... se suministra un

producto de mala

calidad?

No identificada --

¿... la concentración

de fosfórico es

incorrecta?

No se consume todo el

amoníaco y hay una fuga en

la zona de reacción

Verificar la concentración

de fosfórico antes de la

operación

¿... el fosfórico está

contaminado? No identificada --

¿... no llega fosfórico

al reactor?

El amoníaco no reacciona.

Fuga en la zona de reacción

Alarma/corte del amoníaco

por señal de falta de flujo en

la línea de fosfórico al

reactor

¿... demasiado

amoníaco en el

reactor?

Exceso de amoníaco. Fuga

en la zona de reacción

Alarma/corte del amoníaco

por señal de falta de flujo en

la línea de fosfórico al

reactor

2. ANÁLISIS FUNCIONAL DE OPERABILIDAD, HAZOP

El HAZOP es una técnica de identificación de riesgos inductiva basada en la premisa

de que los riesgos, los accidentes o los problemas de operabilidad, se producen como

consecuencia de una desviación de las variables de proceso con respecto a los

parámetros normales de operación en un sistema dado y en una etapa determinada.

Por tanto, ya se aplique en la etapa de diseño, como en la etapa de operación, la

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/HAZOP.htm

- 34 -

sistemática consiste en evaluar, en todas las líneas y en todos los sistemas las

consecuencias de posibles desviaciones en todas las unidades de proceso, tanto si es

continuo como discontinuo. La técnica consiste en analizar sistemáticamente las

causas y las consecuencias de unas desviaciones de las variables de proceso,

planteadas a través de unas "palabras guía".

El método surgió en 1963 en la compañía Imperial Chemical Industries, ICI, que

utilizaba técnicas de análisis crítico en otras áreas. Posteriormente, se generalizó y

formalizó, y actualmente es una de las herramientas más utilizadas

internacionalmente en la identificación de riesgos en una instalación industrial.

El siguiente ejemplo se aplica a una parte de una instalación en una planta de

dimerización de olefina. El diagrama de flujo sobre el que se aplica el HAZOP

consiste en el suministro de hidrocarburo a un depósito de almacenamiento. Forma

parte de un subsistema mayor que consiste en la alimentación del hidrocarburo del

depósito regulador hasta un reactor de dimerización donde se produce la olefina.

Figura 1.14.- Diagrama de flujo de sistema de alimentación de hidrocarburo a depósito

regulador

- 35 -

El formato de la tabla de recogida de datos y análisis HAZOP de una sesión aplicado

a la palabra guía NO y a la perturbación NO FLUJO, es:

Tabla 1.4.- Análisis de operabilidad en planta de dimerización de olefina

ANALISIS DE OPERABILIDAD EN PLANTA DE DIMERIZACION DE OLEFINA

Línea comprendida entre alimentación desde tanque intermedio a depósito regulador

Palabra

guía Desviación Causas posibles Consecuencias Medidas a tomar

NO No flujo 1. Inexistencia de

hidrocarburo en

tanque intermedio

Paralización del

proceso de

reacción

esperado.

a) Asegurar

buena

comunicación

con el operario

del tanque

intermedio

Formación de

polímero en el

intercambiador

de calor

b) Instalar alarma

de nivel mínimo

LIC en depósito

regulador

2. Bomba J1 falla

(fallo de motor,

circuito de maniobra,

etc.)

Como apartado 1 Cubierto por b)

3. Conducción

bloqueada, válvula

cerrada por error o

LCV falla cerrando

paso al fluido


Bomba J1

sobrecargada

c) Instalar

sistema de

desconexión

automática para

protección de

bombas

4. Rotura de

conducción


Hidrocarburo

descargado en

área adyacente a

vía pública

e) Implantar

inspección

regular de la

conducción

mediante rondas

periódicas

- 36 -

3. ANÁLISIS DE ÁRBOL DE FALLOS, AAF

El Análisis por Árboles de Fallos, es una técnica deductiva que se centra en un

suceso accidental particular (accidente) y proporciona un método para determinar las

causas que han producido dicho accidente. Nació en la década de los años 60 para la

verificación de la fiabilidad de diseño del cohete Minuteman y ha sido ampliamente

utilizado en el campo nuclear y químico. El hecho de su gran utilización se basa en

que puede proporcionar resultados tanto cualitativos mediante la búsqueda de

caminos críticos, como cuantitativos, en términos de probabilidad de fallos de

componentes.

La técnica consiste en un proceso deductivo basado en las leyes del Álgebra de

Boole, que permite determinar la expresión de sucesos complejos estudiados en

función de los fallos básicos de los elementos que intervienen en él.

Consiste en descomponer sistemáticamente un suceso complejo (por ejemplo rotura

de un depósito de almacenamiento de amoniaco) en sucesos intermedios hasta llegar

a sucesos básicos, ligados normalmente a fallos de componentes, errores humanos,

errores operativos, etc. Este proceso se realiza enlazando dichos tipos de sucesos

mediante lo que se denomina puertas lógicas que representan los operadores del

álgebra de sucesos.

Cada uno de estos aspectos se representa gráficamente durante la elaboración del

árbol mediante diferentes símbolos que representan los tipos de sucesos, las puertas

lógicas y las transferencias o desarrollos posteriores del árbol.

Como ejemplo, "en una empresa química existe una nave de producción en la cual el

reactor es refrigerado por una red de agua industrial en circuito cerrado", siendo ésta

enfriada por una torre de refrigeración tal y como se muestra en la figura 1.14.

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_gen.htm#FTA

- 37 -

Figura 1.14.- Esquema de una red de agua industrial

Figura 1.15.- Análisis de árbol de fallos de red de agua industrial

- 38 -

4. ANÁLISIS DE ÁRBOL DE SUCESOS, AAS

La técnica de análisis por árboles de sucesos consiste en evaluar las consecuencias de

posibles accidentes resultantes del fallo específico de un sistema, equipo, suceso o

error humano, considerándose como sucesos iniciadores y/o sucesos o sistemas

intermedios de mitigación, desde el punto de vista de la atenuación de las

consecuencias.

Las conclusiones de los árboles de sucesos son consecuencias de accidentes, es decir,

conjunto de sucesos cronológicos de fallos o errores que definen un determinado

accidente.

Partiendo del suceso iniciador, se plantean sistemáticamente dos bifurcaciones: en la

parte superior se refleja el éxito o la ocurrencia del suceso condicionante y en la parte

inferior se representa el fallo o no ocurrencia del mismo.

El suceso iniciador puede ser cualquier desviación importante, provocada por un fallo

de un equipo, error de operación o error humano. Dependiendo de las salvaguardias

tecnológicas del sistema, de las circunstancias y de la reacción de los operadores, las

consecuencias pueden ser muy diferentes. Por esta razón, un AAS, está recomendado

para sistemas que tienen establecidos procedimientos de seguridad y emergencia para

responder a sucesos iniciadores específicos.

En la figura 1.16 se presenta un árbol de sucesos correspondiente a un suceso

iniciador denominado "fuga de GLP en zona próxima a depósitos de

almacenamiento".

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_gen.htm#ETA

- 39 -

Figura 1.16.- Árbol de sucesos para fuga de GLP en zona próxima a depósitos de

almacenamiento

5. ANÁLISIS DE MODO Y EFECTO DE LOS FALLOS, AMEF

El método consiste en la elaboración de tablas o listas con los posibles fallos de

componentes individuales, los modos de fallo, la detección y los efectos de cada

fallo. Un fallo se puede identificar como una función anormal de un componente, una

función fuera del rango del componente, función prematura, etc.

Los fallos que se pueden considerar son situaciones de anormalidad tales como:

Abierto, cuando normalmente debería estar cerrado

Cerrado, cuando normalmente debería estar abierto

Marcha, cuando normalmente debería estar parado

Fugas, cuando normalmente deba ser estanco

El método AMEF establece finalmente qué fallos individuales pueden afectar

directamente o contribuir de una forma destacada al desarrollo de accidentes de una

cierta importancia en la planta.

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_gen.htm#FMEA

- 40 -

Es un método válido en las etapas de diseño, construcción y operación y se usa

habitualmente como fase previa a la elaboración de árboles de fallos, ya que permite

un buen conocimiento del sistema.

Si se incluye la última columna de la tabla de trabajo lo que se denomina índice de

gravedad, que representa mediante una escala del 1 al 4 un valor que describe la

gravedad de los posibles efectos detectados. El valor 1 representa un suceso sin

efectos adversos; el 2 efectos que no requieren parada del sistema; el 3 riesgos de

cierta importancia que requieran parada normal y el 4 peligro inmediato para el

personal e instalaciones, por lo que se requiere parada de emergencia. En este caso, el

análisis se denomina Análisis del Modo de Fallos, Efectos y Criticidad, AMFEC.

En la tabla 1.5 se presenta un ejemplo de formulario de trabajo para el análisis

AMFEC aplicado a un sistema de descarga de cisternas para tanques.

Tabla 1.5.- Análisis de modo y efecto de los fallos para un sistema de descarga de cisternas para

tanques

Fecha: Página: De:

Planta: Analista:

Sistema: Referencia:

Identificación

del elemento Designación

Modo de

fallo Detección Efectos

Índice de

gravedad

1 Manguera

flexible

Agujereada Visual Derrame

¿incendio? 4

Taponada-

aplastada Visual

Falta o

reducción

de caudal

2

Tipo

equivocado

Visual

(marcas)

Corrosión,

rotura o

contamina

ción

3

http://www.unizar.es/guiar/1/Accident/An_riesgo/Met_gen.htm#FTA

- 41 -

1.4.2.- APLICACIÓN EN LA INDUSTRIA (13)

La experiencia de los accidentes sucedidos en instalaciones de proceso muestra que

las causas de los mismos pueden clasificarse, dejando al margen las ingerencias de

agentes externos al proceso y fuerzas naturales (proximidad a instalaciones

peligrosas, viento, heladas, incendios, etc.), en los siguientes tres grupos, para cada

uno de los cuales se indican algunos de los fallos más frecuentes.

FALLOS DE COMPONENTES

Diseño inapropiado frente a presión interna, fuerzas externas, corrosión del

medio y temperatura.

Fallos de elementos como bombas, compresores, ventiladores, agitadores, etc.

Fallos de sistemas de control (sensores de presión y temperaturas, controladores

de nivel, reguladores de flujos, unidades de control computarizadas, etc.).

Fallos de sistemas específicos de seguridad (válvulas de seguridad, discos de

ruptura, sistemas de alivio de presiones, sistemas de neutralización, etc.

Fallos de juntas y conexiones.

DESVIACIONES EN LAS CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN

Alteraciones incontroladas de los parámetros fundamentales del proceso

(presión, temperatura, flujo, concentraciones).

Fallos en la adición manual de componentes químicos.

Fallos en los servicios.

Insuficiente enfriamiento para reacciones exotérmicas.

Insuficiente aporte del medio calefactor o vapor.

Corte del suministro eléctrico.

Ausencia de nitrógeno o agente inertizante.

Ausencia de aire comprimido (de instrumentación o de agitación).

Fallos en los procedimientos de parada o puesta en marca.

Formación de subproductos, residuos o impurezas, causantes de reacciones

colaterales indeseadas.

(13)

http://www.mtas.es/insh/ntp/ntp_238.htm

- 42 -

ERRORES HUMANOS Y DE ORGANIZACIÓN

Errores de operación.

Desconexión de sistemas de seguridad a causa de frecuentes falsas alarmas.

Confusión de sustancias peligrosas.

Errores de comunicación.

Incorrecta reparación o trabajo de mantenimiento.

Realización de trabajos no autorizados (soldadura, entrada en espacios

confinados).

Cabe destacar que los errores suelen suceder por alguno de los siguientes motivos:

No conocer suficientemente los riesgos y su prevención.

Insuficiente formación y adiestramiento en el trabajo.

Carga psíquica excesiva.

Evidentemente la seguridad de una instalación de proceso debe iniciarse en la fase de

diseño, seleccionando los debidos componentes y montándolos bajo normas y con

rigurosos controles de calidad.

A pesar de ello los fallos como los que se han apuntado siempre son previsibles y por

ello todo estudio de seguridad a nivel de proyecto o de revisión de una unidad en

funcionamiento, debe considerar su existencia, determinándose en términos de

fiabilidad de sistemas la probabilidad de que sucedan. En este sentido todo

componente de una instalación, como los elementos de seguridad, en especial si son

funcionalmente activos, deben estar sometidos a un programa de mantenimiento

preventivo para garantizar su correcto estado, y además a un mantenimiento

predictivo que garantice su renovación antes de haberse agotado su vida media,

establecida por su fabricante. Por otra parte los errores humanos, también posibles,

deben ser cuidadosamente analizados en términos probabilísticos para su debido

control, cuando a consecuencia de los mismos se puedan generar graves

consecuencias.

