SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN PLATAFORMAS OFF-SHORE · Máster en Ingeniería de Prot ección contra Incendios MIPCI 2012-2013. TESIS DE MÁSTER . SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN PLATAFORMAS

Máster en Ingeniería de Protección contra Incendios

MIPCI 2012-2013

TESIS DE MÁSTER

SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN

PLATAFORMAS OFF-SHORE

AUTOR: Lander De Mateo García/ Cotein Fire S.L. / [email protected]

Madrid, Julio de 2013

Firma Autor: VºBº Director

Máster en Ingeniería de Protección contra Incendios – MIPCI Seguridad Contra Incendios en Plataformas Off-Shore – _____________Lander De Mateo García

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2012-2013

Autorizada la entrega de la tesis de máster del alumno/a:

Lander De Mateo García

………………………………………………….

EL COORDINADOR DEL MIPCI

Gabriel Santos

Fdo.: …………………………………… Fecha: ……/ ……/ ……

Vº Bº del Director de proyecto

(Indicar el nombre del Director de proyecto)

………………………………………………….

Fdo.: ………………………………… Fecha: ……/ ……/ ……


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TÍTULO SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN PLATAFORMAS OFF-SHORE

ALUMNO 1 LANDER DE MATEO GARCÍALANDER

ALUMNO 2

DIRECTOR LUIS MOLINELLI

JUSTIFICACIÓN

Hoy en día el petróleo es el bien más codiciado – conocido como el “oro negro”- y su

comercialización es fundamental para mantener el sistema occidental tal y como lo

conocemos. Pero cada día, escasea más, y los pozos terrestres comienzan a vaciarse.

Es por ello, por lo que el ser humano ha tenido que trasladarse mar a dentro para

extraerlo de su fondo. De esta tarea tan complicada, se encargan las plataformas

petrolíferas off-shore.

Es por todo esto, por lo que sea han convertido en un pilar de nuestra sociedad y

aunque es una tecnología que ya tiene más de medio siglo, en España su protección

frente al fuego, siempre se ha realizado mediante normativa extranjera.

Mediante este proyecto, se busca aunar las diferentes normativas existentes a

nivel nacional, para realizar una guía de diseño con la que proteger las

plataformas petroleras de la manera más eficaz posible, siempre con el objetivo

de satisfacer los 4 pilares en los que se basa la protección contra incendios:

1. Protección de la vida

2. Protección de la propiedad

3. Protección de la actividad

4. Protección del medioambiente


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OBJETIVOS

El objetivo de este proyecto, es el estudio de las diferentes normativas españolas

existentes y la realización de una guía de diseño con las recomendaciones más

adecuadas.

Para ello, son diversas las normativas utilizadas:

- SOLAS 74/78 - Convenio Internacional para la seguridad de la vida humana en la

mar

- ITC-MI-IP-01: Refinerías – Reglamentación relativa a instrucciones técnicas

complementarias

- RSCIEI – Reglamento Seguridad Contra Incendios en Establecimientos

Industriales

- CTE – Código técnico de la Edificación

Con el fin de alcanzar los estándares de seguridad que busca la ingeniería de

protección contra incendios, he basado mi estudio normativo en 3 apartados que

integran estos objetivos en su totalidad:

1- Instalaciones Contra Incendios

2- Seguridad Estructural

3- Sistemas de Evacuación

Pero para realizar este estudio normativo correctamente, lo primero de todo ha sido

analizar las plataformas off-shore y todos sus procesos.

De esta manera, he podido conocer bien cuáles son los diferentes riesgos que

presentan y he procedido al análisis de las normativas y a su aplicación.


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ÍNDICE

Contenido 1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 13

2. PLATAFORMAS OFF-SHORE .................................................................................... 14

2.1 Definición ........................................................................................................ 15

2.2 Clasificación .................................................................................................... 15

2.2.1 Fijas ................................................................................................................ 16

2.2.2 Autoelevables ................................................................................................ 18

2.2.3 Semisumergibles ............................................................................................ 18

3. PETROLEO ........................................................................................................... 19

3.1 Definición ........................................................................................................ 20

3.1.1 Usos comunes ............................................................................................. 20

3.2 Yacimientos Petrolíferos ....................................................................................... 22

3.2.1 Formación ...................................................................................................... 22

3.2.2 Tipos de Yacimientos .................................................................................. 24

3.2.2.1 Primarios ................................................................................................. 25

3.2.2.2 Yacimientos Secundarios ........................................................................ 26

4. ETAPAS DE LA PRODUCCIÓN .................................................................................. 27

4.1 Extracción de Petroleo .......................................................................................... 28

4.1.1 Métodos de Recuperación Mejorada EOR (Enhanced Oil Recovery) ......... 29

4.1.1.1 Métodos de recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) ........................ 29

4.1.1.2 Consideraciones para definir método EOR a utilizar ............................. 30

4.1.1.3 Inyección de Nitrógeno .......................................................................... 30

4.1.1.3.1 Composición del Nitrógeno ............................................................. 31

4.1.1.3.2 Propiedades Físicas del Nitrógeno .................................................. 31


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4.1.1.3.3 Procesos de Desplazamiento Inmiscible con Nitrógeno ................ 31

4.1.1.3.3.1 Mantenimiento de Presión ....................................................... 32

4.1.1.3.3.2 Inyección Cíclica ........................................................................ 32

4.1.1.3.3.3 Producción de Gas desde la capa de gas ................................. 32

4.1.1.3.3.4 Mejoramiento gravitacional .................................................... 33

4.1.1.3.3.5 Empuje de Gas .......................................................................... 33

4.1.1.3.4 Proceso de desplazamiento Miscible con Nitrógeno ..................... 33

4.1.1.3.4.1 Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio

.................................................................................................................... 34

4.1.1.3.4.1.1 Efectos del Nitrógeno en las propiedades físicas de los

fluidos del reservorio .............................................................................. 35

4.1.1.3.4.1.2 Factores que afectan la miscibilidad Petróleo-Nitrógeno en

el Reservorio ........................................................................................... 35

4.1.1.3.4.2 Presión Mínima de Miscibilidad (PMM) ................................... 36

4.1.1.4 Producción de Nitrógeno para Inyección .............................................. 36

4.2 Segregación del Petróleo ...................................................................................... 38

4.2.1 Tratamiento del Crudo ...................................................................................... 38

4.2.1.1 Deshidratación del Petróleo ................................................................... 38

4.2.1.2 Desalación del Petróleo .......................................................................... 39

4.2.1.2.1 Tipos de sales en el crudo ............................................................... 40

4.2.1.2.2 Proceso de desalación ..................................................................... 40

4.3 Almacenamiento del Petróleo .............................................................................. 42

4.3.1 Tanques de Almacenamiento ........................................................................ 42

4.3.2 Tanques de Producción ................................................................................. 42

4.3.2.1 Normativa Aplicada ................................................................................ 43

4.3.2.1 Diseño de Tanques de Producción ......................................................... 43


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4.3.3 Almacenamiento Subterráneo ...................................................................... 45

4.4 Transporte del Petroleo ........................................................................................ 46

4.4.1 Oleoducto ...................................................................................................... 46

4.4.2 Gaseoducto .................................................................................................... 46

4.4.3 Buques ........................................................................................................... 46

4.5 Tratamiento del Petróleo ..................................................................................... 47

4.5.1 Destilación Fraccionada .................................................................................. 47

4.2.2.1 Gasolinas: índice de octano .................................................................... 49

5. GUÍA DE DISEÑO ......................................................................................................... 51

5.1 Instalaciones Contra Incendios ....................................................................... 52

5.1.1 Detección de Incendios ................................................................................. 52

5.1.1.1 Ensayos ................................................................................................... 53

5.1.1.1.1 Ensayos Iniciales .............................................................................. 53

5.1.1.1.2 Ensayos Periódicos .......................................................................... 53

5.1.1.2 Protección mediante Detección Automática de los diferentes Sectores

............................................................................................................................ 54

5.1.1.2.1 Espacios de máquinas ...................................................................... 54

5.1.1.2.1.1 Con dotación permanente ....................................................... 54

5.1.1.2.1.2 Sin dotación permanente ......................................................... 54

5.1.1.2.2 Espacios de alojamiento .................................................................. 55

5.1.1.2.3 Espacios de servicio y de Puestos de Control .................................. 55

5.1.1.2.4 Protección de los espacios de almacenamiento ............................. 55

5.1.1.2.4.1 Mercancías No Peligrosas ......................................................... 56

5.1.1.2.4.2 Mercancías Peligrosas .............................................................. 56

5.1.1.3 Protección Mediante Avisadores de accionamiento manual ................ 57

5.1.1.4 Patrullas de incendios ............................................................................. 57


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5.1.1.5 Sistema de Comunicación de Alarma ..................................................... 58

5.1.1.6 Central de alarma contra incendios ...................................................... 58

5.1.2 Control del humo y Ventilación ..................................................................... 59

5.1.2.1 Sectores a aplicar Control de la Propagación del Humo ........................ 59

5.1.2.1.1 Puestos de control situados fuera de los espacios de máquinas .... 59

5.1.2.1.2 Espacios de máquinas ...................................................................... 60

5.1.2.1.3 Galerías de Instalaciones ................................................................. 60

5.1.2.2 Sectores a aplicar Control de la Ventilación ........................................... 61

5.1.2.2.1 Locales con presencia de personal .................................................. 61

5.1.2.2.2 Locales con presencia ocasional personal ....................................... 61

5.1.2.2.3 Locales de almacenamiento de Gases con baja densidad .............. 61

5.1.2.2.4 Locales de bombas de Trasiego ....................................................... 61

5.1.3 Sistemas de lucha Contra Incendios .............................................................. 62

5.1.3.1 Sistemas de Suministro de Agua ............................................................ 62

5.1.3.1.1 Almacenamiento del Agua .............................................................. 62

5.1.3.1.2 Bombas Contra Incendios ................................................................ 63

5.1.3.1.3 Disposición de bombas contraincendios ......................................... 63

5.1.3.1.4 Capacidad de cada bomba contraincendios ................................... 63

5.1.3.1.5 Colectores y bocas contra incendios ............................................... 64

5.1.3.1.6 Rápida disponibilidad del suministro de agua ................................. 64

5.1.3.1.7 Diámetro del colector contra incendios .......................................... 65

5.1.3.1.8 Válvulas de aislamiento y válvulas de desahogo ............................. 65

5.1.3.1.9 Número y distribución de las bocas contraincendios ..................... 65

5.1.3.1.10 Presión de las bocas contra incendios .......................................... 65

5.1.3.1.11 Mangueras contra incendios y lanzas ........................................... 66


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5.1.3.1.12 Monitores de Agua ........................................................................ 66

5.1.4.2 Extintores portátiles ............................................................................... 67

5.1.4.2.1 Mantenimiento y operacionalidad .................................................. 67

5.1.4.2.2 Cargas de Respeto ........................................................................... 67

5.1.4.3 Sistemas Fijos de extinción de Incendios ............................................... 68

5.1.4.3.1 Sistemas fijos de extinción de incendios por gas ............................ 68

5.1.4.3.1.1 Medios de cierre para los sistemas fijos de extinción de

incendios por gas ........................................................................................ 68

5.1.4.3.2 Sistemas fijos de extinción por espuma .......................................... 69

5.1.4.3.3 Sistemas fijos de extinción por agua ............................................... 69

5.1.4.3.4 Almacenamiento del agente extintor ............................................. 70

5.1.4.3.5 Aplicación de Sistemas de Extinción en diferentes Sectores .......... 70

5.1.4.3.5.1 Medios de extinción de incendios en los espacios de máquinas

.................................................................................................................... 70

5.1.4.3.5.1.1 Medios Adicionales ........................................................... 71

5.1.4.3.5.2 Dispositivos de extinción de incendios en puestos de control

espacios de alojamiento y espacios de servicio ......................................... 71

5.1.4.3.5.3 Medios de extinción de incendios en espacios de carga ......... 71

5.1.4.3.5.3.1 Sistemas fijos de extinción de incendios por gas para cargas

generales ................................................................................................ 72

5.1.4.3.5.3.1 Sistemas fijos de extinción de incendios por gas para

mercancías peligrosas ............................................................................. 72

5.1.4.3.5.4 Protección de los tanques de carga ......................................... 72

5.1.4.3.5.5 Protección de las cámaras de bombas de carga ...................... 72

5.1.4.3.5.5.1 Características del Sistema ................................................ 73

5.1.4.4 Unidades de Bomberos .......................................................................... 73


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5.1.4.4.1 Tipos de equipo de bombero y aparatos respiratorios para

evacuaciones de emergencia ......................................................................... 73

5.1.4.4.2 Servicios complementarios contra incendios .................................. 74

5.2. Seguridad Estructural .......................................................................................... 75

5.2.1 Análisis de Resistencia al Fuego .................................................................... 75

5.2.1.1 Fijaciones ................................................................................................ 75

5.2.1.1.1 Resistencia al Fuego ........................................................................ 76

5.2.1.2 Cubiertas ................................................................................................. 76


5.2.1.3 Casetas .................................................................................................... 76


5.2.1.4 Tanques de Carga ................................................................................... 77


5.1.2 Contención del Incendio ................................................................................ 78

5.1.2.1 Puestos de Control ................................................................................. 78

5.1.2.2 Pasillos .................................................................................................... 78

5.1.2.3 Espacios de alojamientos ....................................................................... 78

Es necesaria la completa separación de los espacios de alojamiento del resto de

sectores, incluidos pasillos y escaleras colindantes. .......................................... 78

5.1.2.4 Escaleras ................................................................................................. 79

5.1.2.5 Espacios de servicio ................................................................................ 79

5.1.2.6 Espacios de Máquinas ............................................................................ 79

5.1.2.7 Cámaras de bombas de carga ................................................................ 79

5.1.2.8 Cubiertas expuestas ............................................................................... 79

5.1.2.9 Sistemas de ventilación .......................................................................... 79

5.2.3 Requisitos Constructivos Frente al Fuego ................................................. 80


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5.2.2.2.1 Resistencia para la Evacuación ........................................................ 80

5.3 Sistemas de Evacuación .................................................................................... 81

5.3.1 Análisis Normativo ......................................................................................... 81

5.3.1.1 Formación ............................................................................................... 82

5.3.1.1.1 Estancia Continua ............................................................................ 82

5.3.1.1.2 Visita Puntual ................................................................................... 83

5.3.1.2 Cuadro de Obligaciones e Instrucciones para casos de Emergencia ..... 83

5.3.2.3 Comunicaciones ...................................................................................... 84

5.3.2.3.1 Dispositivos radioeléctricos de salvamento .................................... 84

5.3.2.3.2 Respondedores de radar ................................................................. 84

5.3.2.3.3 Bengalas ........................................................................................... 84

5.3.2.3.4 Sistemas de Comunicaciones de a Bordo ........................................ 84

5.3.2.3.4.1 Sistema de Alarma .................................................................... 84

5.3.2.3.4.1 Sistemas de Megafonía ............................................................ 85

5.3.1.3 Dispositivos Individuales de Salvamento ............................................... 85

5.3.1.3.1 Aros Salvavidas ................................................................................ 85

5.3.1.3.2 Chalecos Salvavidas ......................................................................... 86

5.3.1.3.3 Trajes de inmersión ......................................................................... 86

5.3.1.3.4 Trajes de protección contra la intemperie ...................................... 86

5.3.1.4 Embarcaciones de supervivencia ........................................................... 86

5.3.1.4.1 Supervisión ...................................................................................... 87

5.3.1.4.1.1 Personal suficiente para su correcto manejo ........................... 87

5.3.1.4.1.2 Personal titulado para el manejo de las embarcaciones ......... 87

5.3.1.4.1.3 Posibilidad de nombrar suplentes ............................................ 87

5.3.1.4.1.4 Encargados deberán tener una lista de los tripulantes ............ 87


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5.3.1.4.2 Características de los puntos de evacuación ................................... 87

5.3.1.5 Disponibilidad Funcional, Mantenimiento e inspección ........................ 88

5.3.1.5.1 Disponibilidad funcional .................................................................. 88

5.3.1.5.2 Mantenimiento ................................................................................ 88

5.3.1.5.3 Piezas de repuesto y equipos de reparación ................................... 88

5.3.1.5.4 Inspecciones .................................................................................... 89

5.3.1.6 Zonas de Aterrizaje y de Evacuación para Helicópteros ........................ 89

5.3.2 Análisis Operacional ...................................................................................... 90

5.3.2.1 Áreas de Refugio ..................................................................................... 90

5.3.2.2 Características medios de evacuación ................................................... 90

6. ESTUDIO DE INCIDENTES – DEEPWATER HORIZON .................................................... 92

6.1 Incidentes Famosos .............................................................................................. 92

6.1.1 Piper Alpha .................................................................................................... 92

6.1.2. P-36 ............................................................................................................... 93

6.1.2 IXTOC-I ........................................................................................................... 93

6.2 Deepwater Horizon ............................................................................................... 94

6.2.1 Especificaciones ............................................................................................. 94

6.2.2 Incidente ........................................................................................................ 95

6.2.3 Derrame de petróleo ..................................................................................... 95

6.2.5 Impacto Medioambiental .............................................................................. 96

8. PROPUESTAS DE MEJORAS ......................................................................................... 98

ANEXO I - TABLA DE ILUSTRACIONES ........................................................................... 100


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1. INTRODUCCIÓN

En una sociedad donde la dependencia del petróleo cada día es mayor, y gracias a las

nuevas tecnologías se encuentran más y mayores bolsas de petróleo repartidas por

todo océano; las plataformas off-shore (fuera de tierra), cobran una especial

relevancia.

