Análisis de Riesgos y Plan de Contingencia. JGP 5C.pdf

Docente:
PROGRAMA DE CAPACITACIÓN SOBRE INSTALACIONES DE GAS NATURAL
PARA RESIDENCIAS, EDIFICIOS Y COMERCIOS PARA ACCEDER A LA CERTIFICACIÓN IG-3
Curso:
Ing. Jessica Gómez Pocomucha
ANÁLISIS DE RIESGOS Y PLAN DE
CONTINGENCIA

CONTENIDO DEL CURSO
UNIDAD DE CAPACITACIÓN - IPEGA
CLASE 1
1. Características de la industria de hidrocarburos
2. Naturaleza de los hidrocarburos
3. Propiedades de los hidrocarburos
4. Riesgos involucrados en las actividades de
Hidrocarburos

CONTENIDO DEL CURSO
CLASE 2
1. Estudio de Riesgo
2. Plan de Contingencia o PRE
3. Análisis de casos prácticos
4. Normatividad aplicable

OBJETIVOS
• Identificar los tipos de Instrumentos de Gestión de
Seguridad para las actividades de hidrocarburos de
las etapas de diseño, construcción, operación y
mantenimiento.
• Identificar y controlar los riesgos, prevenir
situaciones de emergencia, proteger las
instalaciones, equipos y otros bienes, y la seguridad
de las personas que intervienen, así como de las
poblaciones aledañas y el ambiente

Instrumento de Gestión de
Seguridad que busca asegurar que
el diseño, la construcción, la
operación y el mantenimiento de
las Unidades y equipos se realicen
sin originar riesgos a las personas,
instalaciones y medio ambiente.
¿Qué es el
Estudio de
Riesgo?

Instrumento de Gestión de
Seguridad que busca asegurar que,
en caso de presentarse emergencias
que afecten a las personas,
instalaciones y medio ambiente, se
adopten medidas para minimizar la
severidad del evento.
¿Qué es el
Plan de
Contingen
cia o PRE?

• Industrias de Petróleo y de Gas Natural.
• Actividades: exploración, perforación, producción,
procesamiento, almacenaje, transporte, comercialización.
• Riesgos de seguridad y medio ambiente relacionadas
con la industria
• Niveles de riesgo en función de las materias primas y los
productos.
• Uso de productos como combustibles, solventes,
fertilizantes, petroquímica, etc.
CARACTERÍSTICA DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS

ACTIVIDADES DEL SECTOR
EXPLORACION EXPLOTACIÓN
REFINACION Y/O
PROCESAMIENTO
COMERCIALIZACION
ALMACENAMIENTO TRANSPORTE O DISTRIBUCION

Derrame
Incendio
Probable
consecuencia de la
ocurrencia de un
evento no deseado ofalla
Explosión

RIESGOS AMBIENTALES
Contaminación de aire por emisiones de gases
Contaminación de cuerpo receptor
por disposición de efluentes

CASOS DE RIESGOS AMBIENTALES
1948, nube contaminante en Donora,
Pensylvania, persistió por 5 días, mató 20
personas y causó enfermedad de 6,000 de los
14,000 pobladores.
1952, Londres, más de 3000
personas murieron por “la nube
asesina”

• Ley de Control de Contaminación del Aire de 1955
• Ley del Aire Limpio -USA, 1970
• Enmienda de Ley del Aire Limpio, 1990
• 1990s, inicio del desarrollo de la industria del GN y declinación
en la producción petrolera en el mundo

Naturaleza de Hidrocarburos

• Compuestos que contienen elementos de carbono (C) e
hidrógeno (H) y constituyen el grupo mas grande de los
compuestos orgánicos.
• Pueden sumar varios miles de diferentes compuestos de
hidrocarburos en los fluidos de los reservorios de petróleo.
• Los hidrocarburos están divididos en 4 grupos Parafínicos,
Olefínicos, Nafténicos y Aromáticos
HIDROCARBUROS

1. Unión de carbonos en cadena abierta
2. Átomos de carbono conectados por enlace simple.
3. Más grandes serie de hidrocarburos.
4. A 20ºC y 1 atm:
• C1, C2, C3, C4: gases
• C5 hasta C16: Líquidos
• >C17: Sólidos
1ER GRUPO PARAFINICOS

Fórmula general CnH2n+2

PROPIEDADES FÍSICAS

OTROS GRUPOS
2do. Grupo: Naftenos
• (Unión de carbonos en cadena
cerrada o cíclica)
• Enlaces saturados con hidrógeno
3er Grupo: Aromáticos
• (Cíclicos no saturados)
• Anillos de 6 carbonos(enlaces
múltiples)
• Enlaces no saturados
• Alto octanaje
Deshidrogenación de naftenos

4to. Grupo: Olefinas
• Hidrocarburos no cíclicos con enlaces
no saturados.
• Generalmente no están en los
reservorios
• Formados durante los procesos de
conversión
• Por lo menos dos átomos de carbonos
están conectados con enlaces dobles
• Valiosos para petroquímica:
polietileno
Fórmula general: CnH2n

ISÓMEROS
• Moléculas que tienen la
misma formula molecular
pero diferentes estructuras.
• Los isómeros tienen
diferentes propiedades
físicas.
• Isómeros parafínicos
– C4:2
– C5: 3
– C6 :5
– C7: 9
– C8: 18
– C9: 35
– C12: 355
– C18: 60523
– C40:62x1012

El petróleo crudo es una mezcla de hidrocarburos, con una determinada
cantidad de compuestos contaminantes: azufre, oxígeno, nitrógeno y trazas
de compuestos órgano metálicos.
 Carbono (C), 83-87%
 Hidrógeno (H2), 10-14%
 Nitrógeno (N2), 0.1-2% (Destruye la acidez de los catalizadores)
 Oxígeno (O2), 0.05-1.5%
 Azufre (S), 0.05-6% (Corrosión de equipos, contaminación ambiental)
 Metales (Níquel, Vanadio y Cobre)<1000 ppm (0.1%) (Afecta
severamente las actividades de catalizadores y resulta en menores
productos)
COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO CRUDO

PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
Combustibles
• GLP
• Gasolinas
• Turbo
• Kerosene
• Diesel
• Residuales
No combustibles
• Solventes
• Naftas para petroquímica
• Lubricantes
• Ceras
• Asfaltos

PROCESO DEL PETRÓLEO
Tratamiento azufre
• Hidrotratamiento
• Merox
• Girbotol
Separación
• Destilación Primaria
• Destilación al Vacío
Conversión
• Cracking
• Reformación
• Hidrocracking
• Alkylacion
• Isomerización

REFINERÍA TALARA
Nafta Liviana / Solvente 1
U D P
Unidad
Destilación
Primaria
Planta
Tratamiento
Cáustico
UDV I
Unidad
Destilación
Vacío
UDV II
FCC
Unidad
Craqueo
Catalítico
Fondos
A.CICLICO L.
A.CICLICO P.
AC.CLARIFICADO
Nafta Pesada/Solvente3
Kerosene/Turbo A-1
Diesel
Crudos
Crudo
Reducido
Nafta
GOL
GOP
Slop
Wax
GLP
Petróleos
Industriales
Gasolina
Solvente 1/3
TurboA-1
Kerosene
Diesel 2
Asfaltos
Unidad
Merox
GOP
GOL
URG
Unidad
Recuperación
Gases

REFINERÍA LA PAMPILLA
Crudo
UDP
34
KBD
UDP II
KBD
UDV
24
KBD
Merox
Merox
KBD
Unif /
plat.
3.1 / 2.3
Merox
LPG
Gasolina
Turbo
Kerosene
Diesel
Fuel Oil
Gas Combustible
Crudo Reducido
Gasolina
Nafta
Kerosene
Diesel
Crudo Reducido
Nafta
Kerosene
Diesel
LCO
Cíclicos
Pesados
Turbo
Nafta
Ref.
LPG
Gas Combustible
Nafta
Gasolina
LVGO
HVGO
AGO
Crudo 73
Gas Combustible
Residual de Vacío
AGO
UFCC Craqueada
13.5
KBD
Asfaltos
Planta de
Asfaltos

• Mezcla de hidrocarburos, mayormente al estado gaseoso con parte de
hidrocarburos líquidos, que se encuentran en yacimientos subterráneos.
Generalmente está acompañado de contaminantes.
• Metano (más del 75%), etano, propano, butano, pentano, hexano, etc. hasta
hidrocarburos de temperatura de ebullición 675°F (fracción del Diesel).
• Contaminantes:
– Gases inertes (trazas): Nitrógeno, Helio, Argón.
– Gases corrosivos: Sulfuro de Hidrógeno, compuestos sulfurados orgánicos, dióxido de
carbono.
– Otros: agua, sólidos
COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL

I. Agua
• Contaminante más importante del Gas Natural.
• El agua puede ser arrastrado con el gas como vapor de agua o en
forma de gotas, sin embargo, a cada presión y temperatura dada
existe una máxima cantidad de vapor de agua que el gas es capaz de
contener. En este caso, se dice que el gas está saturado.
• Su eliminación o reducción es importante para:
– Evitar formación de hidratos que originan taponeo de tubos.
– Evitar acumulación de agua en tuberías porque reduce el diámetro
efectivo y la capacidad de flujo
– Evitar corrosión interna de tuberías, conexiones(codos, reducciones,
etc.) equipos, especialmente si el agua contiene CO2 ó H2S.
CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL

II. Inertes
Reducen la eficiencia de sistemas de transporte de gas y de las plantas de tratamiento
y fraccionamiento.(Ocupan volumen y consumen calor innecesariamente).No son
corrosivos
a)Nitrógeno
• Se encuentra en amplio rango, hasta 34%V. Probablemente su origen es atmosférico.
• Su separación de otros contaminantes es complicada porque no se ha encontrado un
solvente selectivo.
• Su eliminación incrementa la potencia calorífica del gas.
b)Helio
• Se encuentra en cantidades pequeñas, menores de 1%V.
• El helio es un producto de la desintegración radiactiva.
• Se extrae del gas por un sistema combinado de refrigeración y fraccionamiento. Su principal
uso es el llenado de dirigibles, como refrigerante industrial y en laboratorio para obtener
temperaturas muy bajas, en programas espaciales para someter a presión los tanques de
combustible.
• Es dos veces más pesado que el hidrógeno pero no es inflamable.
• Se forma como producto de la desintegración radiactiva de elementos pesados.

III. Constituyentes corrosivos
Se encuentran en el gas natural desde trazas hasta 10%V.
a) Sulfuro de Hidrógeno (H2S): Es muy corrosivo, olor desagradable característico.
Se separa del gas natural con aminas.
b) Dióxido de Carbono (CO2)
– Se encuentra desde trazas hasta 100% (pozos de CO2).
– Produce severa corrosión.
– Se separa con el H2S por absorción con aminas.
c) Sulfuro de Carbonilo (COS)
d) Mercaptanos (RSH)
e) Disulfuro de Carbono (CS2)
f) HCN
g) Mercurio

GAS ÁCIDO Y GAS DULCE
• El gas natural que contiene H2S es denominado "gas ácido", (>
6mg/m3) y aquel libre de H2S se le llama "gas dulce".
• El proceso para eliminar el H2S se conoce como
"endulzamiento".