Las instalaciones de proceso, aunque tengan un alto nivel de automatización,

requieren también la intervención humana, tanto en operaciones normales, (carga de

aditivos, envasado, control y vigilancia de procesos, etc.) como ocasionales por

- 43 -

alteraciones en las condiciones de trabajo conducentes algunas, a situaciones de

emergencia que precisan de actuaciones correctas y rápidas para evitar su criticidad.

Por ello en este tipo de instalaciones asegurar un comportamiento correcto para

minimizar errores, exige la selección del personal adecuado y el perfecto

conocimiento y adiestramiento sobre los procedimientos de trabajo tanto en

circunstancias normales como en situaciones anormales o accidentales.

- 44 -

CAPITULO II

ANÁLISIS Y ELABORACIÓN DE LAS CARTAS DE

SEGURIDAD (CAUSA – EFECTO)

2.1.- METODOLOGÍA

La metodología utilizada para alcanzar con el objetivo planteado es:

a) Describir el proceso a través de un diagrama de flujo esquemático detallado los

componentes o equipos.

b) Realizar las tablas de análisis de seguridad para los componentes o equipos del

proceso normalmente usados en el proceso de producción de gas y crudo.

c) Elaborar un diagrama de flujo esquemático del proceso que muestre los

dispositivos de seguridad para proteger cada componente del proceso los cuales

han sido correctamente seleccionados de las tablas de análisis de seguridad.

d) Elaborar las cartas de seguridad (Causa – Efecto) de acuerdo a lo que indican la

“Práctica Recomendada” 14C de API, los P&ID’s (Process and Instrumentation

Diagrams), y la programación del sistema de seguridad basado en el PLC5 de

Allen Bradley.

2.2.- ESQUEMAS DE LOS PROCESOS INDUSTRIALES

A continuación se muestran los diagramas de flujo de procesos, donde se describen

los sistemas principales con sus respectivos equipos y lazos de control para nivel,

presión, temperatura u otra variable para una planta de producción de gas y crudo.

- 45 -

- 46 -

V-1106

V-1101B

V-1101A

T-1108A

T-1108B

P-1073A/B

P-1074A/B

V-1105

V-1206

V-1205

V1062V-1061

C-1067A/B

V-1125

P-1129A/B

P-1065A/B

E-1063

K-1126

P-1064A/B

PM-1122B

PM-1122A

E-1104

E-1204 V-1107A

V-1107B

FLARE HEADER

P-1

10

9A

/B/C

/D/E

P-1

11

0A

/B/C

/D/E

E-1060A/B

E-1068

- 47 -

V-1111V-1112A

V-1112B P-1117A/B/C

T-1118-B

T-1118-A

P-1121A/B/C P-1119A/B/C P-1079A/B

- 48 -

K-1126 K-1130

V-1125V-1062V-1061

V-1107A/B

C-1067A/B

E-1063

V-1101A/B V-1105/1205

V-1069

V-1114

V-1112A/BT-1115 T-1108A/BT-1118A/B

E-1068B

V-3011A/B/C/D/E

V-3014

C-3010A

- 49 -

P-1091A/B

C-1290

D-1290 V-1290

Q-1046

F-1044A/B

P-1041A/B

T-1097

F-1042A/B

Q-1045

P-1092

P-1093A/B

T-1094

T-1090

SK-1150/1158

P-1151

P-1092

- 50 -

P-1085A

V-1086

P-1128A/B

V-1114

P-1138A

T-1136

P-1139AQ-1134

S-1135

S-1144

T-1115

P-1116A/B

M-1143

P-1127

P-1128

P-1139B

- 51 -

T-1080A/B P-1081A/B F-1082A/B

P-1083A/B

H-1072A/B

CRUDE OIL

HEATER TRAIN 1 / 2

CRUDE OILREHEATER

V-1070

P-1071A/B/C

T-1108A/B

T-1115

P-1076

T-1075

L-1182

- 52 -

2.3.- TABLAS DE ANÁLISIS DE SEGURIDAD

En las tablas de análisis de seguridad para cada componente del proceso se muestra

el análisis de los eventos indeseables que podrían afectar al componente o equipo.

2.3.1.- CABEZAS DE POZO Y LÍNEAS DE FLUJO

Tabla 2.1.- Tabla de análisis de seguridad – Líneas de flujo

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable

Sobrepresión Línea bloqueada

Regulador obstruido con la corriente

Falla del control de flujo contracorriente

Válvula de salida cerrada

Presión alta

Fuga Desgaste o daño

Corrosión

Vibración

Presión baja

2.3.2.- LÍNEAS DE INYECCIÓN A LA CABEZA DE POZO

Tabla 2.2.- Tabla de análisis de seguridad – Línea de inyección a cabeza de pozo

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable

Sobrepresión Salida bloqueada

Falla de control contracorriente

Formación tapada

Presión alta


Corrosión

Vibración

Presión baja

- 53 -

2.3.3.- CABEZALES

Tabla 2.3.- Tabla de análisis de seguridad – Cabezales

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable


Falla de control contracorriente

Exceso de caudal entrante

Presión alta

Fuga Desgaste

Corrosión

Daño por impacto

Vibración

Presión baja

2.3.4.- TUBERÍAS

Tabla 2.4.- Tabla de análisis de seguridad – Tuberías

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable


Dilatación térmica

Exceso en la descarga del caudal entrante

Presión alta

Fuga Desgaste

Corrosión

Daño por impacto

Vibración

Presión baja

- 54 -

2.3.5.- RECIPIENTES DE PRESIÓN

Tabla 2.5.- Tabla de análisis de seguridad – Recipientes de presión

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable



Falla del sistema de control de presión


Exceso de calor entrante

Presión alta

Bajapresión Exceso de retiros en el caudal entrante

Contracción térmica

Salida abierta


Presión baja

Sobreflujo de

líquido


Flujo de trozos de metal líquido

Salida de líquido bloqueada

Falla del sistema de control de nivel

Nivel de líquido

alto

Fuga de gas Exceso de retiros en el caudal entrante

Salida de líquido abierta

Falla del sistema de control de nivel

Nivel de líquido

bajo

Fuga Deterioro

Desgaste

Corrosión

Daño por impacto

Vibración

Presión baja

Nivel de líquido

bajo

Exceso de

temperatura

Falla del sistema de control de temperatura

Temperatura de entrada alta

Temperatura alta

- 55 -

2.3.6.- RECIPIENTES ATMOSFÉRICOS

Tabla 2.6.- Tabla de análisis de seguridad – Recipientes atmosféricos

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable





Exceso de calor entrante

Presión alta

2.3.7.- COMPRESORES

Tabla 2.7.- Tabla de análisis de seguridad – Compresores

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable

Sobrepresión

(succión)

Excesivo caudal entrante


Mal funcionamiento del compresor

Presión alta

Sobrepresión

(descarga)

Línea de descarga bloqueada

Exceso de contra presión

Presión de entrada alta

Sobrevelocidad

Presión alta


Corrosión

Vibración

Presión baja

Concentración de

gas alta

Exceso de

temperatura

Falla del enfriador

Exceso en la relación de compresión

Flujo insuficiente

Temperatura alta

- 56 -

2.3.8.- BOMBAS

Tabla 2.8.- Tabla de análisis de seguridad – Bombas

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable

Sobrepresión Línea de descarga bloqueada

Mal funcionamiento de la bomba

Exceso de contra presión

Presión de entrada alta

Sobrevelocidad

Incremento de la densidad de fluido

Presión alta

Fuga Desgaste

Corrosión

Daño por impacto

Vibración

Presión baja

2.3.9.- INTERCAMBIADORES DE CALOR

Tabla 2.9.- Tabla de análisis de seguridad – Intercambiadores de calor

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable




Vaporización

Presión alta

Fuga Desgaste

Corrosión

Daño por impacto

Vibración

Presión baja

- 57 -

2.3.10.- RECIPIENTES INFLAMADOS

Tabla 2.10.- Tabla de análisis de seguridad – Recipientes inflamados

Evento

Indeseable Causa

Condición Anormal

Detectable

Exceso de

temperatura

Falla del sistema de control de

temperatura

Flujo inadecuado

Transferencia de calor limitado

Temperatura alta

(proceso)

Temperatura alta

(chimenea)

Relación de flujo baja

Encendido

directo

Emisión de fuego desde la toma de aire

Emisión de chispa desde la chimenea de

escape

Exceso de temperatura en la chimenea

Superficie caliente descubierta

Fuego

Temperatura alta

(chimenea)

Fuga Deterioro

Desgaste

Corrosión

Daño por impacto

Vibración

Presión baja

2.4.- SELECCIÓN DE DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

A continuación se muestran los diagramas de flujo de procesos, donde se describen

los sistemas principales con sus respectivos equipos, lazos de control para nivel,

presión, temperatura u otra variable y los dispositivos de seguridad seleccionados de

acuerdo a las tablas de análisis de seguridad para una planta de producción de gas y

crudo.

- 58 -

- 59 -

V-1106

V-1101B

V-1101A

T-1108A

T-1108B

P-1073A/B

P-1074A/B

V-1105

V-1206

V-1205

V1062V-1061

C-1067A/B

V-1125

P-1129A/B

P-1065A/B

E-1063

K-1126

P-1064A/B

PM-1122B

PM-1122A

E-1104

V-1107A

V-1107B

FLARE HEADER

P-1

10

9A

/B/C

/D/E

P-1

11

0A

/B/C

/D/E

E-1060A/B

E-1068

E-1204

- 60 -

V-1111V-1112A

V-1112B P-1117A/B/C

T-1118-B

T-1118-A

P-1121A/B/C P-1119A/B/C

P-1079A/B

- 61 -

K-1126 K-1130

V-1125V-1062V-1061

V-1107A/B

C-1067A/B

E-1063

V-1101A/B V-1105/1205

V-1069

V-1114

V-1112A/BT-1115 T-1108A/BT-1118A/B

E-1068B

V-3011A/B/C/D/E

V-3014

C-3010A

- 62 -

P-1091A/B

C-1290

D-1290 V-1290

Q-1046

F-1044A/B

P-1041A/BT-1097

F-1042A/B

Q-1045

P-1092

P-1093A/B

T-1094

T-1090

SK-1150/1158

P-1151

P-1042

- 63 -

P-1085A

V-1086

P-1128A/B

V-1114

P-1138A

T-1136

P-1139AQ-1134

S-1135

S-1144

T-1115

P-1116A/B

M-1143

P-1127

P-1128

P-1139B

- 64 -

T-1080A/B P-1081A/B F-1082A/B

P-1083A/B

H-1072A/B

CRUDE OIL

HEATER TRAIN 1 / 2

CRUDE OILREHEATER

V-1070

P-1071A/B/C

T-1108A/B

T-1115

P-1076

T-1075

L-1182

- 65 -

2.5.- ELABORACIÓN DE LAS CARTAS DE SEGURIDAD (CAUSA-EFECTO)

En las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto) se listan todos los componentes o

equipos del proceso y los sistemas de parada de emergencia con sus respectivos

dispositivos de seguridad, y además se muestra todas las funciones a ser realizadas

por cada dispositivo.

Para la elaboración de las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto) se utilizó la

recomendación 14C de API (Práctica Recomendada para Análisis, Diseño,

Instalación y Prueba de Sistemas de Seguridad Básicos de Superficie para

Plataformas de Producción), la identificación de los dispositivos de seguridad de

acuerdo a lo que indican los P&ID’s (Diagramas de Instrumentación y Procesos) y la

correcta identificación de las señales de los dispositivos de seguridad según la

programación del sistema de seguridad basado en el PLC5 de Allen Bradley.

A continuación se muestran las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto) para los

diferentes sistemas existentes en la producción de gas y crudo.