Pero todas estas nuevas tecnologías y plataformas, van de la mano con una mayor

concienciación social por la seguridad y el medioambiente.

La ingeniería de la protección contra incendios se define según la SFPE (Society of Fire

Protection Engineers) como “la aplicación de los conocimientos científicos y

fundamentos de la ingeniería, al diseño de las medidas necesarias para la protección

de las personas y su entorno frente a los incendios”.

Es por ello, que creo que es necesario analizar y saber diagnosticar correctamente los

riesgos y peligros que entrañan estos procesos de extracción tan punteros como

necesarios.

Mediante este proyecto, buscamos diseccionar el proceso y los riegos que entraña la

extracción de petróleo mar adentro, además de aunar las diferentes normativas y

guías de diseño internacionales para abordar la problemática de la protección y control

de riesgos con mayor contundencia y rigor.

Ilustración 1 – Plataforma Deepwater Horizon ( Golfo de Mexico)


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2. PLATAFORMAS OFF-SHORE

Para poder comprender y localizar los peligros de una plataforma petrolífera, es muy

importante que entendamos sus procesos operativos. Por lo tanto, en este primer

punto, intentaremos definir y explicar detalladamente los diferentes procesos que se

dan en una estructura de este calibre. Para después poder localizar sus puntos críticos

y ser capaces de protegerlos correctamente.

Ilustración 2 – Plataforma petrolífera en el sudeasiático


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2.1 Definición

Offshore es un término del inglés que literalmente significa "en el mar, alejado de la

costa". Una plataforma petrolífera es una estructura de cuya función es

extraer petróleo y gas natural de los yacimientos del lecho marino que luego serán

exportados hacia la costa.

2.2 Clasificación

Las plataformas, dependiendo de su función, pueden ser de diferentes tipos:

perforación, producción, enlace, compresión, habitacionales... Nuestro proyecto se

centrará en las del primer tipo.

En ellas se encuentran los equipos para la perforación de los pozos, para la inyección

de nitrógeno al yacimiento y los empleados en la separación de gas y aceite. Aquí se

recibe la producción en bruto del pozo y se realiza la separación primaria de petróleo y

gas. Estas plataformas, suelen contar con helipuertos y con dos cubiertas; por lo tanto,

esto denota claramente que no solamente hay que proteger los riesgos directos del

proceso de extracción, sino también los derivados de sus funciones.

Estas plataformas a su vez, pueden ser de diferentes tipos dependiendo de su sistema

de soporte:

Ilustración 3 – Tipos de Plataformas


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2.2.1 Fijas

Las plataformas fijas son construidas sobre piernas de hormigón o acero ancladas al

lecho marino, sobre las que se colocan otros tipos de estructuras como camisas de

acero o cajones de hormigón.

Las camisas de acero son secciones verticales de acero tubular para mejorar la

estabilidad y resistencia de las plataformas.

Ilustración 4 - Estructura de Acero


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Los cajones de hormigón, además permiten el almacenamiento de combustible bajo la

superficie y cuando están vacíos confieren flotabilidad, motivo por el cual son

utilizados para construir estas plataformas cerca de la costa y hacerlas flotar hasta la

posición en que finalmente la plataforma será anclada.

Ilustración 5 – Cajones de hormigón

Sobre las piernas se encuentra la cubierta, con espacio para las plataformas de

perforación, las instalaciones de producción y los alojamientos de la tripulación. Este

diseño permite su utilización a muy largo plazo. Las plataformas fijas son

económicamente viables para su instalación en profundidades de hasta unos 500m.

Ilustración 6 – Cubiertas Plataformas Petroleras


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2.2.2 Autoelevables

Pueden dividirse en plataformas con patas independientes o no independientes. Se

utilizan para la exploración y el mantenimiento de pozos en aguas someras (menos de

100 m de profundidad). Ambos tipos se encargan de elevar la plataforma de forma tal

que quede un colchón de aire entre el pelo de agua y el casco de la plataforma. La

diferencia radica en que la plataforma de patas independientes asienta las patas en el

lecho del mar, mientras que la otra asienta directamente la plataforma.

2.2.3 Semisumergibles

Son estructuras flotantes que permanecen fijadas en su emplazamiento mediante

anclas, o incluso pueden ser desplazadas. Son empleadas en la perforación a

profundidad mayor de 100m, utilizando conexiones submarinas.

Ilustración 7 – Plataforma Semisumergida


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3. PETROLEO

Las plataformas off-shore, como hemos comentado anteriormente, se basan en la

extracción del petróleo.

Pero, ¿Qué es el petróleo? Es importante saber a “que nos enfrentamos”, para poder

proteger correctamente la instalación de todos los riesgos que conlleva.

Por lo tanto, en este apartado, analizaremos el petróleo detalladamente y los lugares

donde podemos encontrarlo:

1- Definición

2- Yacimientos

Ilustración 8 – Petroleo


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3.1 Definición

Los crudos de petróleo y los gases naturales son mezclas de moléculas de

hidrocarburos (compuestos orgánicos de átomos de carbono e hidrógeno) que

contienen de 1 a 60 átomos de carbono. Las propiedades de estos hidrocarburos

dependen del número y de la disposición de los átomos de carbono e hidrógeno en sus

moléculas. La molécula básica de hidrocarburo consta de 1 átomo de carbono unido a

4 átomos de hidrógeno (metano). Todas las demás variedades de hidrocarburos de

petróleo se forman a partir de esta molécula. Los hidrocarburos que tienen hasta 4

átomos de carbono suelen ser gases; si tienen entre 5 y 19, son generalmente líquidos,

y cuanto tienen 20 o más, son sólidos. Además de hidrocarburos, los crudos de

petróleo y los gases naturales contienen compuestos de azufre, nitrógeno y

oxígeno, junto con trazas de metales y otros elementos.

3.1.1 Usos comunes

El petróleo natural no se usa como se extrae de la naturaleza, sino que se separa en

mezclas más simples de hidrocarburos que tienen usos específicos, a este proceso se le

conoce como destilación fraccionada. El petróleo natural hirviente (unos 400 grados

Celsius) se introduce a la parte baja de la torre, todas las sustancias que se evaporan a

esa temperatura pasan como vapores a la cámara superior algo más fría y en ella se

condensan las fracciones más pesadas que corresponden a los aceites lubricantes. De

este proceso se obtienen las fracciones:

• Gases: metano, etano y gases licuados del petróleo (propano y butano)

• Nafta, ligroína o éter de petróleo

• Gasolina

• Queroseno

• Gasóleo (ligero y pesado)


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• Fuelóleo

• Aceites lubricantes

• Asfalto

• Alquitrán

Los componentes químicos del petróleo se separan y obtienen

por destilación mediante un proceso de refinamiento. Todos estos productos, de baja

solubilidad, se obtienen en el orden indicado, de arriba abajo, en las torres de

fraccionamiento.

Ilustración 9 - Usos del Petróleo


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3.2 Yacimientos Petrolíferos

Un yacimiento, depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural

de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca

almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son

retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad.

Ilustración 10 – Países Productores de Petróleo

3.2.1 Formación

El petróleo crudo encontrado en depósitos de petróleo se forma en la litosfera a partir

de los restos de organismos del pasado (fósiles), depositados en grandes cantidades en

fondos anóxicos de mares o zonas lacustres del pasado geológico y cubiertos por

espesas capas de sedimentos. Millones de años de transformaciones químicas

(craqueo natural), debidas al calor y la presión durante la diagénesis, cambiaron los

restos de microorganismos (animales y vegetales) en petróleo y gas natural. Roy

Murmi, un consejero de Schlumberger, describió el proceso de la siguiente manera:

«Plancton y algas, proteínas y la vida que flota en el mar, cuando mueren caen al

fondo, y estos organismos son el origen de nuestro petróleo y gas. Cuando se entierran


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con el sedimento acumulado y llegan a una temperatura adecuada, algo por encima de

50 a 70 °C comienzan a cocinarse. Esta transformación, este cambio, los convierte en

hidrocarburos líquidos que se mueven o migran, llegando a formar nuestros depósitos

de gas y petróleo».

La formación de los yacimientos de petróleo o gas requieren de cuatro etapas en su

evolución diagenética dentro de la cuenca sedimentaria: entierro profundo bajo

sedimentos, calentamiento y presión, migración de los hidrocarburos desde la fuente

(roca madre) hasta una zona porosa (roca almacén) y ser retenidos por rocas

impermeables (trampa petrolífera). También es importante tomar en consideración el

factor tiempo; se sugiere que el Valle del río Ohio podría haber tenido tanto petróleo

como el que hay en todo el Oriente Medio a la vez, pero se ha escapado por la falta de

trampas geológicas que lo retuvieran. El Mar del Norte, en el otro extremo, ha

aguantado millones de años de cambios del nivel del mar, proporcionando más de 150

yacimientos petrolíferos.

Aunque el proceso es generalmente el mismo, diferentes factores ambientales llegan a

crear una gran variedad de depósitos. Existen yacimientos en casi todas las cuencas

sedimentarias, desde superficiales hasta los 9000 m de profundidad y con una gran

variedad de formas, tamaños y edades, sin embargo la mayor cantidad del petróleo

procede de acumulaciones de materia orgánica en los mares ecuatoriales

del Cretácico.

Ilustración 11 - Formación de Petroleo


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3.2.2 Tipos de Yacimientos

El yacimiento de petróleo puede ser primario, cuando se encuentra en la misma roca

en la que se ha formado, o bien ser un yacimiento secundario, cuando se formó en un

sitio lejano y ha ido fluyendo hasta el lugar en el que yace ahora, movimiento con el

que cambiaron algunas de sus propiedades.

Ilustración 12 - Petroleo en Alta Mar


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3.2.2.1 Primarios

Lo normal en un yacimiento primario es encontrar la siguiente disposición: una capa

superior de arcilla impermeable, por debajo de ella una capa de arenas impregnadas

de gas natural (hidrocarburos gaseosos), por debajo arenas impregnadas de petróleo

(hidrocarburos líquidos) y, por último, una capa inferior de arenas impregnadas de

agua salada. Con esta colocación, el estrato impermeable superior atrapa al petróleo

en el mismo sitio donde se formó y no deja que escape, sólo puede separarse

siguiendo un gradiente de densidad del agua salada que contenía (más densa) y del

llamado gas natural (grupo de gases menos densos que el petróleo).

Desde el punto de vista económico, los yacimientos primarios son de modesta

rentabilidad, pues la cantidad acumulada de reserva petrolífera es pequeña y además

el petróleo no está muy concentrado, por lo que su extracción es lenta.

Ilustración 13 - Rocas de almacenamiento


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3.2.2.2 Yacimientos Secundarios

En un yacimiento secundario, la llegada continua de hidrocarburos hasta una trampa

de petróleo hace que se acumule en una cantidad y concentración lo suficientemente

importantes como para hacer muy rentable la extracción del crudo.

Ilustración 14 - Capas Geológicas


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2012-2013

4. ETAPAS DE LA PRODUCCIÓN

Los sistemas de producción de petróleo y gas natural tienen en común las

siguientes funciones de base, aunque con variantes:

1. Perforación y mantenimiento de pozos utilizados para producir petróleo y gas

y, cuando es necesario, inyección de agua, productos químicos y posiblemente

gas de regreso a la formación.

2. Segregación y separación de la mezcla de petróleo y gas, y posibles residuos de

agua y arena de los hidrocarburos.

3. Almacenamiento de los hidrocarburos líquidos producidos para transportarlos

ulteriormente a mercados, o a un terminal de trasbordo.

4. Acumulación, almacenamiento y transporte de barros de perforación y otros

escombros y chorros, del lugar de perforación, y

5. Acumulación y tratamiento de gas y gas natural líquido, enviándolo por

gaseoducto debajo del mar a la orilla. Si el tratamiento no se efectúa offshore,

el gas crudo y los líquidos crudos son enviados por gaseoducto para

tratamiento a instalaciones basadas en la orilla del mar.

Estas funciones pueden ser combinadas en una sola estructura, o efectuadas en

instalaciones separadas y/o en localidades separadas.

En este apartado, daremos una visión global de los procesos y analizaremos los

apartados relacionados con las instalaciones off-shore paso a paso.


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2012-2013

Ilustración 15 - Etapas de la Producción de Petroleo

4.1 Extracción de Petroleo

En la recuperación de petróleo de los yacimientos petrolíferos, por lo general es

posible recuperar sólo porciones menores del petróleo original por los métodos de

recuperación principal, que utilizan sólo las fuerzas naturales presentes en el depósito.

Así, una variedad de técnicas de recuperación suplementarias se han empleado con el

fin de aumentar la recuperación de petróleo de yacimientos subterráneos.

Estas técnicas suplementarias, comúnmente conocidas como “la recuperación

mejorada de petróleo” – EOR- implican la inyección de un fluido, o una serie de

fluidos, en el depósito a través de un sistema de inyección que consta de uno o más

pozos.


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4.1.1 Métodos de Recuperación Mejorada EOR (Enhanced Oil Recovery)

La técnica se basa en la inyección a presión de un fluido y mezcla de

fluidos (fase liquida y/o gas) al reservorio con la finalidad de recuperar o mejorar la

presión inicial del reservorio creando en forma artificial las condiciones de surgencia

del petróleo que aun se encuentra atrapado.