•C6+
•C3/C4
•C3+
•C1/C2
•C5,C6
Detalle
Detalle
Detalle
Detalle – Estabilización de condensado
Detalle - Deshidratación
•C1 - C6
Detalle del ProcesoCriogénico
GSP-SCORE
Detalle del Sistema de
Compresión
Composición
líquidos del gas
natural
LGN
ComposiciónGas
Diagrama de flujo de la Planta de
Separación de GN-Malvinas
110 °F
1285 psig
•C1 - C6
•H2O
110 °F
1300 psig

GNL
•Propiedades de GNL
•Peligros del GNL
•Instalación de PERU LNG

PROPIEDADES DE HIDROCARBUROS

Cuadro
comparativo de
propiedades de
los
combustibles
líquidos 5-13.9

Propiedades de Hidrocarburos

1. Temperatura de inflamación
• Mínima temperatura a la cual un hidrocarburo
líquido con suficientes vapores puede
inflamarse en presencia de una fuente de
ignición.

Clasificación de líquidos
• La clasificación de líquidos está basada en el
punto de inflamación, que ha sido corregida al
nivel del mar. A mayores alturas, el punto de
inflamación será significativamente menor que
aquellos observados a nivel del mar.
• Líquidos Inflamables
• Líquidos Combustibles

Líquido inflamable
• Es cualquier líquido que tiene un punto de inflamación en copa cerrada
menor que 100°F (37.8°C)
• Los líquidos inflamables son clasificados como Clase I como sigue:
• Líquido Clase I.- Cualquier líquido que tiene un punto deinflamación
debajo de 100°F y una PVR que no exceda 40 psia a 100°F.
• Los líquidos de Clase I pueden clasificarse en :
– Clase IA, líquidos que tienen un punto flash menor de 73°F y un punto de
ebullición menor de 100°F.
– Clase IB.- Líquidos que tienen un punto de inflamación menor de 73°F y punto
de ebullición en o sobre 100°F.
– Clase IC.- Líquidos que tienen un punto flash en o mayores a 73°F pero
menores que 100°F.

Líquidos combustibles
• Es cualquier líquido que tiene un punto de inflamación en copa cerrada, en o
sobre 100°F.
• Los combustibles líquidos se clasifican en :
– Líquidos clase II.- Cualquier líquido que tiene un punto flash en o sobre 100°F y bajo
140°F
– Líquido Clase IIIA.- Cualquier líquido que tiene un punto flash en o sobre 140 °F pero
bajo 200°F.
– Líquido Clase IIIB.- Cualquier líquido que tiene un punto flash en o sobre 200°F.
• Punto de Inflamación típicos de productos
• Solventes pesados 30 °F
• Kerosene 110 °F
• Diésel 135 °F
• Gasóleos 250 °F
• Lubricantes 350 °F

La presión de vapor de un liquido es la
presión ejercida por el vapor cuando el
líquido y el vapor están en equilibrio
dinámico.
Algunas moléculas de líquido están
evaporándose y algunas moléculas de
vapor se están condensando.
2. Presión de vapor
Esta característica es muy significativa ya que de una manera
indirecta indica el contenido en productos livianos que
determinan la seguridad durante el transporte; las pérdidas en el
almacenamiento, en el transporte y la volatilidad de las naftas.

3. Temperatura de ebullición
• Es la temperatura a la cual un líquido ejerce una
presión de vapor de 1.033 Kg/cm2 (14.7 psia).
• Importancia en la industria de hidrocarburos
Las fracciones comerciales de hidrocarburos
líquidos se definen en función a sus
temperaturas de ebullición.

4. Límite de inflamabilidad
• Mínima y máxima concentración de material combustible, en una
mezcla con aire, para que ignite.

5.3%
13.9%

Riesgos involucrados en las
actividades de Hidrocarburos
• Accidentes
• A la salud: Toxicidad
• Incendio: Chorro de fuego (jet fire), fogonazo (flash fire),
área estanca (pool fire), bola de fuego (fireball)
• Explosión de nube de vapor
• Bleve (boiling liquid expanding vapour explosion)
• Radiación
• Ambiental
• Otros: Hidratos, Mercurio, Inundación, Sismos, etc.

Accidentes
• Actos inseguros
Riesgo originado por incumplimiento
normativo del personal. Ejemplo: no usar
casco
• Condiciones inseguras
Condiciones físicas riesgosas de equipos e
instalaciones. Ejemplo: buzón sin tapa

Ejemplos
Condiciones subestandar
Actos subestandar

Riesgos a la salud
• Sulfuro de hidrogeno - H2S
• Contaminante del petróleo y gas natural
• El gas natural contiene azufre y compuestos sulfurados que deben
ser eliminados por sus efectos a la salud (toxicidad), corrosivos, y
ambientales
• Gas inflamable, incoloro con un olor característico a huevos
podridos.
• El H2S y el CO2 generalmente siempre están presentes en el GN,
ambos son indeseables, causan corrosión y disminuyen el poder
calorífico del gas.

Toxicidad del H2S
• A 0.13 ppm por volumen, detectado por el olfato.
• A 4.6 ppm, el olor es bastante notable.
• Más de 200 ppm el sentido del olfato se fatiga y el gas no puede ser
detectado por el olor.
• A 500 ppm problemas de respiración y la muerte puede ser esperadaen
pocos minutos.
• De 700 a 1000 ppm la muerte ocurre inmediatamente y sinaviso.
• Generalmente a concentraciones de 100 ppm ó más en una corriente de
procesos es motivo de tomar las precauciones adecuadas para la
operación.

Incendio
Los accidentes por escape de líquidos y gases inflamables pueden dar lugar a la
formación de un charco ardiendo, una bola de fuego o un incendio tipo
llamarada, cuando el combustible entra en contacto con un foco de ignición. Se
pueden esquematizar de la siguiente forma:

Incendio
• Incendio en poza (Pool fire): Combustión continua de la
emanación de un gas inflamable de una piscina de liquido.
• Chorro de fuego (Jet fire): Descarga de liquido o gas. a través
de un orificio o fisura, formando un chorro de gas a presión
en combustión.
• Fogonazo (Flash fire): combustión de mezcla gas/aire donde
la flama genera una sobrepresión despreciable o no dañina.
• Bola de fuego (Fireball): Combustión de una nube
aire/combustible cuya energía es emitida principalmente en
forma de calor radiante. El centro de la nube es conformada
casi completamente de combustible mientras que las capa
externa, donde ocurre la ignición, consiste de una mezcla
inflamable aire/combustible. Conforme la fuerza de
ascensión de los gases calientes aumenta, las nubes
quemadas tienden a aumentar y asumir una forma esférica.