- 66 -

SD

X-9

80

09

-1

SD

X-9

80

09

-2

SD

X-9

80

09

-5

SD

X-9

80

09

-6

JY

S-9

80

01

-1

JY

S-9

80

01

-2

JY

S-9

80

01

-5

JY

S-9

80

01

-6

SD

Y9

82

02

SD

Y-9

83

18

SD

Y-9

83

02

-1

SD

Y-9

83

02

-2

LY

-98

31

5-1

PY

-98

30

4-1

XY

-98

20

3

JY

S-9

86

02

JY

S-2

07

9K

JY

S-9

10

6

SD

V-9

80

09

-1

SD

V-9

80

09

-2

SD

V-9

80

09

-5

SD

V-9

80

09

-6

SD

V-9

82

02

SD

V-9

83

18

SD

V-9

83

02

- 1

SD

V-9

83

02

- 2

LV

-98

31

5-1

PV

-98

30

4-1

SERVICE SAC REF

ESD FIRE WELLS ZONE X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

PSHL-98211 A.4.A.1/B.1 X X X X X X X X X X X X X

PIT-98211 X X X X X X X X X X X X

PIT-98504-1 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

PSLL-98504-1 A.8.AD.1 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

HS-98203 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

200-082-280-1 PW A1 PRODUCTION WELL A1 TIS-98011-1 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

PSH-98006-1 A.3.A.1 X X X

PSL-98003-1 A.3.B.1 X X

PSHL-98007-1 A.1.A.1/B.1 X

FSV-92280-1 A.2.D.1 X

PW A2 PRODUCTION WELL A2 TIS-98011-2 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

PSH-98006-2 A.3.A.1 X X X

PSL-98003-2 A.3.B.1 X X

PSHL-98007-2 A.1.A.1/B.1 X

FSV-92280-2 A.2.D.1 X


PSH-98006-5 A.3.A.1 X X X

PSL-98003-5 A.3.B.1 X X

PSHL-98007-5 A.1.A.1/B.1 X

FSV-92280-5 A.2.D.1 X


PSH-98006-6 A.3.A.1 X X X

PSL-98003-6 A.3.B.1 X X

PSHL-98007-6 A.1.A.1/B.1 X

FSV-92280-6 A.2.D.1 X

PU

MP

PE

RM

ISS

IVE

, S

TO

P P

-20

79

K

PU

MP

PE

RM

ISS

IVE

, S

TO

P P

-91

06

SH

UT

DO

WN

OR

CO

NT

RO

L

DE

VIC

E

ID

ALTERNATE PROTECTION

ALTERNATE DEVICE

PU

MP

PE

RM

ISS

IVE

, S

TO

P P

-29

38

HPETROLEUM INDUSTRY

MIN

IMIZ

E B

AC

KF

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VA

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A6

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LP

ES

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LA

RM

SC

AD

A_

CR

ES

D A

LA

RM

_L

P

THIS SAFE CHART IS BASED ON API RP-14C RECOMENDED PRACTICE FOR ANALYSIS, DESIGN, INSTALLATION AND TESTING OF BASIC SURFACE

SAFETY SYSTEMS FOR OFFSHORE PRODUCTION PLATFORMS

(API RECOMMENDED PRACTICE 14C

SEVENTH EDITION, MARCH 2001)

SAFETY ANALYSIS FUNCTION EVALUATION CHART

(SAFE)

PID REF.I.D.

PROCESS COMPONENT

PLATFORM IDENTIFICATION: IRO-A

DEVICE ID

- 67 -

SD

X-9

80

09

-4

SD

X-9

80

09

-7

SD

X-9

80

09

-8

SD

X-9

80

09

-9

SD

X-9

80

09

-10

JY

S-9

80

01

-4

JY

S-9

80

01

-7

JY

S-9

80

01

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JY

S-9

80

01

-9

JY

S-9

80

01

-10

SD

V-9

80

09

-4

SD

V-9

80

09

-7

SD

V-9

80

09

-8

SD

V-9

80

09

-9

SD

V-9

80

09

-10

SERVICE SAC REF

200-A082-280-2 PW A4 PRODUCTION WELL A4 PIT-98006-4 (HW) X X X X

PIT-98007-4 (FL) X X X X

PSL-98003-4 A.3.B.1 X X

HS-98012-4 O O

FSV-92280-4 A.2.D.1 X

PW A7 PRODUCTION WELL A7 PIT-98006-7 (HW) X X X X

PIT-98007-7 (FL) X X X X

PSL-98003-7 A.3.B.1 X X

HS-98012-7 O O

FSV-92280-7 A.2.D.1 X


PIT-98007-8 (FL) X X X X

PSL-98003-8 A.3.B.1 X X

HS-98012-8 O O

FSV-92280-8 A.2.D.1 X


PIT-98007-9 (FL) X X X X

PSL-98003-9 A.3.B.1 X X

HS-98012-9 O O

FSV-92280-9 A.2.D.1 X


PIT-98007-10 (FL) X X X X

PSL-98003-10 A.3.B.1 X X

HS-98012-10 O O

FSV-92280-10 A.2.D.1 X

ESD X X X X X X X X X X X X X X





DEVICE ID


(SAFE)

PID REF.I.D.

PROCESS COMPONENT

ALTERNATE DEVICE



SH

UT

DO

WN

OR

CO

NT

RO

L

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KE

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0

PETROLEUM INDUSTRY

MIN

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- 68 -

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X-9

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V-9

80

09

-18

SERVICE SAC REF

200-A082-280-2 PW A11 PRODUCTION WELL A11 PIT-98006-11 (HW) X X X X

PIT-98007-11 (FL) X X X X

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HS-98012-11 O O

FSV-92280-11 A.2.D.1 X


PIT-98007-12 (FL) X X X X

PSL-98003-12 A.3.B.1 X X

HS-98012-12 O O

FSV-92280-12 A.2.D.1 X


PIT-98007-16 (FL) X X X X

PSL-98003-16 A.3.B.1 X X

HS-98012-16 O O

FSV-92280-16 A.2.D.1 X


PIT-98007-17 (FL) X X X X

PSL-98003-17 A.3.B.1 X X

HS-98012-17 O O

FSV-92280-17 A.2.D.1 X


PIT-98007-18 (FL) X X X X

PSL-98003-18 A.3.B.1 X X

HS-98012-18 O O

FSV-92280-18 A.2.D.1 X


MIN

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EL

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18

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DEVICE IDPID REF.I.D.

PROCESS COMPONENT

ALTERNATE DEVICE


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6

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8

- 69 -

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4-1

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3

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9K

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- 1

SD

V-9

83

02

- 2

LV

-98

31

5-1

PV

-98

30

4-1

SERVICE SAC REF

210-A082-282-1 SK 2912I MANIFOLD FSV-93250-1 A.1.D.1 X

FSV-93250-2 A.1.D.1 X

FSV-93250-3 A.1.D.1 X

FSV-93250-4 A.1.D.1 X

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FSV-93250-7 A.1.D.1 X

FSV-93250-8 A.1.D.1 X

200-082-282-1 SK 2913F INLET MANIFOLD FSV-92282-01 A.1.D.1 X

FSV-92282-02 A.1.D.1 X

FSV-92282-03 A.1.D.1 X

FSV-92282-04 A.1.D.1 X

FSV-92282-05 A.1.D.1 X

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FSV-92282-19 A.1.D.1 X

FSV-92282-20 A.1.D.1 X

CRUDE OIL FLOWLINE PSHL-98211 A.1.A.1/B.1 X X X X X

PIT-98211 X X X X

R 2987 PIG RECEIVER PSHL-98202 A.4.A.1/B.1 X

ZSO-98202 X X

ZSC-98202 X X

LP J2908 LOCAL PANEL HS-98203 X X X X X X X X X X X X

HS-98204 X X X X X X X


CL

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-29

38

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ALTERNATE DEVICE


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DEVICE ID

- 70 -

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- 1

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V-9

83

02

- 2

LV

-98

31

5-1

PV

-98

30

4-1

SERVICE SAC REF

200-A082-282-2 SK 2912J MANIFOLD FSV-91050-1 A.1.D.1 X

FSV-91050-2 A.1.D.1 X

FSV-91050-3 A.1.D.1 X

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FSV-91050-13 A.1.D.1 X

200-082-283-1 V 2901H TEST SEPARATOR PSV-98301-1A A.4.C.1 X

PSV-98301-1B A.4.C.1 X

PSH-98301-1A A.4.A.1 X

PSH-98301-1B A.4.A.1 X

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LSHH-98308-1 A.4.D.1/D.1 X X X X X X X

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FSV-92283-02 A.4.F.1 X

FSV-92283-03 A.4.F.1 X

PSHL-98318 A.4.A.1/B.1 X

ZSO-98318 X X

ZSC-98318 X X


DEVICE ID

SH

UT

DO

WN

OR

CO

NT

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VIC

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ALTERNATE DEVICE


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-29

38

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95

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V-9

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- 2

LV

-98

31

5-1

PV

-98

30

4-1

SERVICE SAC REF

V 2902H SLOP OIL VESSEL HS-98324 X

FSV-92283-01 A.4.F.1 X

FSV-92283-04 A.4.F.1 X

PSV-98336 A.4.C.1 X

PSV-98337 A.4.C.1 X

LT-98324-1 X X

LSHH-98329 A.4.D.1/D.1 X X X

LSH-98324-1 A.4.D.1 X X

LSL-98324-1 A.4.E.1 X X X

LSHH-98324-1 A.4.D.1/D.1 X X X

L 2190 PIG LAUNCHER PSV-92190 A.9.C.1 X

200-082-284-1 WATER INJECTION WELL A3 FSV-92284-1 X

200-082-285-1 Q 2911H AIR COMPRESSOR PACKAGE FSV-92285-01 A.8.G.1 X

PSLL-98504-1 A.8.D.1/D.1 X X X X X X X X X X X X X X

PSH-98501 A.8.B.1 X

PSL-98502 A.8.D.1 X

PSLL-98503 A.8.D.1/D.1 X

PIT-98504-1 X X X X X X X X X X X X X X

V 2920H AIR RECEIVER PSV-98513 A.4.C.1 X

PSL-98511 A.4.B.1 X

FSV-92285-02 A.4.F.1 X

200-082-285-2 Q 2911J AIR COMPRESSOR PACKAGE FSV-92285-03 A.4.F.1 X

PSLL-98504-2 A.8.D.1/D.1 X X

PSH-98502 A.8.B.1 X

PSL-98503 A.8.D.1 X

PSLL-98504 A.8.D.1/D.1 X


ALTERNATE DEVICE

CLO

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V-9

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LV

-98

31

5-1

PV

-98

30

4-1

SERVICE SAC REF

200-082-286-1 P 2938H SKIMMED OIL PUMP HS-98602 X

FSV-92286-01 A.7.G.1 X

Q 2933H SKIM COMPRESSOR FSV-92286-02 A.4.F.1 X

200-082-287-1 P 2079K WATER REINJECTION PUMP PIT-2079K-1 X X X X X

PIT-2079K-2 X X X X X

VSHH-2079K X X X X X

US-2079K X X X

PDSH-2079K

FSV-92287-01 A.7.G.1 X


PID REF.I.D.

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- 73 -

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P-1

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P-1

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4A

P-1

07

4B

SERVICE P&ID PLC SAC REF

SUMMARY ESD

FIRE ZONE 1 XS-J1103 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

FIRE ZONE 2 XS-J1102 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

FIRE ZONE 3 XS-J1202 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

FIRE ZONE 4 XS-J1112 X X

FIRE ZONE 5 XS-J1119 X X

FIRE ZONE 6 XS-JB1405A X X

INSTRUMENT AIR PSLL-4011 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

FLARE AND KNOCKOUT DRUM LSHH-3412 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

HAND SWITCH's ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

100-082-100-1 R 1183 SHUSHUFINDI DIESEL ZSC-2-6 X

PIPELINE PIG RECEIVER PSHL-2-6 A.9.A.1 / B.1 X

R 1187 CAPIRÓN CRUDE OIL ZSC-2-2 X


R 1189 TIVACUNO CRUDE OIL ZSC-2-3 X


R 1181 SPF CRUDE OIL ZSC-2-4 X


ZSC-2-5 X

PSH-2-5 A.9.A.1 X

SK 1190 PSV-7-1A A.9.C.1 X

PSV-7-1B A.9..C.1 X

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PLATFORM IDENTIFICATION: NPF

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ALTERNATE PROTECTIONPID REF.

I.D.

PROCESS COMPONENT

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E

ID

THIS SAFE CHART IS BASED ON API RP-14C RECOMENDED PRACTICE FOR ANALYSIS, DESIGN, INSTALLATION AND TESTING OF BASIC SURFACE SAFETY

SYSTEMS FOR OFFSHORE PRODUCTION PLATFORMS



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IND

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SD

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SD

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V-2

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P-1

07

3A

P-1

07

3B

P-1

07

4A

P-1

07

4B


100-082-101-1 V 1101A FREE WATER KNOCKOUT ZSC-102-A X

TRAIN 1 ZSC-116-A X

ZSC-112-A X

FSV-1101-01A A.4.F.1 X

FSV-1101-02A A.4.F.1 X

FSV-1101-04A A.4.F.1 X

FSV-1101-05A A.4.F.1 X

PSV-104-AA A.4.C.1 X

PSV-104-AB A.4.C.1 X

PSH-104-AA X

PSH-104-AB X

PSHH-107-A A.4.A.1 X X X X X X X X

LSHH-111-A A.4.D.1 X X X X

LP J1302A LOCAL PANEL HS-117-A (PSD) X X X X X X X X X X

HS-118-A (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

FIRE ZONE 2 XA-J1102 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

100-082-101-2 V 1101B FREE WATER KNOCKOUT ZSC-102-B X

TRAIN 2 ZSC-116-B X

ZSO-112-B X

FSV-1101-01B A.4.F.1 X

FSV-1101-02B A.4.F.1 X

FSV-1101-04B A.4.F.1 X

FSV-1101-05B A.4.F.1 X

FSV-1101-06B A.4.F.1 X

FSV-1101-07B A.4.F.1 X

PSV-104-BA A.4.C.1 X

PSV-104-BB A.4.C.1 X

PSH-104-BA X

PSH-104-BB X

PSHH-107-B A.4.A.1 X X X X X X X X

LSHH-111-B A.4.D.1 X X X X

LP J1302B LOCAL PANEL HS-117-B (PSD) X X X X X X X X X X

HS-118-B (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X


ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

PID REF.I.D.