Ilustración 16 - Inyección de Fluidos para la Extracción de Petróleo

4.1.1.1 Métodos de recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)

Los métodos más conocidos son: - Inyección de agua

- Inyección de vapor

- Inyección de gas natural

- Inyección de gas inerte (CO2 O N2)

- Combustión in situ

- Inyección de polímeros


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- Inyección de mezcla de agua y gases

4.1.1.2 Consideraciones para definir método EOR a utilizar

La decisión de utilizar uno o varios de los métodos dependerá del conocimiento y la

información geológica, petrofísica y del comportamiento de la producción que se

tenga del yacimiento candidato.

La utilización de estudios de simulación basados en este conocimiento se torna

esencial.

La información histórica obtenida del yacimiento se puede clasificar de acuerdo con lo

siguiente:

1. Propiedades físicas del petróleo y gas

2. Tipo y geología del reservorio

3. Las propiedades de la roca reservorio

4. Disponibilidad del fluido para inyección

5. Factor recuperación esperada

4.1.1.3 Inyección de Nitrógeno

En yacimientos depresionados o cuando se requiere perforar en zonas que presentan

alta pérdida de circulación, se hace necesario la utilización de un fluido de perforación

con densidades menores de 0.50 gr/cm3. Una forma de obtener esas bajas densidades

es inyectar nitrógeno conjuntamente con el fluido normal de perforación y evitar

pérdidas de circulación, así como también permitir el acarreo de los recortes de

formación a superficie, mantener el control del pozo y profundizar hasta el objetivo

establecido

Rango de Inyección de Nitrógeno:

• Caudal de 40-150 cm3/min

• Presión de 400-2,000 psi

Ilustración 17 - Nitrógeno


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4.1.1.3.1 Composición del Nitrógeno

El nitrógeno es un gas inerte presente en la naturaleza principalmente en el aire. La

composición natural del aire a condiciones normales (1 atm. de presión y 25 ºC) es de:

• Nitrógeno 78%

• Oxigeno 21%

• Argón 1%

El nitrógeno se presenta en el aire en forma de molécula de N2. Bajo esta condición, se

comporta como un gas noble, es decir no reacciona con ningún otro elemento, salvo

en condiciones de muy alta presión y/o alta temperatura, donde forma compuestos

nitrosos como el NO o el NO2.

4.1.1.3.2 Propiedades Físicas del Nitrógeno

• Peso Molecular 28

• Temperatura de fusión (ºC) -210

• Temperatura de ebullición (ºC) -196

• Temperatura crítica (ºC) -147

• Presión Crítica (psi) 492

• Volumen crítico (pie3 / Ib.-mol) 1.4290

• Densidad relativa al aire (aire = 1) 0.97

• Factor de compresibilidad 0.288

• Presión de vapor a 20ºC No aplicable

• Solubilidad en agua (mg/ l) 20

• Apariencia y color Gas incoloro

• Olor Inodoro

4.1.1.3.3 Procesos de Desplazamiento Inmiscible con Nitrógeno

El nitrógeno ha sido utilizado exitosamente para reemplazar el gas natural en la

recuperación de petróleo.


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Los procesos que existen son:

1. Mantenimiento de Presión

2. Inyección cíclica

3. Producción de gas desde la capa de gas

4. Mejoramiento gravitacional

5. Empuje de gas

4.1.1.3.3.1 Mantenimiento de Presión

Este proceso consiste en inyectar el gas con la finalidad de incrementar la presión del

reservorio hasta por encima de su presión de burbuja. Se utiliza mucho en reservorios

con buena segregación gravitacional.

4.1.1.3.3.2 Inyección Cíclica

En un reservorio de condensados de gas, la producción en las cercanías de su presión

de roció requiere la inyección de gas para mantener la presión del reservorio por

encima de la presión de roció, de manera de prevenir el fenómeno de la condensación

retrograda.

El uso del gas natural como una fuente de inyección cíclica ha venido en una practica

común, pero últimamente y debido al incremento de los precios del gas natural, se

viene utilizando al nitrógeno como una fuente económica para este tipo de

presurización.

4.1.1.3.3.3 Producción de Gas desde la capa de gas

Debido al incremento de los precios del gas, la producción de gas natural presente en

la capa de gas se ha venido en una necesidad.

La depleción natural del reservorio hace que este gas se encuentre atrapado por largos

años hasta que la producción de petróleo se haya logrado en su máximo nivel.


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En este proceso la idea es reemplazar el gas natural presente en la capa de gas por gas

nitrógeno con la finalidad de recuperar el gas natural para venderlo y seguir

manteniendo la presión del reservorio para la producción de petróleo.

4.1.1.3.3.4 Mejoramiento gravitacional

Reservorios de condensados con empuje de agua (water drive) tienden a atrapar el

petróleo por encima de los pozos de producción en área aisladas.

La inyección de nitrógeno puede lograr desplazar el petróleo hasta el pozo productor.

Esto debido a que el factor de comprensibilidad del gas es considerablemente menor

que el gas natural.

De esta manera se deduce que el volumen de nitrógeno a usar es mucho menor que el

gas natural que se necesitaría inyectar al reservorio.

Además el nitrógeno es menos denso que el condensado de gas, por lo que asegurara

un desplazamiento por gravedad muy estable.

4.1.1.3.3.5 Empuje de Gas

La disponibilidad limitada y los costos de los fluidos miscibles como el CO2, GLP,

propano, etc., hace que la inyección continua de estos fluidos sea económicamente no

rentable.

A un cierto volumen poral (1-5% PV) del fluido miscible, se ha comprobado que el

empuje por agua o gas natural o gas natural ha sido mejorado.

El gas nitrógeno es una excelente alternativa ya que reduce la perdida CO2 debido a la

disolución en el agua y reduce los problemas de corrosión.

4.1.1.3.4 Proceso de desplazamiento Miscible con Nitrógeno

En los últimos años, el nitrógeno ha recibido aun considerable atención como un

agente de desplazamiento miscible para la recuperación mejorada de petróleo (EOR).


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El nitrógeno no está presente como un fluido miscible de primer contacto con el

reservorio de petróleo.

El nitrógeno puede desarrollar miscibilidad con el petróleo del reservorio a través de

transferencias de masa y después de múltiples contactos.

El mecanismo es similar al empuje de gas por vaporización, donde los componentes

intermedios del petróleo se vaporizan desarrollándose la miscibilidad en la fase gas.

Sin embargo, el nitrógeno requiere mayor tiempo y un mayor numero de contactos

para desarrollar miscibilidad.

Se requieren altas presiones para generar miscibilidad entre el petróleo del reservorio

y el nitrógeno a la temperatura del reservorio.

Petróleos ligeros o volátiles en reservorios profundos a menudo ofrecen las mejores

condiciones favorables par el desplazamiento con nitrógeno.

Los factores que controlan el fenómeno del desplazamiento miscible con nitrógeno

son:

a) Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio, y

b) Presión mínima de miscibilidad (PMM)

4.1.1.3.4.1 Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio

Las características del comportamiento de fase de un reservorio de petróleo toman

cambios significativos cuando están en contacto con el nitrógeno.

Vogel y Yarborough observaron que el gas nitrógeno origina un incremento del punto

de roció de los petróleo volátiles y condensados.

Si tenemos un reservorio de gas saturado, el contacto con nitrógeno puede originar la

presencia del fenómeno de condensación retrograda.


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De otro lado, reservorios de gas insaturados (presión encima del punto de roció) algo

de nitrógeno puede mezclarse con el petróleo antes que ocurra la condensación

retrógrada.

El nitrógeno es un elemento común presente en los reservorios de petróleo, sin

embargo es inmiscible en la mayoría de condiciones de reservorio. La solubilidad del

nitrógeno es relativamente baja en el petróleo; sin embargo, puede desarrollar

miscibilidad en ciertos tipos de petróleos bajo condiciones especiales de presión y

temperatura.

A presiones mayores a 5.000 psi, el nitrógeno puede vaporizar los hidrocarburos

intermedios (C2 – C6) del petróleo y desarrollar miscibilidades después de múltiples

contactos con el petróleo.

Los cambios composicionales en las fases vapor y liquido cuando el nitrógeno esta en

contacto con el petróleo es la clave para desarrollar miscibilidad.

La fase vapor llega a ser progresivamente rica en hidrocarburos C2– C6 hasta que la

composición crítica se haya alcanzado.

4.1.1.3.4.1.1 Efectos del Nitrógeno en las propiedades físicas de los fluidos del

reservorio

Los fluidos del reservorio desarrollan cambios significativos al entrar en contacto con el

gas nitrógeno.

Estos cambios incluyen propiedades como el factor de volumen de formación, GOR,

densidad, viscosidad y gravedad de gas en solución.

El factor de volumen de formación y el GOR decrecen al entrar en contacto con el

nitrógeno.

La densidad y viscosidad del petróleo se incrementan al entrar en contacto con el

nitrógeno.

4.1.1.3.4.1.2 Factores que afectan la miscibilidad Petróleo-Nitrógeno en el Reservorio


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La composición del petróleo, temperatura y presión del reservorio son los mayores

factores que influyen en el desarrollo del frente de desplazamiento miscible con

nitrógeno.

El mecanismo primario en el desarrollo de la miscibilidad es la vaporización de los

componentes intermedios del petróleo hacia la fase gas.

Por tanto, un alto contenido componentes intermedios y ligeros en el petróleo es un

requisito importante para el desarrollo de la miscibilidad con nitrógeno.

Un colchón rico en gas se desarrolla por la vaporización de los componentes

intermedios de petróleo hacia la fase gas.

La vaporización de estas fracciones se lleva a cabo a altas presiones, usualmente

mayores a 5.000 psi.

Hay una presión mínima debajo de la cual no ocurre la vaporización.

La recuperación de petróleo es insensible a la temperatura 3.000 psi. Los cambios en la

temperatura se observan cuando se incrementa la presión.

La determinación de la presión requerida para asegurar la miscibilidad es un dato

importante para diseñar un desplazamiento miscible.

4.1.1.3.4.2 Presión Mínima de Miscibilidad (PMM)

El nitrógeno requiere mayores presiones, temperaturas y mayor tiempo de contacto.

Los factores que afectan la PMM del nitrógeno son la composición del petróleo y el

GOR. La temperatura también tiene una influencia moderada en este valor.

Una alta saturación de componentes intermedios facilita el desarrollo de la

miscibilidad. El PMM es una función directa del GOR.

4.1.1.4 Producción de Nitrógeno para Inyección

El nitrógeno se puede obtener a escalas industriales mediante la separación física del

aire. Para ellos se utiliza plantas criogénicas que separan el nitrógeno de los otros

componentes del aire, almacenándolo en su forma liquida para su posterior traslado al

lugar de inyección.


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Asimismo se viene utilizando Plantas de separación por membranas o PSA (Planta On

Site de separación por presión), los cuales separan el nitrógeno del aire en forma

inmediata en el lugar de la inyección.

El método que consiste en la inyección continúa de nitrógeno a alta presión a través de

un tubing. El nitrógeno se inyecta directamente en la zona de la capa de gas con la

finalidad de elevar la presión del reservorio por encima de la presión de burbuja del

yacimiento.

El tiempo de inyección para alcanzar la presión de surgencia y producción del primer

barril de petróleo dependerá del volumen del reservorio, la densidad del petróleo, la

porosidad, permeabilidad y el tipo de desplazamiento que se logre.

Ilustración 18 - Esquema de Proceso de Producción de Nitrógeno


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4.2 Segregación del Petróleo

El petróleo natural no se usa como se extrae de la naturaleza, si no que se separa en

mezclas más simples de hidrocarburos que tienen usos específicos.

Ilustración 19 - Planta Destiladora

4.2.1 Tratamiento del Crudo

El crudo extraído del yacimiento es necesario que sea tratado mediante diferentes

procesos.

4.2.1.1 Deshidratación del Petróleo

La deshidratación del petróleo, se realiza en el yacimiento y también en la destilería.

En la zona del yacimiento se lleva a cabo para no transportar volúmenes de agua

no útiles hacia la destilería (factor de costes de transporte). En la destilería, el máximo

aconsejado a transportar es del 1% en peso. Básicamente consiste en introducir el

petróleo en una torre deshidratadora (torre flash), a determinada presión y

temperatura, en la cual se produce una evaporación brusca, separándose el vapor de

agua por la cabeza y el crudo por el fondo.


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Si el crudo será transportado por oleoductos, se debe calentar a 200-250ºC para

disminuir su viscosidad, y por tanto reducir la potencia de bombeo. Hay que tener en

cuenta que la presencia de agua en un depósito de crudo es una potencial amenaza

de los fenómenos de biocorrosión.

Ilustración 20 - Deshidratación del Petróleo

4.2.1.2 Desalación del Petróleo

Cuando el crudo entra a la unidad, lleva con él algo de salmuera en forma de muy pequeñas

gotas de agua emulsificadas en el crudo. La desalación del crudo es una parte esencial

de la refinería. El contenido de sal debe ser reducido para encontrarse entre 5,7 y 14,3

kg/1000 m3. Una pobre desalación tiene los siguientes efectos:

1. Los depósitos de sal de depositan en los tubos del horno y sobre el haz de tubos

de los intercambiadores de calor creando ensuciamiento, por lo tanto se

reduce la eficiencia de la transferencia de calor.

2. Corrosión del equipamiento.

3. La sal que acarrean los productos actúa como veneno de los catalizadores en

las unidades de cracking catalítico.


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Ilustración 21 - Esquema Desalado

4.2.1.2.1 Tipos de sales en el crudo

Las sales en el crudo se encuentran mayormente en forma de sales disueltas en

pequeñas gotas emulsificadas en el crudo. Esto se llama emulsión agua en petróleo,

donde la fase continua es el petróleo y la fase dispersa es el agua. Las gotas de agua

son tan pequeñas que no pueden sedimentarse por gravedad. Además, esas pequeñas

gotas tienen en sus superficies moléculas grandes de asfaltenos con pequeñas

partículas sólidas que vienen de los sedimentos, arenas o productos de corrosión. La

presencia de estas moléculas actúa como un escudo que previene que las gotas se

unan unas con otras, es decir, que produzca coalescencia. Las sales pueden estar

presentes también en forma de cristales suspendidos en el crudo. La remoción de

dicha sal requiere que la misma se encuentre ionizada en agua. Entonces, debe

agregarse agua de lavado al crudo para facilitar el proceso de desalación. Volviendo al

tema de los tipos de sales, la mayoría son cloruros de magnesio, calcio y sodio, siendo

este último el mayoritario. Estos cloruros, excepto el NaCl, hidrolizan a altas

temperaturas para formar cloruro de hidrógeno. El cloruro de hidrógeno se disuelve en

agua, generando ácido clorhídrico, que es extremadamente corrosivo.

4.2.1.2.2 Proceso de desalación

Para remover las sales del crudo, se debe romper la emulsión agua en petróleo

formando una fase acuosa continua que puede ser separada por un simple proceso de

decantación. El proceso se logra a través de los siguientes pasos:

1. Lavado con agua


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El agua se mezcla con el crudo entrante a través de una válvula mezcladora. El agua

disuelve los cristales de sal y el mezclado distribuye uniformemente la sal en el agua,

produciendo muy pequeñas gotas. Los agentes demulsificantes se agregan en esta

etapa para ayudar romper la emulsión removiendo los asfaltenos de la superficie de

las gotas.

2. Calentamiento

La temperatura del crudo debe estar en el rango de50-55ºC ya que la separación agua-

petróleo se ve afectada por la viscosidad y la densidad del petróleo.