Fuentes de Ignición
1. Incendio o flamas
– Hornos o calderos
– Flares
– Soldadura
– Chispas de herramientas
– De áreas cercanas
– Fósforos y linternas
Control requerido
– Distancias y Layout
– Distancias y Layout
– Procedimiento de trabajo
– Procedimiento de trabajo
– Diseño
– Procedimientos

2. Superficie caliente
– Tuberías y equipos calientes (>600ªF)
– Equipo rotativo
Control requerido
– Espaciamiento
– Procedimiento

3. Eléctricas
– Chispas de motores y switches
– Corriente estática
– Rayos
– Equipo eléctrico manual
Control requerido
– Clasificación de áreas
– Líneas a tierra
– Pararrayos
– Procedimiento

Explosión de nube de vapor
• Es la explosión resultante de la
ignición de una nube de vapor
inflamable o gas en la cual la
velocidad de la flama acelera
hasta una velocidad
suficientemente elevada para
producir significante
sobrepresión.

Bleve (boiling liquid expanding vapour
explosion)
• Es una explosión resultante de la falla de un
recipiente conteniendo un líquido a una temperatura
significativamente sobre su punto de ebullición a
presión atmosférica normal. No se requiere que el
líquido sea inflamable para causar un Bleve. El
líquido no inflamable produce solo dos efectos: onda
de presión debido a la expansión de los vapores en el
container y el flasheo del líquido, y la fragmentación
del recipiente. El líquido inflamable además puede
producir la explosión de la nube de vapor.
• Las fallas del recipiente pueden ser por:
– Fuego externo
– Impacto mecánico,
– Corrosión
– Presión interna excesiva
– Falla metalúrgica

Radiación térmica
• La intensidad de la radiación térmica recibida por un
ser vivo u objeto situado en el campo de influencia de
un incendio depende:
– Condiciones atmosféricas (humedad ambiente)
– Geometría del incendio (diámetro de la base del
incendio, altura de las llamas y distancia al punto
irradiado)
– Características físico-químicas del producto en
combustión

Radiación térmica
• En general, cuando una nube de vapor ignita, esta se inicia solo
como un incendio. Dependiendo de las condiciones de la emisión
en el momento de la ignición, ocurrirá un incendio en poza (pool
fire), un fogonazo (flash fire), un chorro de fuego (jet fire), o una
bola de fuego (fireball). El calor liberado es transmitido a los
alrededores por convección y radiacióntérmica.
• Para grandes incendios, la radiación térmica es el principal riesgo;
puede causar severas quemaduras a las personas, y tambiéncausa
incendios secundarios.
• El mayor riesgo potencial de un pool fire es debido al incendio de
un tanque de almacenaje.

Tabla 6: Máxima radiación tolerable por
materiales y las personas
Fuente:
NTP 326: Radiación térmica en incendios de líquidos y gases

Máxima radiación por producto
La radiación generada a consecuencia de un incendio que involucre líquidos o
gases inflamables es muy elevada; a la vez, sus efectos pueden ser temibles debido
a que puede afectar a otras partes de la planta (si hablamos por ejemplo,
de una refinería de petróleo) y generar nuevos accidentes (explosiones o
escapes). Además el humo complica la actuación de los equipos de intervención y
Fuente:Leza, Escriña & Asociados S.A.
Consultores en Ingeniería de Riesgos y Valuaciones

Contaminación ambiental
• Lluvia acida
• Calentamiento global
• Smog

Otros
• Hidratos
• Mercurio
• Inundación
• Sismos
• Etc.

Gas Natural
Gas Natural
Licuado

GNL
•Propiedades de GNL
https://www.youtube.com/watch?v=vCMB7zYiIp4
https://www.youtube.com/watch?v=gvM5jrjshww
•Peligros del GNL
https://www.youtube.com/watch?v=6871x7i-qrM
•Instalación de PERU LNG
https://www.youtube.com/watch?v=1zQoG8NtE3w

Estudio de Riesgo
• Describir la metodología que se emplea para evaluar las
posibles debilidades en el diseño y operación que
podrían producir riesgos, tales como: fugas, derrames,
incendios o explosiones entre otros.
• Involucra una estimación del riesgo y su impacto.
• Permite diseñar estrategias para reducir o mitigar
los riesgos.

Reglamento de seguridad para las actividades
de Hidrocarburos –D.S. 043-2007 EM
Objetivo
• Preservar la integridad y la salud del personal, proteger a terceras
personas de eventuales riesgos, mantener instalaciones y equipos
garantizando la normalidad de las operaciones.
Contenido
• 12 Títulos, 232 artículos, 5 Disposiciones complementarias,6
Disposiciones transitorias, 4 Anexos.
• Art. 19: Preparación y Contenido del Plan deContingencia
• Art. 20 Preparación y Contenido de los Estudios de Riesgos

(…)
Artículo 4.- Aplicación
4.1 El presente Reglamento se aplica a las Operaciones e Instalaciones de
Hidrocarburos, de las Empresas Autorizadas para las actividades de exploración,
explotación, procesamiento, refinación, transporte por ductos, distribución por
ductos, así como para las Plantas de Abastecimiento, Plantas de Abastecimiento
en Aeropuertos, Terminales y Transporte Acuático.
4.2 Las instalaciones y actividades no contempladas en el numeral 4.1 del
presente artículo se regirán por su norma de seguridad especial
(…)
Reglamento de seguridad para las actividades
de Hidrocarburos –D.S. 043-2007 EM