PROCESS COMPONENT

ALTERNATE DEVICE

ALTERNATE PROTECTIONDEVICE ID

SH

UT

DO

WN

OR

CO

NT

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VIC

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V-1

20

5


(SAFE)





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100-082-102-1 E 1104 CRUDE OIL HEATER ZSC-223-1A X

TRAIN 1 FSV-1102-01 A.1.D.1 X

FSV-1102-07 A.1.D.1 X

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PSV-201-1AB A.10.C.1 X

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PSH-201-1AB A.10.A.1 X

FSL-224-1 X X

TAHH-220-1 X X X X

100-082-102-2 E 1204 CRUDE OIL HEATER ZSC-223-2A X

TRAIN 2 FSV-1102-03 A.1.D.1 X

FSV-1102-05 A.1.D.1 X

PSV-201-2AA A.10.C.1 X

PSV-201-2AB A.10.C.1 X

PSH-201-2AA A.10.A.1 X

PSH-201-2AB A.10.A.1 X

FSL-224-2 X

TAHH-220-2 X X X

ZSC-223-1A & ZSC-223-2A X O X X

100-082-102-11 V 1105 PRODUCTION SEPARATOR ZSC-218-1 X

TRAIN 1 ZSC-217-1 X

FSV-1102-01A A.4.F.1 X

FSV-1102-02A A.4.F.1 X

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PSV-205-1A A.4.C.1 X

PSV-205-1B A.4.C.1 X

PSH-205-1A X

PSH-205-1B X

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PSHH-208-1 A.4.A.1 X X X X X X X X X X X

LSHH-215-1 A.4.D.1 X X X

LSLL-216-1 A.4.E.1 X X X X X X X X X X

LSLL-216-1 & LSLL-216 -2 X X X

LP JB1402A LOCAL PANEL HS-221-1 (PSD) X X X X X X X X X X X X X

HS-222-1 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

HS-221-1 & HS-221-2 X X X X X X



ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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(SAFE)

DEVICE ID

THIS SAFE CHART IS BASED ON API RP-14C RECOMENDED PRACTICE FOR ANALYSIS, DESIGN, INSTALLATION AND TESTING OF BASIC SURFACE SAFETY SYSTEMS

FOR OFFSHORE PRODUCTION PLATFORMS (API

RECOMMENDED PRACTICE 14C


PID REF.

- 76 -

SD

Y-2

-2

SD

Y-2

-3

SD

Y-2

-4

SD

Y-2

-5

SD

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LV

-10

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V-1

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SD

V-1

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V-1

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SD

V-3

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V-3

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SD

V-3

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P-1

07

4A

P-1

07

4B

V-1

10

6

V-1

20

6


100-082-102-21 V 1205 PRODUCTION SEPARATOR ZSC-217-2 X

TRAIN 2 ZSC-218-2 X

FSV-1102-01B A.4.F.1 X

FSV-1102-02B A.4.F.1 X

FSV-1102-04B A.4.F.1 X

FSV-1102-05B A.4.F.1 X

PSV-205-2A A.4.C.1 X

PSV-205-2B A.4.C.1 X

PSH-205-2A X

PSH-205-2B X

LSH-211-2 X

PSHH-208-2 A.4.A.1 X X X X X X X X X X X

LSHH-215-2 A.4.D.1 X X X

LSLL-216-2 A.4..E.1 X X X X X X X X X X

LSLL-216-1 & LSLL-216 -2 X X X

LP JB1402B LOCAL PANEL HS-221-2 (PSD) X X X X X X X X X X X X X

HS-222-2 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

HS-221-1 & HS-221-2 X X X X X X

100-082-103-1 V 1106 DEHYDRATOR ZSC-308-1 X

TRAIN 1 FSV-1103-01A A.4.F.1 X

FSV-1103-02A A.4.F.1 X

FSV-1103-05A A.4.F.1 X

FSV-1103-10A A.4.F.1 X

PSV-302-1A A.4.C.1 X

PSV-302-1B A.4.C.1 X

PSH-302-1A A.4.A.1 X

PSH-302-1B A.4.A.1 X

100-082-103-2 V 1206 DEHYDRATOR ZSC-308-2 X

TRAIN 2 FSV-1103-01B A.4.F.1 X

FSV-1103-02B A.4.F.1 X

FSV-1103-05B A.4.F.1 X

FSV-1103-10B A.4.F.1 X

PSV-302-2A A.4.C.1 X

PSV-302-2B A.4.C.1 X

PSH-302-2A A.4.A.1 X

PSH-302-2B A.4.A.1 X



ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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- 77 -

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P-1

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4B


100-082-103-3 P 1073A DEHYDRATOR PUMPS FSV-1103-06A A.7.G.1 X

P 1073B TRAIN 1 FSV-1103-07A A.7.G.1 X

P 1074A DEHYDRATOR PUMPS FSV-1103-06B A.7.G.1 X

P 1074B TRAIN 2 FSV-1103-07B A.7.G.1 X

DISCHARGE P-1073A/B FSV-1103-04AA A.1.D.1 X

TRAIN 1 FSV-1103-05AA A.1.D.1 X

PAHL-312-1 X

AAHL-313-1 X

DISCHARGE P-1074A/B FSV-1103-04BB A.1.D.1 X

TRAIN 2 FSV-1103-05BB A.1.D.1 X

PAHL-312-2 X

AAHL-313-2 X

100-082-103-4 P 1077A SEAL FLUSH DIESEL PUMPS FSV-1103-40A A.7.G.1 X

P 1077B FSV-1103-40B A.7.G.1 X

PSL-322 A.7.D.1 X

P 1073A DEHYDRATOR PUMP FSV-1103-41A A.1.D.1 X

SEAL FLUSHING SYSTEM FSLL-317-1A X

P 1073B DEHYDRATOR PUMP FSV-1103-41B A.1.D.1 X

SEAL FLUSHING SYSTEM FSLL-317-1B X

P 1074A DEHYDRATOR PUMP FSV-1103-42A A.1.D.1 X

SEAL FLUSHING SYSTEM FSLL-317-2A X

P 1074B DEHYDRATOR PUMP FSV-1103-42B A.1.D.1 X

SEAL FLUSHING SYSTEM FSLL-317-2B X

100-082-104-1 V 1107A DEGASSING BOOT ZSC-403-A X

ZSC-413-A X

FSV-1104-03A A.4.F.1 X

FSV-1104-05A A.4.F.1 X

V 1107B DEGASSING BOOT ZSC-403-B X

ZSC-413-B X

FSV-1104-04A A.4.F.1 X

FSV-1104-06A A.4.F.1 X

ZSC-403-A & ZSC-403-B X X X

ESD X X X X X X X X X X X X X X X X

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- 78 -

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1

JY

S-1

51

2

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17

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P-1

01

9A

P-1

01

9B

M-1

12

2A

P-1

04

1A


100-082-105-1 T 1108A CRUDE OIL SURGE TANK THIEF HATCH A.5.A.1 X

PSV-501-A A.5.B.1 X

PSV-521-A A.5.B.1 X

FSV-1105-01A A.1.D.1 X

LSHH-503-A A.5.C.1 X X X X X X

LSLL-510-A A.5.D.1 X X X

TAHH-505-A A.5.E.1 X X

ZSO-511-AA X

ZSC-513-A X O

T 1108B CRUDE OIL SURGE TANK THIEF HATCH A.5.A.1 X

PSV-501-B A.5.B.1 X

PSV-521-B A.5.B.1 X

FSV-1105-02A A.1.D.1 X

FSV-1105-09B A.1.D.1 X

LSHH-503-B A.5.C.1 X X X X X X

LSLL-510-B A.5.D.1 X X X

TAHH-505-B A.5.E.1 X X

ZSO-511-BA X

ZSC-513-B X O

ZSC-511-AA & ZSC-511AB X X

LSLL-510-A & LSLL-510-B X X X X X

P 1109A CRUDE OIL BOOSTER FSV-1105-03A A.7.G.1 X

P 1109B PUMPS FSV-1105-04A A.7.G.1 X

P 1109C FSV-1105-05A A.7.G.1 X

CRUDE OIL ZSC-520 X X X X X X

TO TRANSFER PUMPS ZSC-538 X X

FSV-1105-06A A.1.D.1 X

FSV-1105-07A A.1.D.1 X

FSV-1105-08A A.1.D.1 X

AAHH-516 X

LP JB1405-A LOCAL PANEL HS-531 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

HS-532 (PSD) X X X X X X X X X X X X X X

FIRE ZONE 6 XA-JB1405A X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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PETROLEUM INDUSTRY

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(SAFE)

PID REF.I.D.

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MP

THIS SAFE CHART IS BASED ON API RP-14C RECOMENDED PRACTICE FOR ANALYSIS, DESIGN, INSTALLATION AND TESTING OF BASIC SURFACE SAFETY SYSTEMS

FOR OFFSHORE PRODUCTION PLATFORMS (API

RECOMMENDED PRACTICE 14C


DEVICE ID

SH

UT

DO

WN

OR

CO

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E

ID


ALTERNATE DEVICE


- 79 -

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9B

M-1

12

2A

P-1

04

1A


100-082-106-1 RECYCLE CRUDE TO FSV-1106-03 A.1.D.1 X

T-1108A/B FSV-1106-07 A.1.D.1 X

CRUDE TO L-1180 FSV-1106-02 A.1.D.1 X

CRUDE FROM REHEATER FSV-1106-04 A.1.D.1 X

E-1060A/B ZSC-617 X

L 1180 BOGI CRUDE OIL PIPELINE FSV-1106-05 A.9.D.1 X

PIG LAUNCHER FSV-1106-06 A.9.D.1 X

PSHL-608 A.9.A.1/B-1 X X X

100-082-106-1 P 1110A CRUDE OIL TRANSFER ZSC-614-AA X X X

100-082-107-3 PUMP ZSC-614AB X X X

FSV-1106-01A A.7.G.1 X

PSV-613-AA A.7.F.1 X

PSV-613-AB A.7.F.1 X

PSH-616-AA X

PSH-616-AB X

PSLL-613-AA A.7.C.1 X X X X

PSLL-613-AB A.7.C.1 X X X X

PSHH-613-A A.7.A.1 X X X X

TAHH-703-A X X X X

TAHH-705-A X X X X

TAHH-706-A X X X X

VSH-729-A X X X

PDSH-707-A X X

UUY-724-A (*) X X X

P 1110B CRUDE OIL TRANSFER ZSC-614-BA X X X

PUMP ZSC-614BB X X X

FSV-1106-01B A.7.G.1 X

PSLL-613-BA A.7.C.1 X X X X

PSLL-613-BB A.7.C.1 X X X X

PSHH-613-B A.7.A.1 X X X X

TAHH-703-B X X X X

TAHH-705-B X X X X

TAHH-706-B X X X X

VSH-729-B X X X

PDSH-707-B X X

UUY-724-B (*) X X X

STOP P-1110A/B/C X X X X

STOP P-1110A/B/C/D/E X X X X X

FIRE ZONE 6 XA-JB1405A X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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PETROLEUM INDUSTRY

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ALTERNATE DEVICE

- 80 -

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-50

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M-1

12

2A

P-1

04

1A


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FIRE ZONE 6 XA-JB1405A X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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PSH-701-A X X

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100-082-107-2 P 1110B CRUDE OIL TRANSFER PUMP FSV-1107-02B A.1.D.1 X

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LSL-730-B X X

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SEAL FLUSHING SYSTEM FSV-1107-02C A.1.D.1 X