3. Coalescencia

Las gotas de agua son tan pequeñas (diámetro entre 1-10 µm) que no sedimentan por

gravedad. La coalescencia produce gotas mayores que pueden precipitar por gravedad.

Esto se logra mediante un campo electrostático entre dos electrodos. El campo

eléctrico ioniza las gotas de agua y las orienta de tal manera que puedan atraerse

unas con otras. La agitación que se produce también favorece la coalescencia.


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4.3 Almacenamiento del Petróleo

El almacenamiento de petróleo, se realiza en diferentes tanques. Estos pueden ser

clasificados según su forma de construcción, o su uso –para producción o

almacenamiento-, y finalmente por el tipo de líquido que van a contener.

4.3.1 Tanques de Almacenamiento

Los fluidos del pozo deben ser separados y tratados antes de ser enviados a la refinería

o a un sistema de procesamiento de gas.

Este primer paso en la manipulación generalmente se da en plantas denominadas

baterías, localizadas cerca del cabezal del pozo, o en un lugar estratégico donde se

trata la producción de varios pozos a la vez. En estas baterías existen equipos

separadores de control y separadores de producción que pueden ser bifásicos o

trifásicos, el petróleo crudo, el agua y el gas natural ingresan a estos equipos y son

separados. Los productos separados son enviados a los tanques de producción que

representan el punto de inicio para que el petróleo entre en los oleoductos; el gas se

envía directamente a los gasoductos.

Hay baterías que poseen equipos de separación denominados Free Water Knock Out

donde se separa el agua del petróleo, los fluidos se envían a los tanques de producción

y de ahí a las plantas de tratamiento de agua y de petróleo.

4.3.2 Tanques de Producción

En las plantas de tratamiento, los productos separados entran en una nueva etapa de

equipos de separación y tratamiento que acondicionan al fluido para su envío a los

tanques de almacenamiento. Los tanques de almacenamiento están diseñados para el

acopio y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas; son generalmente

más grandes y considerados como permanentes. El almacenamiento constituye un

elemento de sumo valor en la explotación de los hidrocarburos ya que actúa como un

pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo.


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4.3.2.1 Normativa Aplicada

El diseño y construcción de los tanques para almacenamiento de petróleo está

definido bajo las recomendaciones de la norma API 650, la construcción de los parques

de tanques deben regirse por lo solicitado en la ley 13.660 y sus decretos

reglamentarios.

4.3.2.1 Diseño de Tanques de Producción

El almacenamiento de líquidos tales como petróleo, nafta, fuel oil, diesel oil, kerosene

u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura

ambiente, se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo

abovedado, esférico o elipsoidal; en productos muy volátiles algunas veces se

construyen con techo flotante o con techo fijo y membranas flotantes, a fin de evitar

acumulación de gases inflamables en su interior y por consiguiente pérdidas de

producción. Los productos muy pesados o aquellos en que al bajar la temperatura se

transforman en muy viscosos pueden tener o no incorporado algún sistema de

calefacción en la forma de un serpentín, los fluidos térmicos pueden ser vapor o

petróleo caliente. Aislaciones térmicas para calor o frío son utilizadas según los

productos almacenados.

Para la construcción de los tanques de almacenamiento se emplean láminas de acero

de distintos espesores, de acuerdo con su posición relativa en la estructura del tanque.

Estas piezas se sueldan entre sí conforme a normas de construcción que garantizan la

integridad y posterior funcionamiento del almacenaje (es importante mencionar que

no obstante haberse suspendido la construcción de tanques remachados, los así

construidos seguirán en actividad por mucho tiempo).

La relación óptima en el diseño de un tanque es que el diámetro de la base sea tres

veces su altura; no obstante, esta relación es adaptada, en la construcción, a la

longitud y aprovechamiento de las chapas.

Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de

50 m.m. H2O a 200 m.m. H2O compatibles con los dispositivos de seguridad que

protegen al tanque y se han construido de hasta 240.000 m3 de capacidad. No


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obstante los recaudos tomados durante el diseño y la construcción del o de los

tanques y con el fin de prever el daño que pudiera ocasionar su rotura o rebalse, se

construyen diques de contención alrededor de cada tanque o grupo de tanques de

acuerdo con lo requerido en la ley 13.660 y sus decretos reglamentarios.

A los efectos de evitar los daños ambientales producidos por derrames o filtraciones se

construyen bases de hormigón armado continuas y se impermeabilizan fondos de

tanques y recintos por diversos procedimientos físicos o químicos.

Los tanques requieren que sean instrumentados para su supervisión y control; además

en los tanques y parques de tanques debe haber defensas pasivas en caso de incendio.

Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben

conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción,

como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo

estudio técnico. Por ejemplo, el almacenaje de gas natural licuado (GNL), del que se

hablará más en detalle, requiere una temperatura de -160ºC; también el gas licuado de

petróleo (GLPpropano/butano), cuya temperatura debe mantenerse dentro de los -

42ºC a 12ºC.

Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica

(propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC), también se utilizan

tanques cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con la diferencia de que la

construcción de éstos requiere doble envolvente (pared), doble fondo en algunos

casos, aislación externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que

absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales

cambios de temperatura. Además del dique de contención mencionado para tanques

en general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de

similar altura.

En los gases pesados como el propano o etano y en los parques de tanques en plantas

de gas, sistemas de detección de fugas, barreras de detección o detectores de

atmósferas explosivas deben ser instalados junto con las defensas pasivas para

proteger a las personas e instalaciones.


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4.3.3 Almacenamiento Subterráneo

El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el consumo en

los días de carga máxima. El gas es almacenado durante los meses de verano cuando la

demanda es baja, y luego extraído durante los meses de invierno.

Para los meses de extrema demanda se recurre a sistemas de almacenamiento de gas

natural para hacer el llamado “peak shaving”.

De esta manera, el gas queda en reserva y, cuando se lo necesita, una unidad de

vaporización y emisión regasifica el líquido para su inyección en la red de distribución,

luego de pasarlo por estaciones de regulación y medición.

Ilustración 22 - Almacenamiento de Petróleo


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4.4 Transporte del Petroleo

En el mundo del petróleo los oleoductos y los buques-tanque son los medios por

excelencia para el transporte del crudo.

El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado

hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la

exportación.

4.4.1 Oleoducto

Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de acero a lo

largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta el punto de

refinación y/o de embarque.

La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende del tamaño de la

tubería. Es decir, entre más grande sea el diámetro, mayor la capacidad. Estas líneas de

acero pueden ir sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía.

En la parte inicial del oleoducto una "estación de bombeo" impulsa el petróleo y,

dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan estratégicamente otras

estaciones para que le permitan superar sitios de gran altura. Los oleoductos disponen

también de válvulas que permiten controlar el paso del petróleo y atender

oportunamente situaciones de emergencia.

4.4.2 Gaseoducto

El gas natural se transporta en idénticas circunstancias, pero en este caso la tubería se

denomina "gaseoducto".

4.4.3 Buques

Los buques-tanque son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos y

sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo, gas, gasolina

o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte más utilizado para el comercio

mundial del petróleo. La capacidad de estas naves varía según el tamaño de las mismas

y de acuerdo con el servicio y la ruta que cubran. Algunas pueden transportar cientos

de miles de barriles e incluso millones.


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4.5 Tratamiento del Petróleo

Para utilizar cada componente del petróleo es necesario separarlo o aislarlo del crudo.

Para ello se utiliza la destilación fraccionada, que separa cada componente según su

punto de ebullición.

4.5.1 Destilación Fraccionada

La destilación fraccionada de petróleo es un procedimiento que se hace en una torre

de destilación, donde se calienta el crudo recién extraído del yacimiento. A medida

que aumenta la temperatura, los hidrocarburos comienzan a hervir dentro de la torre y

se transforman en vapor; este vapor se condensa y, en un nuevo procedimiento, los

hidrocarburos se separan para uso posterior.

La torre o columna de destilación dispone de salidas (llamadas platos) a diferentes

alturas, dependiendo de la temperatura de ebullición. En las partes más bajas de la

torre se sacan las fracciones menos volátiles (o con mayor punto de ebullición) y a

medida que la altura aumenta se recogen las fracciones de menor punto de ebullición

o fracciones volátiles.

Ilustración 23 - Torre de Destilación de Petroleo


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El punto de ebullición de cada compuesto está relacionado con su peso molecular, de

modo que mientras mayor sea el punto de ebullición mayor es el peso de este

compuesto.

Los productos importantes que se obtienen del petróleo son:

• Gas natural o metano: se encuentra en bajas proporciones disuelto en el

petróleo.

• Gas licuado de petróleo (GLP): es una mezcla de hidrocarburos llamados

propano y butano, que son utilizados como combustibles domésticos e

industriales y también como materia prima de numerosos plásticos.

• Solventes: como tolueno y benceno, utilizados para elaborar pegamentos.

• Gasolinas: también llamadas naftas, corresponden a una mezcla de

hidrocarburos utilizados como combustible en motores de combustión interna.

• Queroseno (o parafina): utilizado como combustible en maquinaria, en minería

y en calefacción doméstica; sin embargo, su uso es en particular contaminante,

no así la bencina o gasolina filtrada o gas natural.

• Gasóleo (o petróleo diesel): utilizado en motores diesel. Se puede obtener

también desde aceites de origen vegetal, en cuyo caso es llamado biodiesel.

Este compuesto representa un combustible alternativo a los utilizados

actualmente, debido a la menor cantidad de gases tóxicos emitidos luego de su

combustión.

• Fuel oil: es una mezcla de compuestos más pesados que los anteriores y es

utilizado como combustible en plantas de energía eléctricas, grandes hornos de

fundición o calderas.


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• Aceites y lubricantes: son compuestos viscosos que se utilizan en la lubricación

de piezas de motor, o bien como combustibles de lámparas, ciertos motores,

pequeños hornos y estufas.

• Residuos sólidos: son compuestos densos y pastosos, como alquitrán y asfalto,

utilizados en la construcción de caminos.

4.2.2.1 Gasolinas: índice de octano

La calidad de una gasolina o bencina utilizada en un motor de combustión (auto, avión)

indica las cualidades antidetonantes de este combustible. En el interior de los cilindros

del motor, la mezcla gasolina-aire comprimida se inflama con la chispa generada por la

bujía y produce un gran volumen de gases. Estos, al expandirse desplazan el pistón

hasta el extremo opuesto del cilindro. La sincronización del desplazamiento de los

pistones produce el giro del eje cigüeñal, lo que se traduce finalmente en el

movimiento del vehículo.

Es muy importante que la inflamación del combustible se logre a una velocidad

adecuada para que impulse el pistón en forma gradual y no que se produzca una

explosión (detonación), ya que esto último dañaría en corto tiempo el motor.

La gasolina comercial es una mezcla de hidrocarburos, y cuando se combina con aire y

se comprime fuertemente tiene la tendencia a inflamarse en forma más bien

explosiva. El agregado de pequeñas cantidades de algunos compuestos a la gasolina

permite reducir notablemente las propiedades detonantes del combustible y, por lo

tanto, la utilización de mayor compresión en los cilindros, lo que se traduce en mayor

potencia para el automóvil.

Algunos productos antidetonantes son el benceno (C6H6), algunos otros aromáticos, y

el tetraetilplomo (Pb[C2H5]4), que fue utilizado en Chile hasta hace algunos años, pero

fue prohibido debido a que es una fuente de emisión de plomo, un elemento muy

tóxico.

Por otra parte, se comprobó que el hidrocarburo de cadena recta n-heptano (C7H16) es

muy detonante (se le asignó índice 0) y que otro de cadena ramificada, el 2,2,4

trimetil-pentano (isooctano), es poco detonante (se le asignó índice 100). Con lo cual

se puede indicar qué porcentaje de cada uno de estos compuestos tiene una


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determinada gasolina y, por tanto, calificarla por su calidad antidetonante. Por

ejemplo, una mezcla de 90% de isooctano, y 10% de n-heptano posee un índice de

octano de 90.

Ilustración 24 - Productos derivados del Petróleo


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5. GUÍA DE DISEÑO

El objetivo del trabajo ha sido un análisis de la normativa española existente sobre la

protección contra incendios en las plataformas off-shore, con el fin de cumplir los

cuatro objetivos principales de la Seguridad Contra Incendios:

I. Protección de la vida

II. Protección de la propiedad

III. Protección de la actividad

IV. Protección del medioambiente

La normativa española específica para este tipo de industria es muy limitada, y es por

ello por lo que he tenido que investigar sobre normativas de diferentes ámbitos. El

análisis ha sido realizado basándome en las siguientes normativas:

- SOLAS 74/78 - Convenio Internacional para la seguridad de la vida

humana en la mar


complementarias


Industriales


Al ser normativas en algunos casos de aplicación tan dispar, el objetivo de mi proyecto

es aclarar mediante recomendaciones que pautas serían las adecuadas a aplicar para la

protección contra incendios integral de las instalaciones mar adentro.

Con el objetivo de cubrir todo el ámbito de la seguridad contra incendios, he basado

mi estudio normativo en los siguientes 3 apartados:

1- Instalaciones Contra Incendios

2- Seguridad Estructural

3- Sistemas de Evacuación


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5.1 Instalaciones Contra Incendios

Uno de los grandes inconvenientes que encontramos al proteger plataformas off-

shore, es la variedad de riesgos a las que nos enfrentamos en un entorno de tamaño

limitado y con una comunicación prácticamente nula con otras estaciones.

Es por todo esto, por lo que cobra una importancia fundamental que cada sector sea

protegido correctamente.

Para proteger correctamente las plataformas petroleras, analizaremos uno a uno los

diferentes instalaciones de protección – tal y como se hace en el RSCIEI- y añadiéndole

las recomendaciones de las diferentes normas estudiadas:

1. Detección de Incendios

2. Control de Propagación de Humos

3. Sistemas de Lucha Contra Incendios

5.1.1 Detección de Incendios

La finalidad de los sistemas de detección es que se detecte un incendio en el espacio

de origen y que se active una alarma a fin de permitir una evacuación sin riesgos y que

se inicien inmediatamente las actividades de lucha contra incendios.

Los sistemas fijos de detección de incendios que se encuentran en las plataformas off-

shore son muy similares a los que podemos encontrar en instalaciones terrestres – las

recomendadas en el RSCIEI- aunque con algunas diferencias.

Como hemos comentado anteriormente, su nivel de sensibilidad será mayor – por el

gran riesgo que conllevan los diferentes sectores de las plataformas off-shore- y en

muchos puntos los tendremos en redundancia por motivos de seguridad, pero los

principios son los mismos que en un sistema terrestre.


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5.1.1.1 Ensayos

Basándonos en las indicaciones de la normativa SOLAS 74/78, es necesario realizar

pruebas de los sistemas para asegurar su correcto funcionamiento de la manera

siguiente:

5.1.1.1.1 Ensayos Iniciales

El funcionamiento del sistema de detección de incendios y de alarma contraincendios

prescrito se someterá a prueba en condiciones diversas de ventilación.

5.1.1.1.2 Ensayos Periódicos

El funcionamiento de los sistemas fijos de detección de incendios y de alarmas contra

incendios se someterán a pruebas periódicas de manera satisfactoria a juicio de la

Administración por medio de equipo que produzca aire caliente a la temperatura

adecuada, o humo o partículas de aerosol cuya densidad o cuyo tamaño se hallen en la

gama adecuada, así como otros fenómenos relacionados con el comienzo de incendio

a los que deba responder el detector.