Modifica disposiciones de seguridad relacionadas al estudio de
riesgos y planes de contingencia y establecen medidas
complementarias, D.S 036-2020 EM.
Aprueban los “Lineamientos y disposiciones técnicas necesarias
para la elaboración de los Estudios de Riesgos de Seguridad y Planes
de Respuestas de Emergencia”, RESOLUCIÓN DIRECTORAL N° 129-
2021-MINEM/DGH

1. Resumen Ejecutivo
2. Introducción
2.1 Definiciones y abreviaturas utilizadas.
2.2 Marco legal aplicable al ERS.
2.3 Política de Gestión del Estudio del ERS.
2.4 Nomas y Guías de referencia para la elaboración del ERS.
2.5 Compromiso de veracidad de la información.
Contenido del Estudio de Riesgos
Art. 20.1 D.S.043-2007-EM

3. Objetivo y alcance del Estudio de Riesgo de
Seguridad
3.1 Objetivo de la Actividad de Hidrocarburos.
3.2 Objetivo del ERS.
3.3 Alcance del ERS, indicando a qué Actividad de
Hidrocarburos y etapa o fase se refiere.
4. Integrantes del Equipo que elabora el Estudio de
Riesgos de Seguridad
Contenido del Estudio de Riesgos Art.
20.1 D.S.043-2007-EM

5. Descripción de la metodología o técnica utilizada
5.1 Selección de la metodología o técnica utilizada
5.2 Descripción y justificación de la metodología o técnica utilizada para la
identificación de peligros, análisis y evaluación de los riesgos, de acuerdo a la
etapa o fase de la actividad.
• Hazard and Operability (HAZOP)
• Hazard Identification (HAZID)
• Análisis de Riesgo What if
• Análisis de Riesgo Checklist
• Estudio Asignación de SIL - Risk Graph
• Estudio Asignación de SIL – LOPA
• Análisis de Árbol de Falla (FTA)
• Análisis de Árbol de Eventos (ETA)
• Estudio de Alcance de Consecuencias (EAC) - Análisis Cuantitativo de
Riesgo (ACR)

6. Descripción del Proceso y/o instalaciones
6.1 Lista de documentos de la instalación
6.2 Información sobre el entorno
6.3 Actividades e instalaciones de hidrocarburos
• Descripción
• Cantidad de persona
• Sistema de comunicación
• Sistema CI y sus elementos de protección activos y
pasivos
• Distancia de seguridad
• Descripción de los sistemas de instrumentación y control

7. Análisis y Evaluación de riesgos
8. Identificación de eventos críticos
9. Conclusiones
10. Recomendaciones
11. Anexos

Estudio de Riesgos-Metodología -
Conocer los detalles del proyecto
• Información general del proyecto
• Características de la materia prima y productos
• Tipo del proceso
• Equipos utilizados
• Condiciones de operación
• Locación de la instalación
• Condiciones ambientales
• Otros

Escenarios de riesgos
Determinar los posibles escenarios de riesgos:
• Accidente
• Derrame
• Incendio
• Explosión
• Bleve
• Explosión de nube de vapor (UCVE)
• Fenómenos naturales: Inundación
• Actos delictivos

Fuente NFPA 59A

Evaluación de riesgos
• Uso de diferentes métodos y modelos analíticos y
numéricos que permitan determinar el alcance de las
zonas de riesgos.
• Dispersión de vapores
• Radiación térmica
• Onda de presión
• Etc.

Técnicas de Análisis de Riesgo
• Revisión de instalaciones (Check List)
• What If (Qué ocurre si…)
• Consecuencias de fugas, explosiones, etc.
• Análisis HAZOP (Riesgos y Operabilidad)
• Análisis cuantitativo de Riesgo (QRA)
• Análisis de riesgos de procesos (PHA)
• Análisis de Arboles de Fallos
• Análisis de Arboles de Efectos
• Análisis de Modos de Fallos y Efectos
• Cálculos cuantitativos de Riesgos
• Identificación de accidentes, incidentes y fallos
Nota: listado enunciativo y no taxativo

What If?
• Sistemas sencillos, lógicos y baratos.
• Recomendable para estudiar los riesgos por modificaciones
en instalaciones.
• Debe ser aplicada por personal experto en la instalación.
• Personal de seguridad y otros profesionales lo pueden
aplicar con asesoramiento de los responsables de la
instalación.
• Permite identificar la secuencia de sucesos.

Metodología What if..
1º - Se Identifican los Riesgos.
• Para ello se realizan una serie de preguntas a las cuales hay
que responder. Siguen este patrón:
• ¿Que ocurriría si.....la bomba se para?...el trabajador se
equivoca?...el sistema contra incendios no funciona?
2º - Evaluación y valoración.
• Tras hacerse las preguntas se analizan los errores.
3º - Control.
• Finalmente identificados los riesgos, evaluados y analizados, solo
nos queda tomar decisiones para un control o/y eliminación de los
riesgos.

HAZOP (Hazard and Operability)
Metodología diseñada para utilizarse en plantas de procesamiento para
identificar riesgos especialmente en etapas de diseño, que permitan
modificar oportunamente las condiciones de seguridad de la instalación.
Consecuencias del HAZOP:
Mejoras técnicas de:
• Disposición de equipos
• Sistemas de control
• Condiciones de diseño de tuberías y equipos
• Procedimientos escritos
• La preparación del HAZOP debe ser realizada por profesionales con
experiencia en Ingeniería, operación, instrumentación y control,
inspección, mantenimiento, seguridad.

Medidas para minimizar riesgos
• Zonas de exclusión
• Distancia entre equipos
• Sistemas de protección Contra incendio: agua, espuma etc.
• Medidas de seguridad complementarias que superen las
normas
• Optimización condiciones de diseño: materiales, insumos,
etc.