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PSH-701-C X X

PSH-702-C X X

LSL-730-C X X

LSL-731-C X X

FSLL-708-C X X X X

P 1110D CRUDE OIL TRANSFER PUMP FSV-1107-01D A.1.D.1 X

SEAL FLUSHING SYSTEM FSV-1107-02D A.1.D.1 X

FSV-1107-03D A.1.D.1 X

PSH-701-D X X

PSH-702-D X X

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FSLL-708-D X X X X

P 1110E CRUDE OIL TRANSFER PUMP FSV-1107-01E A.1.D.1 X

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7C


100-082-111-1 V 1111 PRODUCED WATER ZSC-1113 X

SCRUBBER ZSO-1114 X X

ZSO-1102-A X

ZSC-1102-B X

ZSC-1117 X

FSV-1111-02 A.4.F.1 X

FSV-1111-03 A.4.F.1 X

FSV-1111-04 A.4.F.1 X

FSV-1111-05 A.4.F.1 X

FSV-1111-06 A.4.F.1 X

FSV-1111-07 A.4.F.1 X

FSV-1111-11 A.4.F.1 X

PSV-1101-A A.4.C.1 X

PSV-1101-B A.4.C.1 X

PSH-1112-A X

PSH-1112-B X

PSHH-1102 A.4.A.1 X X X X X

PSLL-1102 A.4.B.1 X X X X X

LSLL-1104 A.4.E.1 X X X X X

LSHH-1105 A.4.D.1 X X X

LP J1303 LOCAL PANEL HS-1115 (ESD) X X X X X X X X X X X X X

HS-1116 (PSD) X X X X X X X X X X

100-082-112-1 V 1112A PRODUCED WATER PSV-1208-A A.5.B.1 X

FLOTATION CELLS LSH-1210-A X O

LSLL-1211-A A.5.D.1 X X X

V 1112B PRODUCED WATER PSV-1208-B A.5.B.1 X

FLOTATION CELLS LSH-1210-B X O

LSLL-1211-B A.5.D.1 X X X

LSLL-1211A & LSLL-1211B X

P 1117A FLOTATION CELL WATER FSV-1112-01A A.7.G.1 X

P 1117B PUMPS FSV-1112-01B A.7.G.1 X

P 1117C FSV-1112-01C A.7.G.1 X

SK 1117 FLOTATION CELLS WATER FSV-1112-02 A.1.D.1 X

PUMPS FSV-1112-03 A.1.D.1 X

ESD X X X X X X X X X X X X X

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PROCESS COMPONENT

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3A


100-082-113-1 T 1118A PRODUCED WATER SKIM THIEF HATCH A.5.A.1 X

TANK PSV-1302-A A.5.A.1 X

PSV-1329-A A.5.A.1 X

FSV-1113-03A A.1.D.1 X

FSV-1113-06A A.1.D.1 X

LSLL-1307-A A.5.D.1 X X

T 1118B PRODUCED WATER SKIM THIEF HATCH A.5.A.1 X

TANK PSV-1302-B A.5.A.1 X

PSV-1329-B A.5.A.1 X

FSV-1113-03B A.1.D.1 X

FSV-1113-06B A.1.D.1 X

LSLL-1307-B A.5.D.1 X X

LSLL-1307A & LSLL-1307B X X X X X

FSV-1113-05 A.1.D.1 X

FSV-1113-07 A.1.D.1 X

P 1123A SAND JET WATER FSV-1113-01A A.7.G.1 X

PUMP PSHH-1312 A.7.A.1 X X X

PSLL-1311 A.7.C.1 X X X

P 1121A PRODUCED WATER FSV-1113-02A A.7.G.1 X

P 1121B BOOSTER PUMP FSV-1113-02B A.7.G.1 X

P 1121C FSV-1113-02C A.7.G.1 X

DISCHARGE P-1121A/B/C PSL-1314 A.7.D.1 X

TO WATER INJ. PUMPS PSH-1315 A.7.B.1 X

LP J1405B LOCAL PANEL HS-1322 (ESD) X X X X X X X X X X X

HS-1323 (PSD) X X X X X X X X X

ESD X X X X X X X X X X X

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100-082-114-1 P 1119A PRODUCED WATER ZSC-1411-A X X X

100-082-115-1 INJECTION PUMP ZSC-1408-A X X X

FSV-1114-041A A.7.G.1 X

PSV-1435-A A.7.F.1 X

PSLL-1413-A A.7.C.1 X X X X

PSLL-1410-A A.7.C.1 X X X X

PSHH-1409-A A.7.A.1 X X X X

VISH-1520-A X X X X

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XISH-1523-A X X X X

TAHH-1507-A X X X X

TAHH-1509-A X X X X

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PSDH-1522-A X X

UUY-1524-A (*) X X X

P 1119B PRODUCED WATER ZSC-1411-B X X X

INJECTION PUMP ZSC-1408-B X X X

FSV-1114-041B A.7.G.1 X

PSV-1435-B A.7.F.1 X

PSLL-1413-B A.7.C.1 X X X X

PSLL-1410-B A.7.C.1 X X X X

PSHH-1409-B A.7.A.1 X X X X

VISH-1520-B X X X X

VISH-1506-B X X X X

XISH-1523-B X X X X

TAHH-1507-B X X X X

TAHH-1509-B X X X X

TAHH-1521-B X X X X

PSDH-1522-B X X

UUY-1524-B (*) X X X

P 1119C PRODUCED WATER ZSC-1411-C X X X

INJECTION PUMP ZSC-1408-C X X X

FSV-1114-041C A.7.G.1 X

PSV-1435-C A.7.F.1 X

PSLL-1413-C A.7.C.1 X X X X

PSLL-1410-C A.7.C.1 X X X X

PSHH-1409-C A.7.A.1 X X X X

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TAHH-1507-C X X X X

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100-082-114-2 L 1186 PRODUCED WATER ZSC-1430 X

FLOWLINE PIG LAUNCHER ZSC-1431 X

PSHL-1416 A.9.A.1/B.1 X

L 1188 PRODUCED WATER ZSC-1433 X

FLOWLINE PIG LAUNCHER PSHL-1424 A.9.A.1/B.1 X

100-082-115-1 P 1019A SEAL FLUSH WATER FSV-1115-1A A.7.G.1 X

P 1019B PUMPS FSV-1115-1B A.7.G.1 X

PSL-1513 A.7.D.1 X

100-082-115-2 P 1119A WATER INJECTION PUMPS FSV-1115-2A A.1.D.1 X

SEAL FLUSHING SYSTEM FSV-1115-2AA A.1.D.1 X

FSLL-1508-A X X X

P 1119B WATER INJECTION PUMPS FSV-1115-2B A.1.D.1 X

SEAL FLUSHING SYSTEM FSLL-1508-B X X X

P 1119C WATER INJECTION PUMPS FSLL-1508-C X X

SEAL FLUSHING SYSTEM

100-082-116-1 P 1079A HIGH PRESSURE WATER ZSC-1604-A X X

100-082-117-1 INJECTION PUMP ZSC-1613-A X X

FSV-1116-01A A.7.G.1 X

PSV-1614-A A.7.F.1 X

PSV-1610-A A.7.F.1 X

PSLL-1605-A A.7.C.1 X X X

PSLL-1611-A A.7.C.1 X X X

PSHH-1612-A A.7.A.1 X X X

VISH-1720-A X X X

VISH-1706-A X X X

XISH-1723-A X X X

TAHH-1707-A X X X

TAHH-1709-A X X X

TAHH-1721-A X X X

UUY-1724-A (*) X X

P 1079A HIGH PRESSURE WATER ZSC-1604-B X X

INJECTION PUMP ZSC-1613-B X X

FSV-1116-01B A.7.G.1 X

PSV-1614-B A.7.F.1 X

PSV-1610-B A.7.F.1 X

PSLL-1605-B A.7.C.1 X X X

PSLL-1611-B A.7.C.1 X X X

PSHH-1612-B A.7.A.1 X X X

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TAHH-1707-B X X X

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WATER PAHH-1602-B X X X

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P

ALTERNATE DEVICE

DEVICE ID ALTERNATE PROTECTION


(SAFE)


PID REF.I.D.

PROCESS COMPONENT

- 86 -

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-26

12

-A

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-26

12

-B

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-6

SD

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70

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P-1

08

1A

P-1

08

1B

P-1

08

3A

P-1

08

3B


100-082-118-1 INJ WELL WIP 01 FSV-1118-01 A.1.D.1 X

INJ WELLWIP 02 FSV-1118-02 A.1.D.1 X

100-082-126-1 T 1080A DIESEL STORAGE THIEF HATCH A.5.A.1 X

TANK FSV-1126-AA A.1.D.1 X

FSV-1126-01A A.1.D.1

PSV-2603-A A.5.B.1 X

LSLL-2608-A A.5.D.1 X X

LSHH-2606-A A..5.C.1 X X X

T 1080B DIESEL STORAGE THIEF HATCH A.5.A.1 X

TANK FSV-1126-AB A.1.D.1 X

FSV-1126-01B A.1.D.1 X

PSV-2603-B A.5.B.1 X

LSLL-2608-B A.5.D.1 X X

LSHH-2606-B A..5.C.1 X X

LSLL-2608-A&LSLL-2608-B X X X

LSHH-2606-A&LSHH-2606-B X X X X

P 1081A DIESEL FEED PUMPS FSV-1126-02A A.7.G.1 X

P 1081B FSV-1126-02B A.7.G.1 X

PSL-2622 A.7..D.1 X

PDISH-2614 X

F 1082A DIESEL FILTERS PSV-2615-A A.1.C.1 X

F 1082B PSV-2615-B A.1.C.1 X

FROM P-1083A/B PSV-2624 A.1.C.1 X

LP J1305 LOCAL PANEL HS-2627 (ESD) X X X X X X X X X X X

HS-2628 (PSD) X X X X X X X X X X

100-082-127-1 P 1083A DIESEL TRANSFER PUMP FSV-1127-01A A.7.G.1 X

PSV-2721-A A.7.F.1 X

P 1083B DIESEL TRANSFER PUMP FSV-1127-02A A.7.G.1 X

PSV-2721-B A.7.F.1 X

SK 1083 DIESEL FROM P-1083A/B FSV-1127-03 A.1.D.1 X

L 1182 DIESEL PIPELINE PIG ZSC-2709 X X X

LAUNCHER PSHL-2709 A.9.A.1/B.1 X X X X

FSV-1127-04 A.9.D.1 X

FSV-1127-05 A.9.D.1 X

FSV-1127-06 X

ESD X X X X X X X X X X X

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- 87 -

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P-1

07

1A

P-1

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1B

P-1

07

1C


100-082-131-1 T 1075 HEATING OIL STORAGE THIEF HATCH A.5.A.1 X

TANK PSV-3126 A.5.A.1 X

FSV-1131-5 A.1.D.1 X

V 1070 HEATING OIL EXPANSION PSV-3101 A.4.C.1 X

VESSEL FSV-1131-04 A.1.D.1 X

LAHH-3128 X

P 1071A HEATING OIL CIRCULATION FSV-131-01 A.7.G.1 X

P 1071B PUMPS FSV-131-02 A.7.G.1 X

P 1071C FSV-131-03 A.7.G.1 X

DISCHARGE P-1071A/B/C PSLL-3110 A.7.D.1 X X X X X X X X X X X X X

P 1076 HEATING OIL TRANSFER PUMP FSV-1131-6 A.7.G.1 X

LP J1306 LOCAL PANEL HS-3123 (PSD) X X X X X X X X X X X X X

HS-3124 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X

100-082-132-1 H 1072A HEAT RECOVERY ZSC-3216-A X

EXCHANGER ZSC-3217-A X

FSV-1132-01A A.6.M.1 X

FSV-1132-02A A.6.M.1 X

PSV-3204-AA A.6.L.1 X

PSV-3204-AB A.6.L.1 X

FSLL-3218-A X X X X X X

TALL-3219-A A.6.A.1 X X X X

TAHH-3210-A A.6.A.1 X X X X X X

TAHH-3213-A A.6.B.1 X X X X X X

PS-3216-A & PS-3216-B X X X X X X X X X X X X


FSLL-3218-A & FSLL-3218-B X X X X X X X X X X X X

LP JB1406A LOCAL PANEL HS-3222-A (ON/OFF) X X X X

HS-3224-A (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X

HS-3225-A (PSD) X X X X X X X X X

ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X

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-41

11

PV

-41

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100-082-132-1 H 1072B HEAT RECOVERY ZSC-3216-B X