Ilustración 25 - Detector de Humo


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5.1.1.2 Protección mediante Detección Automática de los diferentes Sectores

Basándonos en la aplicación de la normativa SOLAS 74/78 y el RSCIEI, en los siguientes

lugares será obligatoria la inclusión de sistemas de detección de incendios:

5.1.1.2.1 Espacios de máquinas

La protección de estos espacios, se realizará mediante las indicaciones del SOLAS.

5.1.1.2.1.1 Con dotación permanente

Se instalará un sistema fijo de detección de incendios y de alarma contraincendios.

5.1.1.2.1.2 Sin dotación permanente

Se instalará únicamente en:

1- Los espacios para máquinas en que se haya la instalación de sistemas y equipo

accionados por telemando que sustituyan a la dotación permanente

2- Los espacios de las máquinas principales y auxiliares, incluidas las fuentes de

energía eléctrica principal, estén provistas de dispositivos de control

automático o por telemando en grados diversos y estén sometidas a vigilancia

continua desde una cámara de control con dotación.

Ilustración 26 - Espacio de Máquinas


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5.1.1.2.2 Espacios de alojamiento

Basándonos en las indicaciones del SOLAS, se instalarán detectores de humo en todas

las escaleras, todos los pasillos y todas las vías de evacuación que haya en el interior de

los espacios de alojamiento y se considerará la posibilidad de instalar detectores de

humo para fines especiales en el interior de los conductos de ventilación.

Ilustración 27 – Camarotes

5.1.1.2.3 Espacios de servicio y de Puestos de Control

Al igual que en el punto anterior y basándonos en las indicaciones del SOLAS, se

instalarán detectores de humo en todas en los espacios de servicio y los puestos de

control, y pudiendo considerarse además su instalación en el interior de los conductos

de ventilación.

5.1.1.2.4 Protección de los espacios de almacenamiento

Dependiendo del tipo de mercancía a almacenar, se tomarán unas medidas de

protección u otras.


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5.1.1.2.4.1 Mercancías No Peligrosas

Para este tipo de almacenamiento, aplicaremos la normativa SOLAS, y se instalará un

sistema fijo de detección de incendios y de alarma contraincendios o un sistema de

detección de humo por extracción de muestras en todo espacio de carga.

5.1.1.2.4.2 Mercancías Peligrosas

Para el almacenamiento de mercancías peligrosas, tras lo aprendido en el master, me

decantaría por un sistema de protección redundante, puesto que un incidente un

tanque de hidrocarburos puede traer unas consecuencias nefastas para toda la

instalación.

Ilustración 28 - Depósito de Hidrocarburos


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5.1.1.3 Protección Mediante Avisadores de accionamiento manual

Aplicando nuevamente la normativa SOLAS, se instalarán avisadores de accionamiento

manual que cumplan lo dispuesto en el Código de sistemas de seguridad contra

incendios en todos los espacios de alojamiento, de servicio y puestos de control. En

cada salida habrá un avisador de accionamiento manual. En los pasillos de cada

cubierta habrá avisadores de accionamiento manual fácilmente accesibles, de manera

que ninguna parte del pasillo diste más de 20 m de uno de dichos avisadores.

Ilustración 29 - Avisador Manual

5.1.1.4 Patrullas de incendios

Siguiendo las recomendaciones del SOLAS se mantendrá un eficiente sistema de

patrullas de modo que se pueda detectar rápidamente todo comienzo de incendio.

Cada uno de los componentes de la patrulla de incendios será adiestrado de modo que

conozca bien las instalaciones y la ubicación y el manejo de cualquier equipo que

pueda tener que utilizar.


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5.1.1.5 Sistema de Comunicación de Alarma

Basándonos en el RSCIEI, hará que instalemos alarmas en todos los sectores de la

plataforma y que la señal acústica acústica transmitida por el sistema de comunicación

de alarma de incendio permitirá diferenciar si se trata de una alarma por "emergencia

parcial" o por "emergencia general", y será preferente el uso de un sistema de

megafonía.

Ilustración 30 - Alarma de Incendios

5.1.1.6 Central de alarma contra incendios

La central de sistemas fijos de detección de incendios y de alarma contra incendios

estará colado en el Puesto de Control y tendrá que haber una vigilancia constante, que

hará que haya una supervisión humana ante cualquier señal de alarma.

Ilustración 31 - Sistemas de Detección Contra Incendios en Plataformas Off-Shore


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5.1.2 Control del humo y Ventilación

La finalidad de esto sistemas, es que se pueda controlar la propagación del humo de

un incendio a fin de reducir al mínimo los peligros que presenta el humo y los agentes

gaseosos peligrosos. En este caso, seguiremos las indicaciones del MI-IP 01 Refinérias,

para su instalación en los lugares que puedan contener contaminantes gaseosos –

depósitos de almacenamiento de hidrocarburos- y el SOLAS para el resto de sectores y

sobretodo el control de humos.

Ilustración 32 - Ventiladores de Humos Tipo

5.1.2.1 Sectores a aplicar Control de la Propagación del Humo

Como acabamos de indicar, basándonos en el SOLAS, aplicaremos el control de la

propagación del humo en los siguientes sectores.

5.1.2.1.1 Puestos de control situados fuera de los espacios de máquinas

Se tomarán todas las medidas posibles en relación con los puestos de control situados

fuera de los espacios de máquinas para asegurar que en caso de incendio siga

habiendo en dichos puestos ventilación y visibilidad y que no haya humo, de manera

que la maquinaria y el equipo que contengan puedan ser supervisados y continúen

funcionando eficazmente. Se instalarán dos medios de suministro de aire distintos e


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independientes, cuyas respectivas tomas de aire estén dispuestas de manera que el

peligro de que el humo se introduzca simultáneamente por ambas sea mínimo.

5.1.2.1.2 Espacios de máquinas

Se proveerán medios de control para permitir la extracción del humo y los mandos

estarán situados fuera del espacio de que se trate, de modo que no puedan quedar

aislados en caso de incendio en el espacio al que den servicio.

Ilustración 33 - Sala de Máquinas

5.1.2.1.3 Galerías de Instalaciones

Las galerías estarán equipadas con un sistema de extracción de humo. El sistema de

extracción de humo será activado por el sistema de detección de humo prescrito y se

podrá controlar manualmente. El tamaño de los ventiladores será tal que permita

extraer todo el humo acumulado en el espacio en 10 minutos como máximo.


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5.1.2.2 Sectores a aplicar Control de la Ventilación

En este apartado, tomaremos como referencia de diseño el MI-IP 01.

5.1.2.2.1 Locales con presencia de personal

Todos los locales con presencia de personal que puedan contener contaminantes

gaseosos deberán estar dotados de unos dispositivos eficaces de control de atmósfera

o de una ventilación adecuada, natural o forzada, a fin de mantener las

concentraciones en aire por debajo de los niveles máximos permitidos por la

legislación vigente.

5.1.2.2.2 Locales con presencia ocasional personal

Si dicha presencia es ocasional, no será necesario el requisito anterior

permanentemente, pero se deberá posibilitar su actuación a fin de conseguir, antes de

la entrada del personal, una atmósfera en las condiciones mencionadas de seguridad.

5.1.2.2.3 Locales de almacenamiento de Gases con baja densidad

En aquellos locales en que se manejen o almacenen gases con igual o menor densidad

que el aire deberán instalarse chimeneas de ventilación en la parte alta del techo.

5.1.2.2.4 Locales de bombas de Trasiego

Cuando las bombas de trasiego de hidrocarburos se encuentren en el interior de

locales, éstos deberán disponer de instalación adecuada y suficiente para evitar la

acumulación de vapores de hidrocarburos.


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5.1.3 Sistemas de lucha Contra Incendios

La finalidad de los sistemas de lucha contra incendios, es la supresión y rápida

extinción de un incendio en el espacio de origen.

Para este fin -basándonos en la normativa estudiada- se cumplirán las siguientes

prescripciones funcionales:

1. Se instalarán sistemas fijos de extinción de incendios teniendo debidamente en

cuenta el potencial de propagación del incendio en los espacios protegidos

2. Estarán rápidamente disponibles los dispositivos de extinción de incendios.

5.1.3.1 Sistemas de Suministro de Agua

Toda plataforma estará provista de bombas, colector, bocas y mangueras

contraincendios que cumplan las prescripciones en la medida en que éstas sean

aplicables. En este apartado, volveremos a utilizar las normativas SOLAS y MI-IP 01.

5.1.3.1.1 Almacenamiento del Agua

El suministro de agua -de acuerdo con la MI-IP 01- en este tipo de instalaciones puede

ser de dos tipos diferentes:

1. Depósitos, cerrados o abiertos, enterrados o de superficie, que suministren el

caudal y la presión requeridas por la instalación, de acuerdo con lo especificado

en este artículo

2. El mar

Como mínimo, uno de los suministros de agua será automático y capaz de aportar los

caudales necesarios para los primeros momentos, en caso de incendio, hasta que

pueda ponerse en funcionamiento el suministro principal.

La plataforma deberá contar con una reserva permanente de agua de la cuantía fijada

en el párrafo y durante cinco horas. Además conviene disponer de una fuente de

suministro adicional que permita combatir el incendio como mínimo durante cuarenta

y ocho horas.


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5.1.3.1.2 Bombas Contra Incendios

Dadas las peculiares características de las instalaciones off-shore, la Instrucción técnica

complementaria señala que las plataformas marítimas deberán disponer de una

bomba contra incendios que aporte un caudal mínimo de 350 m3/h.

Además, sabemos que las bombas deben manipular eficientemente todo tipo de

medios de extinción (desde agua hasta espuma) y deben dimensionarse de forma que

se adapten a la perfección a las necesidades específicas de todas y cada una de las

aplicaciones, partiendo del caudal mínimo dictaminado.

5.1.3.1.3 Disposición de bombas contraincendios

La normativa SOLAS regula que la disposición de las conexiones de agua de mar, las

bombas contraincendios y sus fuentes de energía será tal que permita asegurar que si

un incendio declarado en un compartimiento cualquiera puede inutilizar todas las

bombas, habrá otro medio consistente en una bomba contraincendios de emergencia

que cumpla lo dispuesto en el Código de sistemas de seguridad contra incendios y con

su fuente de energía y conexión al mar situadas fuera del espacio donde se encuentran

las bombas contraincendios principales o sus fuentes de energía.

5.1.3.1.4 Capacidad de cada bomba contraincendios

Continuando con la normativa SOLAS, encontramos que cada una de las bombas

contraincendios prescritas tendrá una capacidad no inferior 80% de la capacidad total

exigida dividida por el número mínimo de bombas contraincendios prescritas, que

nunca será de menos de 25 m3/h. Estas bombas contra incendios podrán alimentar el

sistema del colector contra incendios en las condiciones estipuladas. Cuando el

número de bombas instaladas sea superior al mínimo prescrito, estas bombas tendrán

una capacidad de por lo menos 25 m3/h.


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Ilustración 34 - Bomba Contra Incendios

5.1.3.1.5 Colectores y bocas contra incendios

Como indican todas las normativas, no se emplearán para los colectores y bocas

contraincendios materiales que el calor inutilice fácilmente, a menos que estén

convenientemente protegidos. Las tuberías y bocas contraincendios estarán situadas

de modo que se les puedan acoplar fácilmente las mangueras. La disposición de las

tuberías y bocas contraincendios será tal que se evite la posibilidad de su congelación.

Todas las tuberías principales dispondrán de medios adecuados de drenaje. La

normativa SOLAS también indica que en la cubierta, las bocas contraincendios estarán

emplazadas de tal manera que se hallen siempre fácilmente accesibles.

5.1.3.1.6 Rápida disponibilidad del suministro de agua

Es interesante la inclusión de este apartado de la normativa SOLAS, que dice que si el

espacio de máquinas se halla sin dotación permanente o cuando sólo es necesario que

haya una persona de guardia, se podrá obtener en el acto agua que entregue el

sistema del colector contraincendios a una presión adecuada, ya sea poniendo en

marcha por telemando una de las bombas principales contraincendios desde el puesto

de control contraincendios, ya sea mediante la presión permanente a que se someta el


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sistema del colector contraincendios con una de las bombas principales

contraincendios.

5.1.3.1.7 Diámetro del colector contra incendios

El MI-IP 01 indica que las tuberías que constituyan la red de agua contra incendios se

calcularán de modo que garanticen el caudal requerido a una presión mínima de 7,5

kg/cm² en cualquier punto.

5.1.3.1.8 Válvulas de aislamiento y válvulas de desahogo

Las válvulas de aislamiento destinadas a separar del resto del colector contra incendios

la sección de éste situada dentro del espacio de máquinas en que se hallen la bomba o

las bombas principales contraincendios, se instalarán en un punto fácilmente accesible

y a salvo de riesgos fuera de los espacios de máquinas. La bomba de emergencia

contraincendios, su entrada de agua de mar, sus tuberías de aspiración y de descarga y

sus válvulas de aislamiento se encontrarán fuera del espacio de máquinas.

5.1.3.1.9 Número y distribución de las bocas contraincendios

El número y la distribución de las bocas contraincendios serán tales que por lo menos

dos chorros de agua no procedentes de la misma boca contraincendios, uno de ellos

lanzado por una manguera de una sola pieza, puedan alcanzar cualquier parte de la

plataforma. Además, estas bocas contra incendios estarán emplazadas cerca de los

accesos a los espacios protegidos.

5.1.3.1.10 Presión de las bocas contra incendios

En ninguna de las bocas contraincendios la presión máxima excederá de aquella a la

cual se pueda demostrar que la manguera contraincendios puede controlarse

eficazmente.


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5.1.3.1.11 Mangueras contra incendios y lanzas

Las mangueras contraincendios serán de materiales no perecederos y tendrán longitud

suficiente para que su chorro de agua alcance cualquier punto en que pueda ser

necesario. Cada manguera estará provista de una lanza y de los acoplamientos

necesarios. Las mangueras, así como los accesorios y herramientas necesarios, se

mantendrán listos para su uso inmediato y colocado en lugares bien visibles, cerca de

las conexiones o bocas contraincendios.

5.1.3.1.12 Monitores de Agua

Siguiendo la norma MI-IP, para la proyección del agua se instalarán monitores en

lugares estratégicos para la adecuada protección de las instalaciones.

Ilustración 35 - Monitor de Agua


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5.1.4.2 Extintores portátiles

Siguiendo con la normativa SOLAS, los espacios de alojamiento y de servicio y los

puestos de control estarán provistos de extintores. No habrá extintores de incendio a

base de anhídrido carbónico en los espacios de alojamiento. En los puestos de control

y demás espacios que contengan equipo eléctrico o electrónico o dispositivos

necesarios para la seguridad de la plataforma, se proveerán extintores cuyo agente

extintor no sea conductor de la electricidad ni pueda dañar el equipo y los dispositivos.

5.1.4.2.1 Mantenimiento y operacionalidad

Los extintores de incendio estarán listos para su utilización y situados en un lugar

visible que pueda alcanzarse rápida y fácilmente en todo momento en caso de

incendio, y de modo que su utilidad no se vea afectada por las condiciones

meteorológicas, las vibraciones o factores externos. Los extintores portátiles

dispondrán de dispositivos que indiquen si se han utilizado.

5.1.4.2.2 Cargas de Respeto

Se proveerán cargas de respeto para el 100% de los 10 primeros extintores y para el

50% del resto de los extintores que se puedan recargar en la plataforma. No se

necesitan más de 60 cargas de respeto.