Flujograma para a elaboracion de Estudio de riesgo
Criterio de la
empresa operadora

• RCD 240-2010-OS/CD:
• Procedimiento de evaluación y aprobación de
los instrumentos de gestión de seguridad
para las actividades de hidrocarburos
• Artículo 2 de la Resolución Nº 062-2011-OS-
CD

Ejemplo 1: Estudio de Riesgos Planta de
regasificación de GNL

Generalidades Plantas de regasificación
• Composición del GN: metano, etano, propano, hasta Hcs
con 675ºF de T de ebullición.
• Composición del GNL: metano/etano
• T de inflamación -160ºC
• T de auto ignición: 538ºC
• Riesgo de un gas extremadamente inflamable en recepción,
almacenaje, regasificación, por fuga o emisión no prevista.

Riesgos en Sistemas de Recepción
• Fugas en brazos de descarga de B/T
• Sobrepresión del GNL en ductos
• Formación de vacio en tanques de buques con
formación de mezcla explosiva

Riesgos en tanques de almacenaje
• Rotura o fuga en tuberías
• Sobrepresiones durante la recepción de GNL
• Generación de vacío en bombas o en
compresores.
• Sobrellenado

Riesgos en vaporizadores
• Rotura o fuga en tuberías
• Sobrepresión por fuego exterior, perdida de
refrigeración, etc.

Plan de contingencias - Ley 28551
LEY QUE ESTABLECE LA OBLIGACIÓN DE ELABORAR Y
PRESENTAR PLANES DE CONTINGENCIA
• Instrumentos de gestión que definen los objetivos,
estrategias y programas que orientan las actividades
institucionales para la prevención, la reducción de riesgos, la
atención de emergencias y la rehabilitación en casos de
desastres permitiendo disminuir o minimizar los daños,
víctimas y pérdidas que podrían ocurrir a consecuencia de
fenómenos naturales, tecnológicos o de la producción
industrial, potencialmente dañinos.

Los Planes de Contingencia deberán ser de conocimiento de los Subcontratistas y cubrirán
necesariamente las siguientes eventualidades:
Resumen ejecutivo
1.Introducción
2.Objetivo y alcance
3.Descripción del proceso y/o instalaciones
4.Listado de documentos de la instalación
5.Información sobre el entorno
6.Equipamiento de respuesta a emergencias
a) Equipamiento de protección a personas.
b) Equipo de control de derrames y/o fugas, considerando equipos para controlar derrames en cuerpos de
agua, si aplica.
c) Sistema de protección activa contra incendios, incluyendo en lo aplicable: sistema fijo contra incendios
principal, sistema de diluvio fijo, sistema fijo de gas inerte, extintores portátiles, entre otros.
d) Planos
e) Características de los equipos y medios de comunicación
Contenido del Plan de Contingencias Art. 19.1
D.S.043-2007-EM

7. Actividades e instalaciones de hidrocarburos
8. Tipos de contingencia y Escenarios de Emergencias
a) Organigrama de la organización de respuesta de emergencias y flujograma de la ejecución de la
respuesta de emergencias.
b) Funciones de las personas y brigadas que llevarán a cabo los procedimientos de actuación ante
emergencias (comando, acciones de respuesta, planeamiento, logística, administración).
c) Matriz de roles y funciones de las brigadas.
d) Organismos externos de apoyo al PRE.
e) Lista de contactos actualizada para las comunicaciones internas y externas.
10. Sistema de comunicación
11. Tiempo y capacidad de respuesta
a) Tiempo requerido por el Titular para llegar a la zona de la emergencia más el tiempo de
preparación para actuar efectivamente sobre la emergencia, debidamente justificados, mediante
compromiso de
veracidad.
b) Tiempo de respuesta del apoyo externo, debidamente justificado, mediante compromiso de
veracidad.
13. Acciones de respuesta en casos de emergencia
14. Evacuación y/o confinamiento de personas
15. Programa de entrenamiento en aplicación del Plan de Respuesta a Emergencias
(cont.)

Otros requisitos
• En caso de existir presencia de pueblos indígenas u
originarios en situación de aislamiento o de contacto inicial,
la metodología de contingencias para el contacto con estas
poblaciones deberá seguir los lineamientos del protocolo
de Relacionamiento con Pueblos en Aislamiento o el que lo
modifique o sustituya.
• El personal debe ser instruido sobre las funciones que le
asigne este Plan.
• El Plan de Contingencia deberá ser desarrollado de acuerdo
a los resultados del Estudio de Riesgos.

Funciones
Ejemplo :
Jefe de Operaciones de Emergencia
• Encargado de dirigir el trabajo de las Brigadas Contra Incendio, Primeros Auxilios, Contra
Derrames y de Apoyo.
• Reemplaza al Coordinador de Emergencias cuando sea necesario.
• Transmite a los grupos a su cargo las ordenes del Coordinador de la Emergencia.
• Mantiene informado al Coordinador de Emergencia sobre el desarrollo de las acciones de
control
• Verifica que los sistemas de comunicación se mantengan operativos durante la emergencia.
• Registra los datos correspondiente (hora, situación, etc) de las acciones realizadas.

Ejemplo 2: Estudio de Riesgos de Estación
de Servicio

REGLAMENTO PARA LA INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE
ESTABLECIMIENTOS DE VENTA AL PÚBLICO DE GAS
NATURAL VEHICULAR (GNV) D.S. 006-2005-EM
• El Establecimiento de Venta al Público de GNV, desde el inicio
de la elaboración del proyecto, debe tener planificado un
sistema de protección contra incendios, basándose en un
Estudio de Riesgos realizado por profesionales especialistas
debidamente colegiados, sea de manera independiente o
formando parte de una persona jurídica.
• De ser el caso, se deben considerar las circunstancias
relacionadas con la exposición de fugas e incendios a otros
predios y las facilidades de acceso e intervención del Cuerpo
General de Bomberos Voluntarios del Perú.