EXCHANGER ZSC-3217-B X

FSV-1132-01B A.6.M.1 X

FSV-1132-02B A.6.M.1 X

PSV-3204-BA A.6.L.1 X

PSV-3204-BB A.6.L.1 X

FSLL-3218-B X X X X X X

TALL-3219-B A.6.A.1 X X X X

TAHH-3210-B A.6.A.1 X X X X X X

TAHH-3213-B A.6.B.1 X X X X X X



FSLL-3218-A & FSLL-3218-B X X X X X X X X X X X X

LP JB1406B LOCAL PANEL HS-3222-B (ON/OFF) X X X X

HS-3224-B (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

HS-3225-B (PSD) X X X X X X X X X

100-082-133-1 T 1115 SLOP OIL RERUN TANK THIEF HATCH A.5.A.1 X

FSV-1133-02 A.1.D.1 X

FSV-1133-05A A.1.D.1 X

FSV-1133-05B A.1.D.1 X

FSV-1133-06 A.1.D.1 X

FSV-1133-07 A.1.D.1 X

FSV-1133-09A A.1.D.1 X

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FSV-1133-10 A.1.D.1 X

PSV-3303 A.5.B.1 X

LSLL-3309 A.5.D.1 X X X X X X X

P 1116A SLOP OIL RERUN PUMPS FSV-1133-01A A.7.G.1 X

P 1116B FSV-1133-01B A.7.G.1 X

FSV-1133-03 A.1.D.1 X

FSV-1133-04 A.1.D.1 X

LP JB1403 LOCAL PANEL HS-3317 (PSD) X X X X X X X X X

HS-3318 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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1


100-082-134-1 V 1125 FLARE K.O. DRUM LSLL-3410 A.4.E.1 X X X X X X

LSHH-3412 (ESD) A.4.D.1 X X X O O O O X X X X X O O

LAH-3414 X O O

LAL-3414 X X X X X

P 1129A FLARE RETURN PUMPS FSV-1134-01 A.7.G.1 X

P 1129B FSV-1134-02 A.7.G.1 X

K 1126 AIR BLOWER MAIN FLARE FSH-3420 X O X

C 1124 STACK HS-3408-A (STOP) X

K 1130 AIR BLOWER TANK VENT FSH-3419 X O

C 1131 FLARE STACK

LP J1304 LOCAL PANEL HS-3420 (ESD) X X X X X X X X X X X X X O O

HS-3421 (PSD) X X X X X X X X X

100-082-135-1 V 1114 CLOSED DRAIN VESSEL FSV-1135-02 A.1.D.1 X

FSV-1135-03 A.1.D.1 X

FSV-1135-04 A.1.D.1 X

FSV-1135-05 A.1.D.1 X

FSV-1135-10 A.1.D.1 X

LSHH-3512 A.4.D.1 X X

LSLL-3502 A.4.E.1 X X X X X X

LAHH-3503 X O O

LAL-3503 X X X X X

P 1127 CLOSE DRAIN VAULT PUMP FSV-1135-11 A.7.G.1 X

P 1128A CLOSE DRAIN VESSEL FSV-1135-01A A.7.G.1 X

P 1128B PUMPS FSV-1135-01B A.7.G.1 X

FIRE ZONE 5 XA-J1119 X X X X X X

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PETROLEUM INDUSTRY



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100-082-136-1 V 1086 TANK DRAIN VESSEL FSV-1136-02 A.4.C.1 X

FSV-1136-03 A.1.D.1 X

LAH-3604 X O O O O

LAL-3604 X X X X X

P 1128A CLOSE DRAIN VESSEL PUMP FSV-1136-04 A.7.G.1 X

P 1085A TANK DRAIN PUMP FSV-1136-01A A.7.G.1 X

100-082-137-1 P 1138A/B API SLOP OIL PUMPS FSV-1137-02 A.7.G.1 X

100-082-140-1 C 1050A AIR COMPRESSORS FSV-1140-01 A.8.G.1 X

C 1050B FSV-1140-02 A.8.G.1 X

V 1052 AIR RECEIVER PSV-4002 A.4.C.1 X

100-082-140-3 INSTRUMENT AIR FSV-1140-01 X

DISTRIBUTION PSL-4010 X

PSLL-4011 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

100-082-141-1 E 1063 RECOVERY GAS COOLER ZSC-4103 X

ZSO-4102 X

FSV-1141-01A A.1.D.1 X

FSV-1141-01B A.1.D.1 X

FSV-1141-01C A.1.D.1 X

FSV-1141-03A A.1.D.1 X

FSV-1141-03B A.1.D.1 X

FSV-1141-03C A.1.D.1 X

TSH-4141 X

VSHH-4105-A X X X

VSHH-4105-B X X X

VSHH-4105-C X X X

VSHH-4105-D X X X

V 1061 RECOVERY GAS PSV-4109-A A.4.C.1 X

SEPARATOR PSV-4109-B A.4.C.1 X

FSV-1141-02 A.1.D.1 X

FSV-1141-04 A.4.C.1 X

FSV-1141-05 A.4.C.1 X

FSV-1141-06 A.5.C.1 X

FSV-1141-07 A.4.C.1 X

PSHH-4110 A.4.A.1 X X X X

PSLL-4110 A.4.B.1 X X X X

LSLL-4115 A.4.E.1 X X X X


LSHH-4107 A.4.D.1 X X X X

LP J1403 LOCAL PANEL HS-4132 (PSD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

HS-3317 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

FIRE ZONE 4 XA-J1112 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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100-082-141-2 C 1067A RECOVERY GAS PSV-4159A A.8.E.1 X

COMPRESOR FSV-1141-12 A.8.G.1 X

C 1067B RECOVERY GAS PSV-4159-B A.8.E.1 X

COMPRESOR FSV-1141-10 A.8.G.1 X

ZSC-4152 X X

E 1068B GAS COOLER PSV-4158 X

VSHH-4144 X X X

V 1062 VACUUM PUMP WATER PSV-4147 A.4.C.1 X

SEPARATOR LSL-4126 X

LSHH-4146 A.4.D.1 X X X X X X


PSHH-4146 A.4.A.1 X

PSLL-4146 A.4.B.1 X

ASHH-4128 X X X X X X

FSV-1141-11 A.1.D.1 X

FSV-1141-13 A.1.D.1 X

FSV-1141-14 A.1.D.1 X

FSV-1141-15 A.1.D.1 X

FSV-1141-16 A.1.D.1 X

FSV-1141-17 A.1.D.1 X

FSV-1141-18 A.1.D.1 X

FSV-1141-19 A.1.D.1 X

100-082-141-3 P 1065A RECOVERY SEPARATOR FSV-1141-08A A.7.G.1 X

P 1065B WATER PUMPS FSV-1141-08B A.7.G.1 X

P 1064A RECOVERY CONDENSATE FSV-1141-09A A.7.G.1 X

P 1064B BOSTER PUMPS FSV-1141-09B A.7.G.1 X

PSLL-4136 A.7.D.1 X X X X

FIRE ZONE 4 XA-J1112 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

100-082-142-0 P 1092A WATER SOURCE PUMP FSV-1142-08 A.7.G.1 X

P 1090A WATER SOURCE PUMPS FSV-1142-06 A.1.D.1 X

P 1090B FSV-1142-07 A.1.D.1 X

PLANTA CAPTACIÓN LSH-1092-A X X

DE AGUA LSL-1090 O O

ESD X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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100-082-142-1 T 1090 UTILITY WATER TANK THIEF HATCH A.5.A.1 X

LSH-4203 A.5.C.1 X

LSLL-4205 A.5.D.1 X X X X

P 1093A UTILITY WATER PUMPS FSV-1142-01A A.7.G.1 X

P 1093B FSV-1142-01B A.7.G.1 X

LP JB1405C LOCAL PANEL HS-4230 (ESD) X X X X X X X X X

100-082-142-2 T 1097 POTABLE WATER THIEF HATCH A.5.A.1 X

STORAGE TANK FSV-1142-04 A.1.D.1 X

LSH-4225 A.5.C.1 X

LSLL-4212 A.5.D.1 X X X X

P 1041A POTABLE WATER PUMPS FSV-1142-03 A.7.G.1 X

P 1041B FSV-1142-02 A.7.G.1 X

F 1044A CARBON FILTERS PSV-4228-A X

F 1044B PSV-4228-B X

F 1042A POTABLE WATER FILTERS PSV-4222-A X

F 1042B PSV-4222-B X

100-082-143-1 T 1094 FIREWATER TANK THIEF HATCH A.5.A.1 X

P 1092 JOCKEY PUMP FSV-1143-02 A.7.G.1 X

PSV-4331 A.7.F.1 X

PSH-4307 A.7.A.1 X

PSL-4307 A.7.C.1 O

P 1091A DIESEL FIREWATER PUMP PSV-4306 A.7.F.1 X

FSV-1143-03A A.7.G.1 X

LP JF1091A DIESEL ENGINE FSV-1143-06 A.1.D.1 X

CONTROL PANEL FSV-1143-07 A.1.D.1 X

PSL-4321 O

P 1091B ELECTRICAL FIREWATER PUMP FSV-1143-03B A.7.G.1 X

FSV-1143-10 A.1.D.1 X

LP JF1091B ELECTRICAL PUMP CONTROL FSV-1143-04 A.1.D.1 X

PANEL FSV-1143-05 A.1.D.1 X

PSL-4332 O

JOCKEY PUMP CONTROL PSH-4334 X

PANEL PSL-4335 O

T 1095 DIESEL DAY TANK THIEF HATCH A.5.A.1 X

LSH-4329 A.5.C.1 X

LSL-4332 A.5.D.1 X

100-082-143-3 V 1096 AFF CHEMICAL BLADER TANK FSV-1143-08 A.4.F.1 X

PSV-4330 A.4.C.1 X

100-082-147-1 T 1066 DIESEL DAY TANK THIEF HATCH A.5.C.1 X

LSH-4709 A.5.C.1 X

LSLL-4703 A.5.D.1 X

ESD X X X X X X X X X


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100-082-148-1 V 1069 BLANKET GAS FSV-1140-01 X

SCRUBBER FSV-1148-02 X

FSV-1148-11 X

PSV-4801 X

FISL-4811 X

LSHH-4815 X X X X

BLANKET GAS RETURN ZSO-4802 X X X X

HEADER FSV-1148-04 X

100-082-148-2 C 3010A GAS COMPRESSOR ZSC-4803 X

PACKAGE FSV-3010-A X

PSV-3010-A X

PSV-3011-A X

FSV-3010-B X

PSV-3010-B X

FSV-3010-C1 X

FSV-3010-C2 X

FSV-1148-05 X

FSV-1148-06 X

FIRE ZONE 10 PS-1115 X X X X

100-082-148-4 V 3011A GAS STORAGE TANKS ZSC-4845 X

V 3011B PSV-4841 X

V 3011C FSV-1148-07 X

V 3011D FSV-1148-08 X

V 3014 GENERATOR GAS ZSC-4851 X

SCRUBBER FSV-1148-09 X

LSH-4855 X

PSL-4860-1 X

LSHH-4857 X

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- 94 -

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100-082-152-1 E 1060A PIPELINE CRUDE OIL ZSC-5201 X

E 1060B REHEATERS PSH-5201 A.10.A.1 X

FSV-1152-02 A.1.D.1 X

PSV-5202-A A.10.C.1 X

PSV-5202-B A.10.C.1 X

PSH-5202-A X

PSH-5202-B X

FSL-5216 X X

TAHH-5215 X X X

TAHL-5204 X

SK 1191 PSV-5220-A A.1.C.1 X

PSV-5220-B A.1.C.1 X

PAHL-5221 X

TAHL-5222 X

LP JB11301 LOCAL PANEL HS-5218 (PSD) X X X X X X X

HS-5217 (ESD) X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

FIRE ZONE 1 XA-J1103 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

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PID REF.I.D.

PROCESS COMPONENT ALTERNATE PROTECTION

PETROLEUM INDUSTRY

- 95 -

CAPITULO III

PRUEBAS EXPERIMENTALES Y ANÁLISIS DE

RESULTADOS

3.1.- PRUEBAS DE LAS CARTAS DE SEGURIDAD (CAUSA –EFECTO)

3.3.1.- CORRESPONDENCIA CON LOS DIAGRAMAS DE PROCESOS E

INSTRUMENTACIÓN P&ID’s

Para comprobar la correspondencia de la información contenida en las Cartas de

Seguridad (Causa – Efecto) con los Diagramas de Procesos e Instrumentación se

recomienda adoptar los siguientes procedimientos:

a. Verificar la actualización de la información contenida en los P&ID’s de la planta.

b. Realizar la identificación de los equipos con sus respectivos dispositivos de

seguridad en los P&ID’s.

c. Comprobar en la columna denominada (DEVICE ID) de la Carta de Seguridad

contenga todos los dispositivos de seguridad considerados como las causas que

provocan los efectos.

d. Comprobar además en la columna denominada (SHUTDOWN OR CONTROL

DEVICE ID) de las Cartas de Seguridad que contenga todos los dispositivos de

seguridad considerados como los efectos que desarrollan una función específica.

- 96 -

e. Verificar las descripciones de las funciones a desarrollarse en caso de condiciones

anormales de operación, en la columna denominada (FUNCTION

PERFORMED) este de acuerdo a lo que indican los P&ID’s.