Ilustración 36 - Extintores


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5.1.4.3 Sistemas Fijos de extinción de Incendios

Dada la gran diversidad de riesgos a proteger, las instalaciones fijas de extinción de

incendios son muy variadas.

5.1.4.3.1 Sistemas fijos de extinción de incendios por gas

Los sistemas fijos de extinción basados en agentes gaseosos proporcionan una

protección limpia contra incendios para la vida humana, los bienes y el medio

ambiente. Existen otras técnicas de protección contra incendios con agentes no

gaseosos, los cuales pueden provocar daños en los bienes a proteger y que por tanto

no son aceptables en muchas aplicaciones.

5.1.4.3.1.1 Medios de cierre para los sistemas fijos de extinción de incendios por gas

Cuando se utilice un sistema fijo de extinción de incendios por gas, será posible cerrar

todas las aberturas por las que pueda penetrar aire en el espacio protegido o escapar

gas de él.

Ilustración 37 - Sistema de Extinción por Gas


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5.1.4.3.2 Sistemas fijos de extinción por espuma

Estos sistemas de extinción se basan en la realización de una mezcla de agua, agente

espumógeno y aire que generan la espuma que se descargará sobre el riesgo (efecto

similar a la expansión que se genera en la mezcla de jabón y agua). En función de la

expansión de la concentración de espumógeno pueden distinguirse tres tipos de

espuma: baja, media y alta expansión.

Ilustración 38 - Sistema de Espumógeno

5.1.4.3.3 Sistemas fijos de extinción por agua

Es un aplicador de agua con un tapón termosensible que está diseñado para destruirse

a temperaturas predeterminadas, provocando en forma automática la liberación de un

chorro de agua pulverizada, que puede extinguir el fuego justo en la zona donde éste

se ha iniciado.

Ilustración 39 - Sistema de Agua Pulverizada


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5.1.4.3.4 Almacenamiento del agente extintor

Cuando el agente extintor esté almacenado fuera de un espacio protegido, se hallará

en un espacio situado detrás del mamparo de colisión y que no se emplee para otro

propósito. La entrada a tal espacio de almacenamiento se efectuará preferiblemente

desde una cubierta expuesta, y en todo caso dicha entrada será independiente del

espacio protegido. Los espacios que se no se puede acceder desde la cubierta

expuesta, dispondrán de un sistema de ventilación mecánico previsto para eliminar el

aire del fondo del espacio y tendrá las dimensiones necesarias para permitir 6 cambios

de aire por hora. Las puertas de acceso se abrirán hacia afuera, y los mamparos y las

cubiertas que constituyen los límites entre dichos compartimientos y los espacios

cerrados contiguos, incluidas las puertas y otros medios de cierre de toda abertura de

los mismos, serán herméticos.

5.1.4.3.5 Aplicación de Sistemas de Extinción en diferentes Sectores

Según la norma SOLAS, en los diferentes sectores la aplicación de sistemas

automáticos de extinción debe ser la siguiente.

5.1.4.3.5.1 Medios de extinción de incendios en los espacios de máquinas

En los espacios de máquinas que contienen calderas alimentadas con combustible

líquido o instalaciones de combustible líquido.

Los espacios de para máquinas que contengan calderas alimentadas con combustible o

instalaciones de combustible estarán provistos de uno cualquiera de los sistemas fijos

de extinción de incendios indicados anteriormente. En todos los casos, si las cámaras

de máquinas y las de calderas no están completamente separadas entre sí, o si el

combustible puede escurrirse desde la cámara de calderas hasta la de máquinas, las

cámaras combinadas de máquinas y de calderas serán consideradas como un solo

compartimiento.


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5.1.4.3.5.1.1 Medios Adicionales

En cada cámara de calderas o fuera de éstas, en la entrada, habrá por lo menos un

dispositivo portátil lanza espuma que cumpla lo dispuesto en el Código de sistemas de

seguridad contra incendios.

En cada frente de quemadores de cada cámara de calderas y en todo espacio en que

se halle situada una parte de la instalación de combustible líquido habrá por lo menos

dos extintores portátiles de espuma o de un producto equivalente.

En cada frente de quemadores habrá un recipiente que contenga por lo menos 0.1 m3

de arena, serrín impregnado de sosa u otros materiales secos, junto con una pala

adecuada para esparcir el material.

5.1.4.3.5.2 Dispositivos de extinción de incendios en puestos de control espacios de

alojamiento y espacios de servicio

Todos los puestos de control, espacios de servicio, y espacios de alojamiento, incluidos

pasillos y escaleras, estarán equipados con un sistema automático de rociadores de

tipo o que cumpla con lo prescrito en el Código de sistemas de seguridad contra

incendios. En su lugar, los puestos de control en que el agua pueda dañar equipo

esencial podrán ir equipados con un sistema fijo de extinción de incendios o de otro

tipo. En espacios con escaso o ningún riesgo de incendio, tales como espacios

perdidos, aseos públicos, pañoles de almacenamiento de CO2, u otros análogos,

tampoco es necesario que haya un sistema automático de rociadores.

5.1.4.3.5.3 Medios de extinción de incendios en espacios de carga

Dependiendo del tipo de carga, podremos utilizar un sistema u otro que analizaremos

en los siguientes puntos:


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5.1.4.3.5.3.1 Sistemas fijos de extinción de incendios por gas para cargas generales

Los espacios de carga igual o superior a 1000 toneladas estarán protegidos por un

sistema fijo de extinción de incendios por gas que cumpla lo dispuesto en el Código de

sistemas de seguridad contra incendios o por un sistema fijo de extinción a base de

espuma de alta expansión que ofrezca una protección equivalente.

5.1.4.3.5.3.1 Sistemas fijos de extinción de incendios por gas para mercancías

peligrosas

Los sectores con mercancías peligrosas irán provistos en todos los espacios de carga de

un sistema fijo de extinción de incendios por gas, que cumpla lo prescrito en el Código

de sistemas de seguridad contra incendios, o de un sistema de extinción de incendios

que a juicio de la Administración ofrezca una protección equivalente para las cargas

que se transporten.

5.1.4.3.5.4 Protección de los tanques de carga

Utilizaremos sistemas fijos en cubierta a base de espuma, y dicha instalación podrá:

1. Extinguir el fuego prendido en sustancias derramadas e impedir la ignición

de los hidrocarburos derramados que todavía no estén ardiendo;

2. Combatir incendios en tanques que hayan sufrido roturas

5.1.4.3.5.5 Protección de las cámaras de bombas de carga

Cada una de las cámaras de bombas de carga estará provista de uno de los sistemas

fijos de extinción de incendios por gas, accionado desde un punto de fácil acceso

situado fuera de la cámara.


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5.1.4.3.5.5.1 Características del Sistema

Un sistema de anhídrido carbónico que cumpla lo prescrito en el Código de sistemas

de seguridad contra incendios y las condiciones siguientes:

a. Los dispositivos de alarma emitirán una señal acústica para indicar la descarga

del agente extintor serán de un tipo seguro para ser utilizados en una mezcla

inflamable de vapores de la carga y aire; y

b. Se colocará un aviso en los mandos que indique que a causa del riesgo de

ignición debido a la electricidad estática, el sistema se utilizará únicamente

para extinción de incendios y no con fines de inertización.

5.1.4.4 Unidades de Bomberos

Para la correcta protección contra incendios de las plataformas petroleras, la

normativa MI-IP 01 no indica que se deberá tener una brigada de lucha contra

incendios propia (formada por personal especialmente adiestrado en la protección

contra incendios mediante la formación adecuada, periódica y demostrable)

incluyendo medios adecuados, que deben determinarse específicamente, y un plan de

autoprotección, así como una coordinación adecuada con un servicio de bomberos.

5.1.4.4.1 Tipos de equipo de bombero y aparatos respiratorios para evacuaciones

de emergencia

Los equipos de bombero y los aparatos respiratorios para evacuaciones de emergencia

cumplirán lo prescrito en el Código de sistemas de seguridad contra incendios.

Ilustración 40 - Brigada Bomberos en Plataformas Petroleras


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5.1.4.4.2 Servicios complementarios contra incendios

Para completar las instalaciones contra incendios fijas, la normativa MI-IP 01 nos indica

que se podrá disponer del servicio de remolcadores o lanchas dotadas de medios

contra incendios propios.

Ilustración 41 - Lanchas con Cañones de Agua


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5.2. Seguridad Estructural

Como en toda instalación o edificación existente, las plataformas off-shore, necesitan

mantener unos estándares de integridad y resistencia contra las perturbaciones

ocasionadas por incendios y explosiones. Además, cada sector deberá intentar

contener el incendio sin que permita su propagación.

Como hemos venido haciendo en los anteriores puntos, haciendo uso de la normativa

aplicable en España, realizaremos el análisis normativo:

1- Análisis de Resistencia al Fuego

2- Análisis de Contención

5.2.1 Análisis de Resistencia al Fuego

Las exigencias de comportamiento ante el fuego de un elemento constructivo portante

se definen por el tiempo en minutos, durante el que dicho elemento debe mantener la

estabilidad mecánica.

Tomando como referencia el alto nivel de carga de fuego existente en las plataformas

petrolíferas, y basándome en las tablas de resistencia al fuego del RSCIEI; aplicaremos

a todos los sectores el máximo nivel de RF al fuego aplicable. Es por ello, que todos los

sectores deberían tener un valor RF 180.

5.2.1.1 Fijaciones

Las piernas de las plataformas pueden ser bien hormigón o de acero. Aunque hoy en

día, para la fabricación de las plataformas se utilizan materiales avanzados, como

la rejilla de fibra de vidrio producida por medio de pultrusión. Como estos materiales

pesan un tercio de lo que pesa el acero ayudan a la flotación de la plataforma. Para el

combate de la corrosión se utilizan materiales plásticos.


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5.2.1.1.1 Resistencia al Fuego

Los plásticos con los que están recubiertos son de baja conductividad térmica y bajo

coeficiente de inflamabilidad, mejorando sustancialmente la resistencia al fuego del

acero con un valor de RF180.

5.2.1.2 Cubiertas

Las cubiertas también suelen ser también de rejilla de fibra de vidrio.


Los plásticos con los que están recubiertos son de baja conductividad térmica y bajo

coeficiente de inflamabilidad, mejorando sustancialmente la resistencia al fuego del

acero dándole un valor RF180.

5.2.1.3 Casetas

Las fachadas de las casetas están compuestas por paneles de sándwich.


Estos paneles de lana de roca se caracterizan por ser incombustibles y tener una

resistencia al fuego alta, de un RF180.

Ilustración 42 - Sandwich de Lana de Roca


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5.2.1.4 Tanques de Carga

Las tanques se construyen en gajos utilizando chapas de acero. Se sostienen mediante

columnas que deben ser calculadas para soportar el peso de la esfera durante la

prueba hidráulica (pandeo).

Al igual que en los cigarros, todas las soldaduras deben ser radiografiadas para

descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje.


Como en el resto de elementos la resistencia al fuego debe ser de máxima nivel,

puesto que al contener materiales muy inflamables, su propagación hacia el interior

son de consecuencias funestas.

Ilustración 43 - Tanques de Carga


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5.1.2 Contención del Incendio

La finalidad del presente punto es que se pueda contener un incendio en el espacio de

origen, y para ello analizaremos los diferentes sectores basándonos en la normativa

SOLAS y su perspectiva sobre el aislamiento del fuego.

Se realizará una subdivisión mediante mamparos límite térmicos y estructurales,

teniendo en cuenta el riesgo de incendio que presente cada espacio. El aislamiento

térmico de los mamparos será tal que proteja debidamente del riesgo de incendio que

ofrecen ese espacio y los espacios adyacente se mantendrá la integridad al fuego de

las divisiones en las aberturas y penetraciones.

5.1.2.1 Puestos de Control

Se realizará una correcta división de sectores, en los espacios en que están situadas las

fuentes de energía y de alumbrado de emergencia.

a. Puestos de control de incendios.

b. Cámara de control de las máquinas.

c. Espacios en que está centralizado el equipo de alarma contraincendios.

5.1.2.2 Pasillos

Pasillos y vestíbulos son importancia vital para realizar la evacuación. Es por ello, que

es necesario que su aislamiento sea total.

5.1.2.3 Espacios de alojamientos

Es necesaria la completa separación de los espacios de alojamiento del resto de

sectores, incluidos pasillos y escaleras colindantes.


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5.1.2.4 Escaleras

Escaleras interiores, ascensores, troncos de evacuación de emergencia totalmente

cerrados y escaleras mecánicas (que no se encuentren totalmente dentro de los

espacios de máquinas) y espacios cerrados correspondientes.

5.1.2.5 Espacios de servicio

Armarios y pañoles que no están previstos para el almacenamiento de líquidos

inflamables y cuya superficie es inferior a 4m2, y cuartos de secado y lavanderías

5.1.2.6 Espacios de Máquinas

La protección de los espacios de máquinas es de suma importancia, puesto que es

donde se suelen desarrollar los procesos más sensibles y necesarios para el correcto

funcionamiento de las plataformas.

5.1.2.7 Cámaras de bombas de carga

Espacios que contienen las bombas de carga y las entradas y los troncos de acceso a

los mismos.

5.1.2.8 Cubiertas expuestas

Espacios de la cubierta expuesta y zonas protegidas del paseo de cubierta con pequeño

o ningún riesgo de incendio. Estos espacios estarán ventilados naturalmente mediante

aberturas permanentes.

5.1.2.9 Sistemas de ventilación

Los conductos de ventilación serán de material incombustible. Sin embargo, los

conductos cortos que no excedan en general de 2 m de longitud ni de 0,02 m2 de área

de sección transversal libre no necesitan ser incombustibles.


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5.2.3 Requisitos Constructivos Frente al Fuego

Como queda remarcado durante todo el trabajo, la peligrosidad de las operaciones

realizadas en las plataformas y de los materiales almacenados, hace necesaria que la

resistencia e integridad de los materiales frente al fuego sea la máxima posible.

Pero no solo ello, si no también tienen que tener una alta protección contra la

corrosión y las intempestades del clima, para que la resistencia de los materiales no

merme considerablemente y a la hora de mantenerse rígida ante las altas

temperaturas y sea la diseñada al principio.

Es por todo esto, por lo que los materiales en este tipo de instalaciones deben ser de la

mayor calidad.

5.2.2.2.1 Resistencia para la Evacuación

Aún y todo, y como comentaremos más adelante en el punto de la evacuación, es

importante ser conscientes que los fuegos en están plataformas son prácticamente

impredecibles, y es por ello por lo que es imprescindible asegurar un tiempo de

resistencia mínima para la evacuación de todo el personal; ya que el control y

estabilización del incendio puede ser muy complicado.

Los puntos de reunión y evacuación deben ser especialmente protegidos y diseñados,

de modo que queden lejos de los puntos más peligrosos y que además tengan la

mayor resistencia y estabilidad ante el fuego

Ilustración 44 - Colapso de DeepWater Horizon


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5.3 Sistemas de Evacuación

Las instalaciones costa fuera deben estar diseñadas, equipadas y organizadas a fin de

proveer los medios para una evacuación segura de todo el personal, bajo todas las

posibles circunstancias de emergencia, debiendo permanecer disponibles estas

medidas, para su uso inmediato.