REGLAMENTO PARA LA INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE
ESTABLECIMIENTOS DE VENTA AL PÚBLICO DE GAS
NATURAL VEHICULAR (GNV) D.S. 006-2005-EM
Al iniciar la elaboración del proyecto para la instalación del Establecimientos de Venta
al Público de GNV, se deberá presentar para su aprobación ante OSINERG, un Plan de
Contingencias que incluirá como mínimo la siguiente información:
1. La organización respectiva y el procedimiento para controlar la contingencia.
2. Procedimiento a seguir para reportar el incidente y para establecer una
comunicación entre el personal del lugar donde se produjera la emergencia, el
personal ejecutivo del Establecimiento, la DGH, OSINERG y otras entidades,
según se requiera.
3. Procedimiento para el entrenamiento del personal del Establecimiento en
técnicas de emergencia y respuesta.
4. Descripción general del área de operaciones.
5. Lista del tipo de equipos a ser utilizados para hacer frente a las emergencias.
6. Lista de contratistas o personas que forman parte de la organización de
respuesta, incluyendo apoyo médico, otros servicios y logística.

Caso: Estación de GNV
• Reglamento para la Instalación y Operación de
Establecimientos de Venta al Público de Gas Natural
Vehicular (GNV). D.S. 006-2005 EM
• Reglamento de Seguridad para las actividades de
hidrocarburos. D.S.43-2007 EM.
• Reglamento Ambiental para las actividades de
hidrocarburos.
• Estudio de Riesgos realizado por profesionales especialistas
debidamente colegiados, sea de manera independiente o
formando parte de una persona jurídica.

Información mínima que debe incluir:
De acuerdo a los Lineamientos y disposiciones
técnicas necesarias para la elaboración de los Estudios
de Riesgos de Seguridad y Planes de Respuestas de
Emergencia”, RESOLUCIÓN DIRECTORAL N° 129-2021-
MINEM/DGH
Estudio de riesgo

Plan de Contingencias
Información mínima que debe incluir:
1. La organización respectiva y el procedimiento para controlar la
contingencia.
2. Procedimiento a seguir para reportar el incidente y para establecer una
comunicación entre el personal del lugar donde se produjera la
emergencia, el personal ejecutivo del Establecimiento, la DGH, OSINERG
y otras entidades, según se requiera.
3. Procedimiento para el entrenamiento del personal del Establecimiento
en técnicas de emergencia y respuesta.
4. Descripción general del área de operaciones.
5. Lista del tipo de equipos a ser utilizados para hacer frente a las
emergencias.
6. Lista de contratistas o personas que forman parte de la organización de
respuesta incluyendo apoyo médico, otros servicios y logística.

CASOS PRÁCTICOS

ESTUDIO DE RIESGOS
SERVICENTRO EL CONDOR S.R.L.
CASO PRACTICO

Estudio de Riesgo de Estación
de Servicio
Descripción:
• El establecimiento está dedicado a la Comercialización
de Combustibles Líquidos (Diesel B2, Gasolinas de 84,
90, 95 y 97 Octanos y Kerosene). Adicionalmente
brindan otros servicios como Mini – market, lavado y
lubricación de vehículos y venta de lubricantes.
• Se instalará un Establecimiento de Venta al Público de
GNV abastecido por el Sistema de Gas Virtual en la
Carretera Panamericana Norte km. 28.5, Asociación de
propietarios Naranjito, Distrito Puente Piedra, provincia
y departamento Lima.

EESS INICIAL

Se requiere modificar y/o ampliar
• Instalar una (01) doble isla para despacho de GNV,
• Eliminar una (01) isla de combustible líquidos,
• Eliminar una (01) isla de kerosene,
• Reubicar una (01) isla de líquidos en una
nueva isla doble mixta de despacho de
líquidos y GLP.

EESS luego de la ampliación

Componentes del Establecimiento
Para GNV:
• Ingresos y salidas del Establecimiento
• Instalación de un equipo de Impulsión Hidráulica (HPU).
• Instalación de un Patio de Almacenamiento con 2 Módulos SRV-
128.
• Sistemas de tuberías, suministro y despacho
• Islas de despacho de GNV
• Suministro eléctrico: sub estación eléctrica, redes de distribución
y control
• Sistema de control de carga
• Sistema de detección de fuga de gas y paradas de emergencia
• Sistema de seguridad y contra incendio

Vehículo SRV-128
• Está constituido por una estructura montada sobre un semi –
remolque especialmente acondicionado, sobre el cual se
instalan 128 cilindros fabricados a partir de tubos de acero sin
costura que han pasado por pruebas de ultrasonido y análisis
destructivos y no destructivos de acuerdo a las exigencias de
INMETRO y de la norma americana AGA.
• El peso total del SRV-128 es de 46,700 Kg., de los cuales el
peso del Gas Natural Comprimido es de 3,840 Kg. y el del
Sistema NEOgas de 28,160 Kg. El resto del peso corresponde
al Semi – remolque de 3 ejes y al tracto 6x2, con 6,250 Kg y
8,450 Kg, respectivamente.

Marco Legal
• TUPA del MINEM
• TUPA del OSINERG
• Decreto Supremo Nº 043-2007-EM
• Decreto Supremo N° 003-2007-EM
• Norma Técnica Peruana NTP 111.019:2007

1. Riesgos relacionados con los combustibles líquidos y GLP para uso
automotor:
La operación de una Estación de Servicio y Gasocentro GLP, tiene
tres operaciones básicas, tanto para los combustibles líquidos como
para el GLP, son: Recepción, almacenamiento y despacho.
2. Riesgos relacionados con la construcción y operación con GNV
Riesgos durante la etapa de construcción: trabajo en altura,
soldaduras, instalación de equipos y de estructura, instalaciones
eléctricas, pruebas operativas.
3. Riesgos mayores en el Manejo del GNV
DETERMINACIÓN DE LOS PROBABLES
ESCENARIOS DE RIESGOS

1. RIESGOS RELACIONADOS CON LOS
COMBUSTIBLES LIQUIDOS Y GLP PARA USO
AUTOMOTOR:
• RECEPCIÓN: Derrame, fuga, incendio
• ALMACENAMIENTO: Fuga, incendio
• DESPACHO: Derrame, fuga, incendio
DETERMINACIÓN DE LOS PROBABLES
ESCENARIOS DE RIESGOS