3.3.2.- VERIFICACIÓN EN EL PROGRAMA DEL SISTEMA DE SEGURIDAD

BASADO EN EL PLC 5 DE ALLEN BRADLEY

Considerando que el fin de las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto) es proporcionar

una documentación fidedigna, es así que, para la verificación en el programa del

sistema de seguridad basado en el PLC5 de Allen Bradley se recomienda adoptar los

siguientes procedimientos:

a. Verificar la actualización de la programación del sistema de seguridad de la

planta basado en el PLC.

b. Realizar la identificación de las señales de entrada y salida de los dispositivos de

seguridad según los P&ID’s.

c. Comprobar en la base de datos del PLC las señales de entrada y salida de los

dispositivos de seguridad correspondan con los representados en los P&ID’s.

d. Asegurarse de que las señales de entrada y salida de la base de datos del PLC

consten en las columnas (DEVICE ID) y (SHUTDOWN OR CONTROL

DEVICE ID) respectivamente de las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto).

e. Con las direcciones asignadas de entrada se determinan las funciones a

desarrollarse cuando se presente condiciones anormales de operación, dichas

funciones serán mostradas en la columna (FUNCTION PERFORMED) de las

Cartas de Seguridad (Causa - Efecto).

f. Evitar realizar estas pruebas con la programación del PLC en línea puesto que

podría ocurrir cualquier error provocando un apagado total de la planta de

producción de gas y crudo.

- 97 -

3.2.- ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PLANTAS DE

PROCESOS

La actualización de los P&ID`s es importante tanto para identificar nuevos

equipos, instrumentos e inclusive posibles eventos indeseables que podrían

resultar una amenaza para la planta.

Al presentarse una condición anormal de operación y ocurre el cierre/apertura de

válvulas, apagado de bombas/compresores, y otros efectos; el personal puede

determinar y registrar de manera apropiada la o las causas que provocaron dichos

efectos para realizar los análisis respectivos.

En la base de datos del PLC se consolidó todas las señales de entrada y salida de

los P&ID’s, además se reconfiguró las direcciones, símbolos y descripciones que

presentaban inconsistencias con el campo.

Los P&ID’s, el sistema de seguridad basado en el PLC y las Cartas de Seguridad

están íntimamente relacionados por lo que se cumple en forma satisfactoria la

elaboración de la documentación de la seguridad de la planta.

Al tener un representante de la planta de producción de gas y crudo las Cartas de

Seguridad fueron certificadas y puestas a servicio de todo el personal,

demostrándose su importancia para las diferentes actividades diarias.

En la utilización de las Cartas de Seguridad se puede fácilmente entender la

relación causa – efecto mantenida entre los dispositivos de seguridad de los

equipos, logrando además que el operador usuario pueda familiarizarse con la

terminología empleada.

Con la actualización del sistema de seguridad y los P&ID’s para la obtención de

información permitió la elaboración de las Cartas de Seguridad de la planta, de

manera sencilla, rápida y eficiente.

- 98 -

La utilización de las Cartas de Seguridad pueden reducir tiempo fuera de servicio

significativamente debido al prevenir el efecto en los sistemas al producirse una

condición anormal. Las Cartas de Seguridad reducen la necesidad de fijar tiempo

fuera de servicio aumentando la continuidad operativa de la producción.

El diseño y aplicación de los sistemas de monitoreo, control y seguridad permiten

el constante análisis de cualquier proceso industrial y en este caso

específicamente la producción petrolífera que se realiza en la región Amazónica

del Ecuador.

El DCS (Sistema de Control Distribuido) al estar relacionado con el PLC

(Controlador Lógico Programable.) forman una herramienta muy importante en

la seguridad del proceso, permitiendo una confiabilidad de operación sin riesgo

tanto a los equipos del proceso como también al personal que está operando.

- 99 -

CAPITULO IV

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1.- CONCLUSIONES

La investigación y el análisis de todos los procesos del tratamiento de crudo, desde la

extracción hasta su envío, ha permitido al finalizar el presente proyecto de grado

establecer las siguientes conclusiones:

El trabajo realizado en el campo petrolero permitió familiarizarse con los

diferentes procesos existentes en una planta de producción de gas y crudo.

En la industria petrolera se puede distinguir una amplia clase de instrumentos

utilizados en los equipos de los procesos de producción.

El análisis de seguridad de los diferentes equipos para los sistemas existentes

dentro de la planta de producción de gas y crudo, proporcionan una base para la

aplicación en otras áreas de la industria.

Se ha comprobado físicamente y con la ayuda del personal de planta que todos

los dispositivos de seguridad estén correctamente identificados en el campo y

correspondan a los indicados en los P&ID’s con la finalidad de su actualización.

Al eliminarse los errores, discrepancias presentados en cada uno de los P&ID’s y

PLC Program se realizó las Cartas de Seguridad de la planta de producción de gas

y crudo.

- 100 -

Dado los fines didácticos con que fue realizado las Cartas de Seguridad (Causa –

Efecto) se cumple con la elaboración de la documentación fidedigna de los

sistemas de seguridad, ya que en la práctica los potenciales usuarios de las Cartas

de Seguridad utilizarán la información contenida en éstas para la operación

segura, para los programas de mantenimiento de la planta e inclusive para las

respectivas actualizaciones de equipos.

Para el análisis de seguridad de los equipos normalmente usados en el proceso de

producción de gas y crudo se realizó de acuerdo a la “Práctica Recomendada”

14C de API para determinar los eventos indeseables que podrían afectar a los

equipos.

Mediante el estudio de la “Práctica Recomendada” 14C de API se puede diseñar e

implementar sistemas de seguridad junto con el mejor juicio y experiencia en esta

especialidad indispensable para el sector industrial.

La experiencia del personal de planta ha demostrado que es posible obtener

mayor seguridad en las actividades de operación y mantenimiento mediante el

uso eficiente de las Cartas de Seguridad.

Los diagramas causa-efecto también conocidos como cartas causa-efecto se han

convertido en una herramienta muy familiar para documentar los dispositivos de

seguridad de una plataforma de producción, es una manera muy intuitiva de

representar la lógica de funcionamiento de los sistemas.

- 101 -

4.2.- RECOMENDACIONES

La elaboración de las Cartas de Seguridad (Causa – Efecto) demanda que a futuro

sea más factible la actualización cuando se instalen nuevos dispositivos de

seguridad. Esto permitirá ampliar el conocimiento en los sistemas de seguridad de

los procesos industriales, para el personal en su etapa de entrenamiento.

Es recomendable aprovechar el material bibliográfico sobre la industria petrolera,

ya que este medio complementado con la ayuda técnica del personal capacitado

permite una fácil comprensión de los equipos y sistemas.

Es conveniente considerar que para la operación segura de la planta se deben

incluir programas de capacitación para garantizar la correcta utilización de las

Cartas de Seguridad (Causa – Efecto), así el personal pueda actuar a tiempo

cuando se presente alguna condición anormal de operación.

Para la elaboración de las Cartas de Seguridad, se debe tener un previo

conocimiento de los temas relacionados tales como: los sistemas de producción

de gas y crudo, control de procesos e instrumentación.

La industria petrolera es un campo que maneja equipos e instrumentos cuya

operación puede causar fallas, involucrando grandes riesgos, por lo que se

recomienda mantener especial cuidado en la manipulación, así como también

emprender programas de mantenimiento.

Al momento de realizar pruebas con la programación del PLC verificar que no

este en línea para evitar cualquier error el cual podría causar un apagado total de

la planta de producción de gas y crudo.

Se recomienda a la ESPE – L realizar visitas técnicas a las diferentes compañías

petroleras existentes en el Oriente ya que estas trabajan con tecnologías que para

muchos son desconocidas.

- 102 -

Hoy en día el idioma inglés es uno de los más importantes, es por esto que se

recomienda a los estudiantes estar en un aprendizaje continuo, porque todas las

empresas tienen la documentación en inglés.

Es necesario e indispensable incluir disciplinas actuales que permitan su

aplicación tanto a las actividades básicas del Ingeniero Electrónico como a la

seguridad de los procesos, debido a la necesidad del sector industrial.

Es importante desarrollar programas de mantenimiento y estrategias para

descubrir fallos tempranos en el equipo prioritarios, e identificar problemas antes

de que ellos puedan afectar la producción. El mantenimiento aumenta la calidad

del servicio, reduce los costes de mantenimiento, porque cuando un equipo

particular necesita reparaciones previene fallos catastróficos potenciales.

BIBLIOGRAFIA Y ENLACES:

American Petroleum Institute, “API Recommended Practice 14C”,

7ma Edición, Washington, 2001

STEWART Maurice & ARNOLD Ken, “Surface Production Operations”,

Butterworth Heinemann, 2da Edición, USA, 1999

CURTIS Johnson, "Process Control Instrumentation Technology "

Prentice Hall, 6ta Edición, 2000

CREUS Solé Antonio, “Instrumentación Industrial”

Alfaomega, 6ta Edición, España, 1998

BOYES Walt, “Instrumentation Referent Book”

Butterworth Heinemann, 3ra Edición, USA, 2003

http://es.wikipedia.org/wiki/Planta_de_proceso

http://www.monografias.com/trabajos5/petroleo/petroleo.shtml

http://enes.explicatus.org/wiki/Industrial_process

ESPECIFICACIÓN GENERAL TÉCNICA (PI-SUP-52REV1-SISTEMAS DE

EMERGENCIA)


.http://www.uhu.es/diego.lopez/ICI/tema1.pdf


http://www.mtas.es/insh/ntp/ntp_238.htm


http://www.uhu.es/diego.lopez/ICI/tema1.pdf


- A1 -

ANEXOS

A) GLOSARIO DE TÉRMINOS

- A -

AEROENFRIADOR.- Es un equipo que permite la transferencia de calor del agua

que lo recorre al medio ambiente.

ALARMA.- Es un dispositivo o función que detecta la presencia de una condición

anormal por medio de una señal audible o un cambio visible discreto.

AMINA.- Compuesto químico orgánico considerado como derivado del amoniaco y

resulta de la sustitución de los hidrógenos de la molécula por los radicales alquilo.

ANTIESPUMANTE.- Se utiliza para combatir la espuma en procesos industriales.

ARSENISCA.- Roca de origen sedimentario, constituida por arenas de cuarzo cuyos

granos están unidos por materiales aglomerantes diversos como sílice, carbonato de

calcio solo o unido al de magnesio, óxido de hierro, arcilla.

- B -

BATCH.- Se refiere a estrategias que requieren control intermitente o secuencial.

BLEVE (Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion).- Es la explosión por

líquido en ebullición dentro de un recinto cerrado (cisterna, tanque, etc. ) que pasa

por las fases de sobrecalentamiento del líquido, despresurización súbita.

BSW: Porcentaje de sedimento básico y agua no libres contenidos en los

Hidrocarburos Líquidos.

http://es.wikipedia.org/wiki/Amoniaco

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidrógeno

- A2 -

- C -

CARTA CAUSA – EFECTO.- Un método de documentar los requisitos de lógica

de control basado en una causa y relación de efecto entre los instrumentos.

CO2.- Dióxido de Carbono.

COALESCENCIA.- Es la aglomeración de las gotas de agua que están dispersas en

el crudo.

CONTROL DISTRIBUIDO.- Sistema jerarquizado con la fiabilidad distribuida en

varios niveles. En este tipo de control uno o varios microprocesadores controlan las

variables que están repartidas por la planta, conectados por un lado a las señales de

los trasmisores de las variables y por el otro a las válvulas de control.

CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE.- Un controlador, usualmente con

entradas y salidas múltiples que contiene un programa alterable, es llamado de esta

manera o comúnmente conocido como PLC.

CORROSIÓN.- Es la destrucción del metal por acción química directa o

electroquímica. La presencia de agua produce un fenómeno electroquímico.

- D -

DESALACIÓN.- Es el proceso de remover las sales existentes en el crudo hasta

valores de especificación.

DEMULSIFICACIÓN.- Consiste en remover el agua coproducida emulsionada (el

agua libre se separa al ingreso de la planta de tratamiento de crudo para evitar el

manejo de grandes volúmenes de agua, mediante un F.W.K.O. o separador trifásico).

DILATACIÓN.- Se denomina dilatación al cambio de volumen que sufre un cuerpo

debido al cambio de temperatura que se provoca en ella por cualquier medio.

DIMERIZACIÓN.- Reacción química, unión de dos moléculas.

http://es.wikipedia.org/wiki/Volumen_(física)

http://es.wikipedia.org/wiki/Temperatura

- A3 -

- E -

EMULSIÓN.- Es un sistema heterogéneo (una fase, dos componentes) consistente

por lo menos en un liquido inmiscible (agua) disperso íntimamente en otro (petróleo)

bajo la forma de gotas.

ESPACIO CONFINADO.- Se define como un área que no está designada para que

el hombre la ocupe en forma continua.