Debido a la ubicación geográfica de las instalaciones petroleras costa fuera estas

deben estar diseñadas y equipadas con dispositivos de seguridad y salvamento que

prevengan y salvaguarden al personal que las tripulan, así como contar con sus planes

de emergencia, planos de ubicación de los equipos de salvamento e implementar el

continuo adiestramiento para el caso de que ocurra alguna contingencia.

Tomando como referencia estos objetivos, realizaremos un listado con algunas

recomendaciones extraídas de las diferentes normativas analizadas.

5.3.1 Análisis Normativo

Tras analizar las diferentes normativas, para este apartado he decidido implementar

las que en mi opinión son las pautas más interesantes para realizar una evacuación

segura e integral de toda la plataforma.

En la normativa SOLAS 74/78 - Convenio Internacional para la seguridad de la vida

humana en la mar, el tema de la evacuación se aborda de una manera muy adecuada.

Es por ello, que tomando como referencia los puntos más interesantes, he realizado un

listado de las que me parecen más importantes para poder desarrollar la evacuación

de la plataforma de manera segura y ordenada.


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Como en algunos puntos me ha parecido que se quedaba un poco escasa, he decidido

implementar apartados de las otras normativas analizadas para que estas

recomendaciones sean lo más útiles posibles, y que en un futuro se puedan tomar

como guía de referencia para realizar una adecuada evacuación de las plataformas

fuera a costo en territorio español, como “La Gaviota” en el Golfo de Vizcaya.

Para ello, analizando diferentes puntos, realizaremos recomendaciones de peso sobre

material, formación y personal necesario para lograr la salida ordenada y segura de

todo el personal a bordo.

5.3.1.1 Formación

Es fundamental una adecuada formación de todos los miembros de la plataforma para

que en caso de incidente, la evacuación se realice prácticamente de manera

“autónoma”.

Aún y todo, partiremos de la premisa de que los incidentes son aleatorios y pueden

ocurrir en cualquier momento, por lo tanto es posible que haya personal a bordo de

manera puntual a la que no se le haya instruido lo suficiente como para desenvolverse

adecuadamente ante un incidente.

Por ello, los siguientes puntos se desarrollarán de manera eficaz, para ponernos

siempre en el peor de los casos a la hora de realizar un plan de evacuación.

5.3.1.1.1 Estancia Continua

Si se va a trabajar de continuo en la plataforma, sería necesario realizar un curso en

tierra que se complementaria con un curso al llegar a las instalaciones, para

familiarizarse perfectamente con las instalaciones.

La formación y ejercicios deberán ser periódicos y de obligado cumplimiento, logrando

los siguientes objetivos y requisitos:

1. Familiarización con las instalaciones de seguridad y los ejercicios de reunión


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2. Ejercicios de emergencias

3. Formación e instrucciones impartidas a bordo

5.3.1.1.2 Visita Puntual

Para quien tenga que visitar de forma puntual las instalaciones, será suficiente con un

cursillo en tierra antes de visitar la plataforma, para familiarizarse al menos con las

instrucciones más básicas a seguir en caso de incidente.

5.3.1.2 Cuadro de Obligaciones e Instrucciones para casos de Emergencia

Como complemento a la formación recibida por el personal a bordo, será obligatoria la

colocación de cuadros de obligaciones e instrucciones para casos de emergencia

repartidos por todas las instalaciones.

Las instrucciones constarán de:

1- Puesto de Reunión

2- Comportamiento en caso de emergencia

3- Utilización de chalecos salvavidas

Ilustración 45 - Cuadro de Obligaciones e Instrucciones para casos de Emergencia


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5.3.2.3 Comunicaciones

Para realizar una adecuada evacuación, es necesario un contacto constante entre los

diferentes puntos de reunión y los encargados de la evacuación. Para ello, listaremos

una serie medidasy materiales necesarios para un positivo desenlace.

5.3.2.3.1 Dispositivos radioeléctricos de salvamento

Es recomendable tener al menos un aparato radiotelefónico bidireccional de ondas

métricas por cada punto de encuentro, para asegurarnos siempre una comunicación

adecuada entre estos y el puesto de mando.

5.3.2.3.2 Respondedores de radar

Es obligatorio tener al menos un dispositivo respondedor de radar, para poder

comunicarse con equipos externos a la plataforma.

5.3.2.3.3 Bengalas

Las instalaciones contarán con lanza bengalas con paracaídas distribuidos por

diferentes los diferentes puntos reunión y los botes salvavidas, muy adecuados para la

localización en las noches cerradas.

5.3.2.3.4 Sistemas de Comunicaciones de a Bordo

Para la comunicación entre los diferentes puntos de control de la plataforma, es

adecuado contar con

5.3.2.3.4.1 Sistema de Alarma

Para convocar a la tripulación al punto de reunión.


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5.3.2.3.4.1 Sistemas de Megafonía

Claramente audible en todos los puntos, y que sobreponga a la alarma, para poder dar

unas indicaciones adecuadas si estas fueran necesarias.

Ilustración 46 - Centro de Control

5.3.1.3 Dispositivos Individuales de Salvamento

Las plataformas petroleras al estar mar adentro, suelen ser proclives a sufrir las

inclemencias del tiempo, es por ello que es necesario tener distribuidos por los

diferentes puntos de la estructura equipos de salvamento individuales, que ayuden a

sobrevivir hasta que se realice la evacuación a un punto seguro.

5.3.1.3.1 Aros Salvavidas

Es recomendable distribuirlos por toda la plataforma


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5.3.1.3.2 Chalecos Salvavidas

Lo adecuado sería al menos tener uno por cada plaza en los botes salvavidas, que

deberán estar situados en los puestos de embarcaciones, y muy recomendable

también tener uno en cada camarote.

5.3.1.3.3 Trajes de inmersión

Es muy recomendable para cada una de las personas encargadas de la evacuación,

tener un traje de inmersión, puesto que si cae un hombre al agua, son ellos los que se

deben encargar de su rescate.

5.3.1.3.4 Trajes de protección contra la intemperie

Al igual que con los trajes de inmersión, debe haber uno para cada una de las personas

encargadas de la evacuación; puesto que ellos deben encargarse de que todo el

mundo sea evacuado, manteniéndose más tiempo expuestos a las inclemencias del

temporal.

Ilustración 47 - Equipos Individuaes de Salvamento

5.3.1.4 Embarcaciones de supervivencia

La evacuación debe realizarse a un lugar seguro tras abandonar la plataforma, y para

ello utilizaremos los botes salvavidas a modo de transporte.


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5.3.1.4.1 Supervisión

Es necesaria la supervisión y control de las embarcaciones.

5.3.1.4.1.1 Personal suficiente para su correcto manejo

Debe disponerse de personal suficiente para el manejo de todas las embarcaciones

existentes.

5.3.1.4.1.2 Personal titulado para el manejo de las embarcaciones

El personal a cargo del manejo de las embarcaciones debe estar familiarizado y

ostentar un titulo que demuestre su formación

5.3.1.4.1.3 Posibilidad de nombrar suplentes

Si el encargado de la embarcación creyera necesaria su suplencia, tiene potestad para

elegir un sustituto

5.3.1.4.1.4 Encargados deberán tener una lista de los tripulantes

Los encargados de las embarcaciones de evacuación deben tener un listado de los

tripulantes para asegurar el auxilio de todos ellos

5.3.1.4.2 Características de los puntos de evacuación

Los puntos de evacuación deben disponer de las siguientes características:

1. Proximidad a los espacios de alojamiento y servicios

2. Facilidad de acceso

3. Iluminación adecuada

4. Facilidad para embarcar


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Ilustración 48 - Bote Salvavidas

5.3.1.5 Disponibilidad Funcional, Mantenimiento e inspección

Todos los equipamientos e instalaciones para el correcto funcionamiento de los

sistemas de evacuación deberán estar en perfectas condiciones en todo momento,

realizándose el mantenimiento e inspecciones necesarias.

5.3.1.5.1 Disponibilidad funcional

En todo momento, todos los dispositivos de salvamento estarán en condiciones de

servicio y listos para utilizarlos inmediatamente.

5.3.1.5.2 Mantenimiento

Se tendrá un programa planificado de mantenimiento a bordo y de obligado

cumplimiento.

5.3.1.5.3 Piezas de repuesto y equipos de reparación

Es fundamental mantener un espacio con todas las piezas necesarias para la

reparación y sustitución de los elementos dañados.


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5.3.1.5.4 Inspecciones

Las inspecciones deben realizarse en diferentes tempos:

1. Semanales

2. Mensuales

3. Semestrales

Ilustración 49 - Mantenimiento de las Instalaciones

5.3.1.6 Zonas de Aterrizaje y de Evacuación para Helicópteros

Los medios aéreos pueden usarse como vía de escape alternativa ante un incidente,

pero dada su vulnerabilidad; es fundamental un exhaustivo análisis periódico para

mantenerlos operacionales en todo momento.


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5.3.2 Análisis Operacional

Tras analizar las diferentes características y prescripciones normativas de la evacuación

es hora de analizar su utilización contra incendios.

Cuando ocurre un incendio, como hemos indicado en los anteriores puntos, es

necesaria la búsqueda del lugar de reunión más cercano para poder desplazarse a la

zona de botes salvavidas.

La prioridad absoluta de los sistemas de evacuación, es salva guardar las vidas

humanas, por lo tanto se usarán para evacuar al personal de la plataforma y evitar

ninguna pérdida humana.

Por otro lado, las unidades de bomberos establecidas deberán intentar controlar el

fuego in-situ, pero si esto fuera imposible; deberán abandonar la plataforma lo antes

posibles y esperar a la llegada de los buques de salvamento. Estos buques realizarán

un ataque desde los cañones instalados en su cubierta y de manera coordinada;

ayudando a la evacuación del personal si fuera necesario.

5.3.2.1 Áreas de Refugio

Las áreas de refugio se encuentran divididas en diferentes puntos de las plataformas,

pero estas simplemente servirán como protección provisional; puesto que las altas

cargas de fuego existentes en las plataformas, hacen imposible su estanqueidad por un

largo periodo de tiempo. Es por ello, que es necesario que se evacue la plataforma lo

antes posible.

5.3.2.2 Características medios de evacuación

Los medios de evacuación disponibles deben ser suficientes para evacuar todo el

personal a bordo de las instalaciones. Como coeficiente de seguridad, he tomado

decidido multiplicar el número máximo de tripulantes por 1.2 para calcular la cantidad

necesaria de plazas existentes en los botes salvavidas, con el fin de evitar quedarnos


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sin suficiente espacio si alguna explosión o incendio daña algún bote salvavidas. De

estos cálculos, excluiremos los sistemas de evacuación aéreos, por su alta sensibilidad

a los desperfectos mecánicos ocasionados por los incendios y diversos incidentes que

hagan necesaria la evacuación de la plataforma.

Ilustración 50 - Evacuación Mediante Helicóptero


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6. ESTUDIO DE INCIDENTES – DEEPWATER HORIZON

Son innumerables los incidentes ocurridos en plataformas petrolíferas en alta mar; y

como es bien sabido, sus consecuencias son funestas en todos los ámbitos: económico,

social, medioambiental y personal.

Ilustración 51 - Extracciones en Agua Profundas

6.1 Incidentes Famosos

6.1.1 Piper Alpha

La plataforma petrolera era la productora de petróleo más grande del mundo,

produciendo 317.000 barriles de petróleo por día. El 6 de julio de 1988, como parte del

mantenimiento general, los técnicos quitaron y comprobaron las válvulas de seguridad

que eran esenciales en la prevención de la acumulación peligrosa del gas líquido. Había

100 válvulas de seguridad idénticas que fueron comprobadas. Desafortunadamente,

los técnicos cometieron un error y olvidaron substituir una de ellas. A las 10 P.M. de la

misma noche, un técnico presionó la tecla de inicio para las bombas de gas líquido y el

accidente más costoso de una plataforma petrolera comenzó.


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En el plazo de 2 horas, la plataforma de 300 pies fue engullida en llamas. Se derrumbó,

matando a 167 trabajadores y dando por resultado $3.4 mil millones en daños.

6.1.2. P-36

La zona en la que se hundió la P36, de 31.400 toneladas, Campos Basin, estaba

considerada como el sistema de extracción de petróleo más profundo del mundo. La

plataforma, construida en Génova en 1994 fue comprada por Petrobras y empezó a

funcionar en mayo del año 2000. El accidente comenzó con una explosión a la que

media hora después le siguió otra que obligó a evacuar a las 175 personas que se

encontraban a bordo de la P36 a otra plataforma a 12 kilómetros de distancia. Siete

horas después, la plataforma navegaba a la deriva hasta terminar hundiéndose bajo las

aguas. A fecha de hoy, sigue sin saberse cuál es el origen de las dos deflagraciones.

6.1.2 IXTOC-I

Ixtoc I fue un pozo exploratorio de petróleo localizado en el Golfo de México, a 965

kilómetros al sur de Texas y 94 kilómetros de Ciudad del Carmen. El 3 de junio de 1979,

sufrió un reventón (blowout en perforación) y se volvió el derrame no intencional más

grande de la historia hasta entonces.

La empresa Pemex estaba perforando a una profundidad 3.63 kilómetros un pozo de

petróleo, cuando se perdió la barrena y la circulación de lodo de perforación. Debido a

esto, se perdió la estabilidad y hubo una explosión de alta presión la cual provocó el

reventón. El petróleo entró en ignición debido a una chispa y la plataforma colapsó.

http://es.wikipedia.org/wiki/Golfo_de_M%C3%A9xico�

http://es.wikipedia.org/wiki/Texas�

http://es.wikipedia.org/wiki/Ciudad_del_Carmen�

http://es.wikipedia.org/wiki/1979�

http://es.wikipedia.org/wiki/Pemex�


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Ilustración 52 - Incidente de IXTOC-I

6.2 Deepwater Horizon

La Deepwater Horizon era una plataforma petrolífera semisumergible de

posicionamiento dinámico de aguas ultra-profundas construida en el año 2001 y

situada en en el golfo de México, compartido por Estados Unidos, Cuba y el

propio México que se hundió el 22 de abril de 2010 como resultado de una explosión

que había tenido lugar dos días antes provocando el más importante vertido de

petróleo de la historia, estimado en 779 000 t de crudo.

Los primeros daños afectaron a las marismas de la desembocadura y

el delta del Misisipi extendiéndose el daño al área de Luisiana y otros sectores

de Florida y Cuba.

El propósito de la torre Deepwater Horizon era perforar pozos petrolíferos en el

subsuelo marino, trasladándose de un lugar a otro conforme se requiriera. Una vez

que se terminaba de perforar, la extracción era realizada por otro equipo. Deepwater

Horizon era propiedad de Transocean y había sido arrendado a BP hasta septiembre

de 2013. En septiembre de 2009 perforó el pozo petrolero más profundo de la historia.

6.2.1 Especificaciones

Deepwater Horizon era una torre petrolífera de diseño RBS-8D de quinta generación,

semi sumergible, de posicionamiento dinámico y de aguas ultra-profundas, cuyos

taladros perforaban el lecho marino, mientras que otro tipo de torres y plataformas

son utilizadas para extraer petróleo de pozos ya taladrados. La torre tenía 121 m de

largo por 78 m de ancho y era una de las torres de perforación más grandes de aguas

profundas. Podía operar en aguas de hasta 2400 m de profundidad, y tenía una

profundidad máxima de perforación de 9100 m. La torre podía alojar

una tripulación de hasta 130 miembros.