Incendio
• El sistema de operación del establecimiento,
relacionado al almacenamiento, recepción y
expendio de GLP, determina 3 posibles casos de
emergencia:
• a) Incendio en la zona del tanque de
almacenamiento soterrado de GLP.
• b) Incendio en la zona de trasiego del camión-
tanque al tanque de almacenamiento de GLP
• c) Incendio en la zona de despacho.

a) Posible Incendio en la zona del tanque de
almacenamiento soterrado de GLP.
• Sobre presión por exceso de llenado debido a
falla en el indicador de Nivel.
• Falla de válvula de alivio.
• Falla del material del tanque.
• Falla de soldadura o Fugas durante el drenaje
de agua

b) Posible Incendio en la zona de trasiego del
camión-tanque al tanque de almacenamiento
• Rotura de mangueras.
• Rotura de tubería de acero.
• Falla de empaquetaduras y sellos.
• Válvulas de drenaje de la línea abiertas.

c) Posible Incendio en la zona de despacho
• Fuga en la línea de trasiego, por corrosión o
por daños mecánicos o por las conexiones
roscadas.
• Falla en la manguera de llenado.
• Fugas por los sello de la bomba para GLP

2. RIESGOS RELACIONADOS CON LA CONSTRUCCIÓN Y
OPERACIÓN CON GNV
2.1 Riesgos relacionados con la construcción y pruebas
a) Trabajos en altura, con el uso de andamios.
b) Construcción de estructuras especiales
c) Trabajos de zanja para la instalación de tuberías
d) Trabajos de soldadura de tuberías
e) Pruebas de tuberías
f) Instalación de equipos
g) Instalaciones eléctricas
h) Pruebas operativas con gas natural

2.2. RIESGOS MAYORES EN EL MANEJO DEL GNV
Están normalmente asociados con la posibilidad de
incendio, explosión o dispersión del gas sin
combustionar, y por lo general implica el escape desde un
recipiente de almacenamiento o tuberías, como gas
seguido de su expansión y dispersión.

2.3 Identificación de riesgo de GNV
Existen por la general una serie de deficiencias típicas en el manejo del
GNV que constituyen causas de riesgos que pueden producir como
consecuencia final un incendio, explosión, asfixia o quemaduras.
1. Errores Humanos en la Etapa de Construcción
2. Falla de componentes
3. Desviaciones de las condiciones normales de funcionamiento
4. Errores humanos y organizativos
5. Interferencia externa accidentales
6. Actos de sabotaje, robos
7. Fuerzas naturales

1. Errores Humanos en la Etapa de Construcción
- Trabajos en altura, con el uso de andamios.
- Construcción de estructuras especiales
- Trabajos de zanja para la instalación de tuberías
- Trabajos de soldadura de tuberías
- Pruebas de tuberías
- Instalación de equipos
- Instalaciones eléctricas

2. Falla de componentes
• Diseño inadecuado de los cilindros y tuberías de GNV
• Una falla mecánica de los recipientes o de las tuberías de GNV
• Falla del HPU.
• Falla de sensores e indicadores de presión, temperatura y nivel en el tanque
de almacenamiento de GNV (de 125 lts).
• Falla de detectores de GNV
• Falla de los sistemas de seguridad como válvulas de seguridad y de alivio de
presión
• Falla de soldadura, uniones roscadas y bridas en tanques y tuberías.
• Falla del sistema de corte de energía
• Falla eléctrica en las instalaciones con formación de chispas o arcos eléctricos.

3. Desviaciones de las condiciones normales de funcionamiento
Deficiencia en el control de los parámetros esenciales del proceso
de operación:
• Temperatura, volumen almacenado, flujo al dispensador
• Fallas en el suministro de electricidad
• Taponeo de tuberías y mangueras
• Sobrecalentamiento del transformador y concentración de gases en la zona.

4. Errores humanos y organizativos
• Sistemas de seguridad desconectados
• No hacer uso de la conexión a tierra en las instalaciones
• Error de comunicación. Por ejemplo: No exigir a los conductores de los
vehículos que apaguen el motor de carro durante la carga
• Reparación o trabajo de mantenimiento incorrecto
• Procedimiento de trabajo incorrecto
• Chispas por trabajos de soldadura durante el ensamble de instalaciones

5. Interferencia externa accidentales
• Impacto por vehículos pesados
• Impacto por vehículos conducidos por choferes temerarios o
ebrios
• Fuegos artificiales
• Caída de cables de postes eléctricos
• Instalaciones civiles existentes como: comercios, tiendas,
colegios, etc, que obstaculicen una evacuación

6. Actos de sabotaje, robos
• Robo de extintores
• Colocación de explosivos
• Asalto a mano armada, con probabilidad de disparo al
interior del Establecimiento.

7. Fuerzas naturales
Terremoto, que puede causar movimientos de estructuras y
fuga de gas.

Cuadro Nº 01: Matriz de análisis de riesgo por fallas en los
componentes

• Cuadro Nº 02: Matriz de análisis de riesgo por desviaciones en las
condiciones normales de funcionamiento

• Cuadro Nº 03: Matriz de análisis de riesgos por errores humanos y organizativos

Metodología

Metodología utilizada: Análisis Preliminar de
Riesgos (APR) según lo descrito en la “NTP 330:
Sistema simplificado de evaluación de riesgos de
accidentes” elaborado por el Instituto Nacional
de Seguridad e Higiene en el Trabajo de España.

• El nivel de riesgo (NR), puede expresarse
como:
NR = NP x NC
NP = ND x NE
Para el ND se utiliza un cuestionario, que se indica en la
NTP 324

• Nivel de deficiencia

• Nivel de exposición

• Nivel de consecuencias

• Nivel de probabilidad
NP = ND x NE

• Nivel de riesgo y nivel de intervención

GRACIAS

Instituto de Investigación y Capacitación
en Petróleo y Gas Natural

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