ESD (Emergency Shutdown).- Sistema de estaciones manuales que, cuando se

activa, comenzará el cierre de la plataforma.

ESTRATO.- Capa simple de Roca sedimentaria.

EVENTO INDESEABLE.- Una ocurrencia adversa o situación en un componente

del proceso o estación del proceso que proponen una amenaza a la seguridad, como

sobrepresión, sobreflujo, etc.

- F -

FUSTE.- Parte principal de una columna.

- G -

GAS NATURAL.- Es la porción del petróleo que existe en forma gaseosa o se

encuentra como solución en el petróleo crudo en los yacimientos naturales bajo tierra.

GLICOL.- Es una sustancia ligeramente viscosa, incolora e inodora con un elevado

punto de ebullición y un punto de fusión de aproximadamente -12 °C. Se utiliza

como aditivo en los radiadores de motores de combustión interna, ya que funciona

como anticongelante y refrigerante.

- H -

HAZOP.- (Hazard & Operability - Análisis de Riesgo y Operabilidad)

http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Color

http://es.wikipedia.org/wiki/Olfato

http://es.wikipedia.org/wiki/Punto_de_ebullición

http://es.wikipedia.org/wiki/Punto_de_fusión

http://es.wikipedia.org/wiki/Grado_Celsius

- A4 -

- I -

IGNICIÓN.- Proceso de encendido de una sustancia combustible.

INHIBIDORES DE CORROSIÓN.- Son productos que actúan ya sea formando

films sobre la superficie metálica, tales como los molibdatos o fosfatos o bien

entregando sus electrones al medio.

INSTRUMENTACIÓN.- Colección de instrumentos o sus aplicaciones con el fin de

observar mediciones, control, o cualquier combinación de estos.

- L -

LPG (Liquefied Petroleum Gas).- Es la mezcla de gases condensables presentes en

el gas natural o disueltos en el petróleo. En la práctica, se puede decir que los GLP

son una mezcla de propano (60%) y butano (40%).

- M -

MANTENIMIENTO PREVENTIVO.- Conjunto de inspecciones periódicas de un

aparato o dispositivo con el fin de repararlo o sustituirlo (si es necesario), incluso

aunque no muestre signos de mal funcionamiento.

- O -

OLEFINA.- Es un compuesto que presenta al menos un doble enlace C - C.

- P -

PELIGRO.- Una o más condiciones físicas o químicas, con posibilidad de causar

daños a las personas, a la propiedad, al ambiente o una combinación de todos.

PETRÓLEO CRUDO.- Es la porción del petróleo que existe en la fase líquida en

yacimientos naturales bajo tierra y la que permanece líquida bajo ciertas condiciones

atmosféricas de presión y temperatura.

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Condensación

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural

http://es.wikipedia.org/wiki/Disolución

http://es.wikipedia.org/wiki/Petróleo

http://es.wikipedia.org/wiki/Propano

http://es.wikipedia.org/wiki/Butano

http://es.wikipedia.org/wiki/Carbono

http://www.monografias.com/trabajos16/romano-limitaciones/romano-limitaciones.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/medio-ambiente-venezuela/medio-ambiente-venezuela.shtml

- A5 -

POZO DE INYECCIÓN DE AGUA.- Bombea agua a los yacimientos de los

campos de producción, ya sea para mantener la presión o para desplazar el petróleo

hacia pozos e producción mediante fuerza hidráulica o un aumento de la presión.

POZO SUMIDERO.- Por donde ingresan las aguas debajo de la tierra.

- R -

REACCIÓN EXOTÉRMICA.- Es cualquier reacción química que desprende calor.

Se da principalmente en las reacciones de oxidación. Cuando esta es intensa puede

dar lugar al fuego.

REFINACIÓN.- Es el proceso de purificación de una sustancia química obtenida

muchas veces a partir de un recurso natural.

RIESGO.- Riesgo es el daño potencial que puede surgir por un proceso presente o

evento futuro.

- S -

SAND JET.- Chorro de arena.

SECUESTRANTE DE OXIGENO.- Su principal aplicación en la industria es

controlar la corrosión eliminando el oxígeno disuelto presente en los sistemas y

líneas de agua, tales como la recuperación secundaria del petróleo.

SEPARADOR API.- Es el dispositivo más común para la separación por gravedad.

Consiste de un estanque diseñado para maximizar la sedimentación de sólidos y la

flotación de petróleo.

SEPARADOR CICLÓNICO.- Equipo empleado para la separación de partículas

sólidas de una corriente gaseosa o líquida.

SH2.- Ácido sulfhídrico, gas tóxico.

http://es.wikipedia.org/wiki/Reacción_química

http://es.wikipedia.org/wiki/Reacción_de_oxidación

http://es.wikipedia.org/wiki/Fuego

http://es.wikipedia.org/wiki/Sustancia

http://es.wikipedia.org/wiki/Recurso_natural

- A6 -

SIDERURGIA.- Se denomina siderurgia a la técnica del tratamiento del mineral de

hierro para obtener diferentes tipos de este o de sus aleaciones.

- T -

TANQUE CORTADOR.- Es un tanque tratador con flujo descendente central

vertical que opera a presión atmosférica.

TRAZAS MÉTALICAS.- En los crudos de petróleo se encuentran con frecuencia

cantidades muy pequeñas de metales como cobre, níquel, hierro, arsénico y vanadio.

TURBOEXPANSIÓN.- Clave de un proceso en que las extremas temperaturas

sirven para destilar los componentes más ricos del gas.

- U -

UNIDAD DE AMINAS.- Es un proceso de absorción con aminas por el que se

elimina el SH2 (sulfhídrico) que acompaña a los gases. Estos gases exentos de azufre,

se envían al sistema de fuel gas, como combustible.

UVCE (Unconfined Vapor Cloud Explosion).- Es la explosión de una nube de gas

o de vapor liberada a la atmósfera.

- V -

VISCOSIDAD.- Es una magnitud física que mide la resistencia interna al flujo de un

fluido, resistencia producto del frotamiento de las moléculas que se deslizan unas

contra otras. La inversa de la viscosidad es la fluidez.

- Y -

YACIMIENTO.- Una acumulación significativa de materiales geológicos,

(minerales, gases, petróleo, etc.), que pueden ser objeto de explotación humana.

http://es.wikipedia.org/wiki/Mineral

http://es.wikipedia.org/wiki/Hierro

http://es.wikipedia.org/wiki/Aleación

http://es.wikipedia.org/wiki/Mineral

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Petróleo

- B1 -

B) SÍMBOLOS Y NOMENCLATURA PARA INSTRUMENTOS

RESUMEN NORMAS ISA S5.1 - S5.3

Líneas de instrumentación (se dibujan más finas que las de proceso)

Conexión a proceso, o enlace mecánico.

Señal neumática

Señal eléctrica

Señal eléctrica (alternativo)

Tubo capilar

Señal sonora o electromagnética guiada

Señal sonora o electromagnética no guiada

Conexión de software o datos

Conexión mecánica

Señal hidráulica

Designación de instrumentos por círculos:

Montado localmente

Detrás de la consola (no accesible)

En tablero

En tablero auxiliar

Instrumentos para dos variables medidas o instrumentos de una

variable con más de una función.

Fuentes de alimentación

AS: Air Supply. Ejemplo: SA-100: Aire a 100 PSI

- B2 -

ES: Electric Supply. Ejemplo: ES-24CC: Alimentación de 24V de CC.

GS: Gas Supply

HS: Hydraulic Supply

NS: Nitrogen Supply

SS: Steam Supply

WS: Water Supply

Identificación de instrumentos: (Ver tabla B.1)

1ª letra: Variable medida o modificante

2ª y 3ª letras: Función de salida, de presentación de datos o modificante.

Adicionales: Identificación de lazo de control (Asociado a área o equipo)

Ejemplo:

Designa a un Controlador de Temperatura con capacidad de

Indicación asociado al lazo de control Nº 60.

Ejemplos varios:

- B3 -

Tabla B.1 Tabla de letras de instrumentos y funciones

- B4 -

Ejemplo de representación de un lazo de control: Lazo de control de presión

Ejercicios de lectura de los P&ID

1.

2.

- B5 -

3.

Notas: Bloque matemático )( TeTCFeFv

Fv: Flujo de vapor deseado

Fe: Flujo de líquido de entrada

: Calor sacado del vapor condensado

C: Capacidad calorífica del líquido

Alarmas

LAH Alarma de nivel alto

LSL Alarma de nivel bajo

LAHH Alarma de nivel alto alto

LSLL Alarma de nivel bajo bajo

LSH Interruptor (switch) por nivel alto

LDA Desviación de set point

Simbología usada en el control digital y distribuido

1. Accesible al operador

Visualización compartida

Visualización y control compartidos

Acceso a la red de comunicaciones

Interfase del operador en la red de comunicaciones

- B6 -

2. Interfase auxiliar

Montado en panel

Estación manual

3. No accesible normalmente al operador

Controlador

Visualización compartida instalada en campo

Cálculo, acondicionamiento de señal.

Símbolos para control lógico y secuencial

Para elementos no definidos interconectando control lógico o secuencial.

Control distribuido interconectando controladores lógicos con funciones

lógicas binarias o secuenciales. No accesible al operador

Idem al anterior accesible al operador

Cálculo o acondicionamiento de señal.

Simbología para ordenadores (computadores) cuando son elementos aislados, no

parte de un sistema de control distribuido general.

Normalmente accesible. Usado habitualmente para designar la pantalla

de video.

Normalmente no accesible. Interfase entrada/salida; Cálculo y

acondicionamiento de señal; puede ser un controlador digital o un módulo de

cálculo de software.

- C1 -

C) EJEMPLOS DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO PARA PROCESOS

INDUSTRIALES

Tabla C.1 Programa de mantenimiento mecánico típico

Servicio Puesta en

marcha

Mensual Cada 6

meses

Parada Anual

Inspeccionar el estado general

de la instalación

X X X

Comprobar la limpieza de las

secciones de transmisión de

calor

X X

Comprobar la limpieza de los

separadores de gotas y su

adecuada instalación

X X

Inspeccionar la bandeja de

recogida de agua

X X

Verificar y ajustar el nivel del

agua en la bandeja y acometida

X X

Comprobar el equipo de

alimentación y dosificación de

productos químicos

X X

Verificar el funcionamiento

correcto de la purga

X X

Comprobar el funcionamiento

de las resistencias de la bandeja

X X

Limpiar el filtro de agua de la

bandeja.

X X

Vaciar la bandeja y las tuberías X

MANTENIMIENTO DE COMPRESORES.

Las actividades en el mantenimiento son las siguientes:

- Mantenimiento y calibracion de Switch’s.

- Cambio de Pre y Post-Filtros.

- Limpieza de Trampas de Líquido.

- Inspección de contactos y cajas eléctricas.

- Ajuste de terminales.

- Cambio de Alúmina Activada.

- Pruebas de funcionamiento del compresor.

- C2 -

INSPECCIÓN DE EQUIPOS

Todo el equipo de tubería debe ser inspeccionado regularmente. De esta manera, problemas

menores pueden ser detectados y corregidos a tiempo para que problemas potencialmente

mayores puedan ser evitados. Un equipo que no esté funcionando correctamente usualmente

puede ser reparado o reemplazado a mínimo costo si es detectado a tiempo.

La falta de inspección constante de equipos puede conducir a:

deformación innecesaria de la unidad o sobrecarga

ondas momentáneas o subida y bajada de presión en la línea, ocasionando posibles

sobrecargas en otras estaciones

pérdida de cuota

llamadas a media noche

ajustes innecesarios de interruptores en otras estaciones a lo largo de la línea para

compensar por los cambios de cuota

válvulas deslizándose que se cierran cuando deberían abrirse, y

falla de válvula.

AJUSTES Y CALIBRACIÓN

Los motores deben ser inspeccionados y ajustados regularmente. Esto asegura que su

operación sea más eficiente y de mayor vida útil. Adicionalmente, válvulas, dispositivos de

seguridad y medidores necesitan ser calibrados regularmente, debido a que una calibración

incorrecta puede conducir a:

lecturas incorrectas, ocasionando paradas potenciales o sobrecargas

válvulas PCV controlando incorrectamente

tiempo de parada y arranque de una unidad incorrecto, causando eventualmente falla de

arranque, y

falsas alarmas, conduciendo a parada de línea.

Todos estos problemas son costosos, en pérdidas de producto y en dólares gastados para

reparar y reemplazar equipos.

Latacunga, Abril del 2007

_______________________

Mary Sandoval Moreno

C.C. 050238893-7

_________________________

Ing. Armando Alvárez S.

DIRECTOR DE CARRERA DE ELECTÓNICA

______________________

Ab. Eduardo Vásquez Alcázar

SECRETARIO ACADÉMICO

T-ESPEL-0162

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