La torre semisumergible flotaba hasta la posición de perforación, contaba

con pontones y cuatro columnas que se sumergían parcialmente cuando la torre era

lastrada con aguas sus tanques que normalmente estaban rellenos de aire. En ningún



http://es.wikipedia.org/wiki/Estados_Unidos�

http://es.wikipedia.org/wiki/Cuba�

http://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9xico�

http://es.wikipedia.org/wiki/22_de_abril�


http://es.wikipedia.org/wiki/Derrames_de_petr%C3%B3leo�

http://es.wikipedia.org/wiki/Derrames_de_petr%C3%B3leo�

http://es.wikipedia.org/wiki/Marismas�

http://es.wikipedia.org/wiki/Delta_fluvial�

http://es.wikipedia.org/wiki/Misisipi�

http://es.wikipedia.org/wiki/Luisiana�

http://es.wikipedia.org/wiki/Florida�


http://es.wikipedia.org/wiki/Pozo_petrol%C3%ADfero�

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Transocean&action=edit&redlink=1�

http://es.wikipedia.org/wiki/BP�



http://es.wikipedia.org/wiki/Tripulaci%C3%B3n�

http://es.wikipedia.org/wiki/Pont%C3%B3n�


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2012-2013

momento, llegaba a apoyarse en el lecho marino, sino que se apoyaba sobre sus

pontones sumergidos.

6.2.2 Incidente

La torre estaba en la fase final de la perforación de un pozo, en la cual se refuerza con

hormigón. Este es un proceso delicado ya que existe la posibilidad de que los fluidos

del pozo sean liberados descontroladamente. El 20 de abril de 2010 una explosión tuvo

lugar en la torre, provocando un incendio. Algunas informaciones aseguraron que, tras

la explosión y el incendio, once personas estaban desaparecidas. Siete trabajadores

fueron llevados vía aérea a la estación aérea naval en Nueva Orleans y desde allí

fueron trasladados al hospital. Varios barcos de apoyo lanzaron agua a la torre en un

infructuoso intento de extinguir las llamas. Deepwater Horizon se hundió el 22 de

abril de 2010, a una profundidad aproximada de 1.500 metros, sus restos se

encontraron en el lecho marino desplazados aproximadamente 400 metros al noroeste

del lugar donde se ubicaba el pozo.

6.2.3 Derrame de petróleo

El incontrolado derrame de petróleo -mezclado con una pequeña parte de metano-,

provocado por la dificultad de sellar varias fugas en las tuberías del fondo

marino, amenaza el hábitat de cientos de especies marinas y de aves.

Las cifras del derrame son dispares, dependiendo de las fuentes estarían entre las 680

y las 11.600 toneladas diarias (1 barril de crudo estadounidense tiene 158,987 litros y

su peso está entre los 119 y 151 kg). Desde el inicio del derrame hasta el 15 de

junio de 2010 (55 días) las cifras del derrame acumuladas alcanzarían los 228.000

toneladas. Si la fuga continúa con cifras tan negativas -alrededor de

60.000 barriles diarios (más de 9,5 millones de litros diarios)- podría convertirse en uno

de los mayores derrames de petróleo siendo el 15 de junio de 2010 al menos seis

veces superior al del Exxon Valdez.


http://es.wikipedia.org/wiki/Nueva_Orleans�



http://es.wikipedia.org/wiki/Derrame_de_petr%C3%B3leo�

http://es.wikipedia.org/wiki/Metano�

http://es.wikipedia.org/wiki/Tonelada�

http://es.wikipedia.org/wiki/D%C3%ADa�

http://es.wikipedia.org/wiki/Barril_(unidad)�

http://es.wikipedia.org/wiki/Kg�

http://es.wikipedia.org/wiki/15_de_junio�

http://es.wikipedia.org/wiki/15_de_junio�



http://es.wikipedia.org/wiki/Derrame_de_petr%C3%B3leo#Los_mayores_derrames_de_petr.C3.B3leo�

http://es.wikipedia.org/wiki/Exxon_Valdez�


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2012-2013

Varios intentos de sellar la tubería del pozo que producía el derrame fracasaron -

campana de hierro e inyección de lodo pesado y cemento-, el último, mediante

inyección de lodo y cemento o top kill, el 27 de mayo de 2010. El 13 de

julio de 2010 British Petroleum colocó una nueva campaña con la pretensión de acabar

con la fuga incontrolada cerrando las válvulas progresivamente, para detener el

escape, pero si se necesita canalizando el petróleo a barcos en la superficie.

El 15 de julio de 2010 las cifras mínimas del derrame podrían alcanzar las 298.000

toneladas y las máximas unas 594.000 tonelas (de 3.300.000 a 5.200.000 barriles). El

15 de julio de 2010 la empresa British Petroleum asegura que aunque la nueva

campaña tiene éxito eso no significa que la fuga se vaya a detener de manera

definitiva.

Según datos de los Estados Unidos el pozo de BP vertió 780 millones de litros, según la

investigación e de la revista Sciencia, el volumen final de crudo vertido al golfo

asciende a unos 700 millones de litros, con un margen de error del 20%. Es decir, unos

8,9 millones de litros al día.

6.2.5 Impacto Medioambiental

Debido a la posición de la plataforma en el golfo de México, compartido por Estados

Unidos, Cuba y el propio México, el daño puede extenderse por una zona

extremadamente amplia. Las primeras afectaciones ocasionadas por el derrame se

localizaron en las marismas de la desembocadura y eldelta del Misisipi, con la aparición

de tortugas, delfines y varias especies de aves marinas muertas o atontadas.34 Los

perjuicios al negocio de la pescay el camarón en el área de Luisiana se estiman en

cifras millonarias. Los frágiles ecosistemas de pantanos, con una variada población

animal y vegetal se ven perjudicados, especies como el manatí, son las más afectadas.

Los daños previstos al sector turístico de playas de Florida y Cuba, son también

considerables.

La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) determinó que los

químicos diluyentes usados por British Petroleum (BP) (2,5 millones de litros del

http://es.wikipedia.org/wiki/27_de_mayo�

http://es.wikipedia.org/wiki/13_de_julio�



http://es.wikipedia.org/wiki/British_Petroleum�








http://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9xico�

http://es.wikipedia.org/wiki/Marismas�

http://es.wikipedia.org/wiki/Delta_fluvial�

http://es.wikipedia.org/wiki/Misisipi�

http://es.wikipedia.org/wiki/Delfin�

http://es.wikipedia.org/wiki/Deepwater_Horizon#cite_note-34�

http://es.wikipedia.org/wiki/Pesca�

http://es.wikipedia.org/wiki/Crangon_crangon�


http://es.wikipedia.org/wiki/Pantano�

http://es.wikipedia.org/wiki/Manat%C3%AD�

http://es.wikipedia.org/wiki/Florida�


http://es.wikipedia.org/wiki/Agencia_de_Protecci%C3%B3n_Ambiental_de_los_Estados_Unidos�

http://es.wikipedia.org/wiki/Agencia_de_Protecci%C3%B3n_Ambiental_de_los_Estados_Unidos�

http://es.wikipedia.org/wiki/British_Petroleum�

http://es.wikipedia.org/wiki/BP�


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2012-2013

dispersante Corexit fueron vertidos durante el primer mes), no son seguros para

la fauna marina, ya que pueden bioacumularseen los tejidos de los organismos. El

vertido del golfo de México afectó a más de 944 kilómetros de litoral. Los estados más

afectados fueron Luisiana(540 km. de litoral), Misisipi (180 km.), Florida (114 km.)

y Alabama (110 km.).

Un estudio publicado en Science concluye que la desaparación de la marea negra es

más lenta de lo esperado, encontrándose bajo la superficie, lo que podría suponer un

grave riesgo para la fauna marina.

Ilustración 53 - DeepWater Horizon

http://es.wikipedia.org/wiki/Corexit�

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Fauna_marina&action=edit&redlink=1�

http://es.wikipedia.org/wiki/Bioacumulaci%C3%B3n�

http://es.wikipedia.org/wiki/Estado_de_los_Estados_Unidos_de_Am%C3%A9rica�


http://es.wikipedia.org/wiki/Science�


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8. PROPUESTAS DE MEJORAS

Como hemos visto durante todo el proyecto, las plataformas off-shore son pequeñas

ciudades flotantes en medio del mar, con un carga de fuego prácticamente ilimitada y

que deben hacer frente a unas operaciones de lo más complejas y peligrosas.

Es evidente que no es sencilla su protección y por lo tanto es fundamental que se

mantengan unos niveles de prevención máximos.

Estos niveles solo se logran con grandes inversiones, las cuales están obligadas por

normativa, pero que los últimos incidentes – sobretodo el de DeepWater Horizon-

dejan en evidencia que no se cumplen todas las legislaciones referentes a seguridad.

Por lo tanto, es importante que toda la sociedad – y en especial las autoridades,

empleados y aseguradoras- mantengan un alto nivel de exigencia en la seguridad; ya

que las consecuencias de un incidente en una instalación off-shore son funestas tanto

desde la perspectiva personal, como económica, social y medioambiental.

Es por todo esto, por lo que creo que es interesante, que en próximos años se siga

profundizando en la seguridad de las instalaciones off-shore puesto que son de vital

importancia para mantener el consumo energético de la sociedad actual. Además

estoy seguro de que con las nuevas tecnologías, cada vez se podrá – y se deberá-

extraer petróleo de lugares más remotos, multiplicando la complejidad y por lo tanto

la peligrosidad de las actividades, obligándonos a importantes mejoras de la

prevención y la seguridad de las plataformas petroleras para evitar desastres pasados.

Por otro lado, la normativa española en este tipo de instalaciones es aún muy pobre –

y siempre que puede – utiliza normativa americana para diseñar y trazar los sistemas y

los medios de lucha contra incendios.

La mayoría de esta normativa solo se encuentra en ingles, y eso resulta un hándicap

para muchos profesionales del sector. Es por todo esto, y por lo que he comentado en

el párrafo anterior, por lo que invito y animo a los profesionales del sector, que en las


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2012-2013

próximas ediciones del máster, se continúe con el análisis comenzado por mi e intente

buscar una solución apropiada para la problemática de las instalaciones fuera de costa

en el estado español.


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ANEXO I - TABLA DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1 – Plataforma Deepwater Horizon ( Golfo de Mexico) ............................... 13

Ilustración 2 – Plataforma petrolífera en el sudeasiático .............................................. 14

Ilustración 3 – Tipos de Plataformas .............................................................................. 15

Ilustración 4 - Estructura de Acero ................................................................................. 16

Ilustración 5 – Cajones de hormigón .............................................................................. 17

Ilustración 6 – Cubiertas Plataformas Petroleras ........................................................... 17

Ilustración 7 – Plataforma Semisumergida .................................................................... 18

Ilustración 8 – Petroleo .................................................................................................. 19

Ilustración 9 - Usos del Petroleo ..................................................................................... 21

Ilustración 10 – Países Productores de Petróleo ............................................................ 22

Ilustración 11 - Formación de Petroleo .......................................................................... 23

Ilustración 12 - Petroleo en Alta Mar ............................................................................. 24

Ilustración 13 - Rocas de almacenamiento .................................................................... 25

Ilustración 14 - Capas Geológicas ................................................................................... 26

Ilustración 15 - Etapas de la Producción de Petroleo ..................................................... 28

Ilustración 16 - Inyección de Fluidos para la Extracción de Petróleo ............................. 29

Ilustración 17 - Nitrógeno ............................................................................................... 30

Ilustración 18 - Esquema de Proceso de Producción de Nitrógeno ............................... 37

Ilustración 19 - Planta Destiladora ................................................................................. 38

Ilustración 20 - Deshidratación del Petróleo .................................................................. 39

Ilustración 21 - Esquema Desalado ................................................................................ 40

Ilustración 22 - Almacenamiento de Petróleo ................................................................ 45

Ilustración 23 - Torre de Destilación de Petroleo ........................................................... 47

Ilustración 24 - Productos derivados del Petróleo ......................................................... 50

Ilustración 25 - Detector de Humo ................................................................................. 53

Ilustración 26 - Espacio de Máquinas ............................................................................. 54


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Ilustración 27 – Camarotes ............................................................................................. 55

Ilustración 28 - Depósito de Hidrocarburos ................................................................... 56

Ilustración 29 - Avisador Manual .................................................................................... 57

Ilustración 30 - Alarma de Incendios .............................................................................. 58

Ilustración 31 - Sistemas de Detección Contra Incendios en Plataformas Off-Shore .... 58

Ilustración 32 - Ventiladores de Humos Tipo ................................................................. 59

Ilustración 33 - Sala de Máquinas ................................................................................... 60

Ilustración 34 - Bomba Contra Incendios ....................................................................... 64

Ilustración 35 - Monitor de Agua .................................................................................... 66

Ilustración 36 - Extintores ............................................................................................... 67

Ilustración 37 - Sistema de Extinción por Gas ................................................................ 68

Ilustración 38 - Sistema de Espumógeno ....................................................................... 69

Ilustración 39 - Sistema de Agua Pulverizada ................................................................. 69

Ilustración 40 - Brigada Bomberos en Plataformas Petroleras ...................................... 73

Ilustración 41 - Lanchas con Cañones de Agua .............................................................. 74

Ilustración 42 - Sandwich de Lana de Roca .................................................................... 76

Ilustración 43 - Tanques de Carga .................................................................................. 77

Ilustración 44 - Colapso de DeepWater Horizon ............................................................ 80

Ilustración 45 - Cuadro de Obligaciones e Instrucciones para casos de Emergencia .... 83

Ilustración 46 - Centro de Control .................................................................................. 85

Ilustración 47 - Equipos Individuaes de Salvamento ...................................................... 86

Ilustración 48 - Bote Salvavidas ...................................................................................... 88

Ilustración 49 - Mantenimiento de las Instalaciones ..................................................... 89

Ilustración 50 - Evacuación Mediante Helicóptero ........................................................ 91

Ilustración 51 - Extracciones en Agua Profundas ........................................................... 92

Ilustración 52 - Incidente de IXTOC-I .............................................................................. 94

Ilustración 53 - DeepWater Horizon ............................................................................... 97


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BIBLIOGRAFÍA

- SOLAS 74/78 - Convenio Internacional para la seguridad de la vida humana en la

mar


complementarias


Industriales


- FM Global – Ficha Técnica de prevención de siniestros 2.0

- NFPA - Petroleum Refineries and Natural Gas Plants Report - 2002

- NFPA – NFPA 13 – 2013

- NORMA UNE – 12 845: Sistema de Rociadores Automáticos

- API - American Petroleum Institute

- SCOR N-02 – Especificaciones Internas de P.C.I de Petróleos Repsol

- PEMEX – Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y organismos

subsidiarios – NRF-037 - 2007

- CÓDIGO INTERNACIONAL DE DISPOSITIVOS DE SALVAMENTO

- BRITISH PETROLEUM – Statistical Review of World Energy 2012

- ISO-31000 – 2009

- Handbook of Fire and Explosion Protection Engineering Principles for Oil, Gas,

Chemical, and Related Facilities – Dennis P. Nolan – 1996

- Petróleo, extracción y transporte marítimo – BW Duck – 1983

- Organización Internacional del Trabajo – Repertorio de Recomendaciones

prácticas

- Petróleo: Prospección y Perforación – Richard S. Kraus – 1997

- BRITISH STANDARD INSTITUTION – BS 5830-1:2013 Fire detection and fire

alarm systems for buildings.

Documents

SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN PLATAFORMAS OFF-SHORE · Máster en Ingeniería de Prot ección contra Incendios MIPCI 2012-2013. TESIS DE MÁSTER . SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN PLATAFORMAS