“ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE

División de Estudios de Posgrado e Investigación

“ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE UNA PLATAFORMA

MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS”

TESIS

Para obtener el grado de: MAESTRO EN GESTIÓN ADMINISTRATIVA

Presenta: ING. ANAKAREN ADAME AGUILAR

G07070854

Director de Tesis: DR. JOSÉ CLEMENTE GONZÁLEZ ROCHA

Co Director de Tesis: M.A. JESÚS GÓMEZ ROJAS

CD. MADERO, TAMAULIPAS, MÉXICO. DICIEMBRE 2016

ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD

DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.

1

ÍNDICE .................................................................................................................................................. 1

1. CAPITULO Introducción. .............................................................................................................. 9

1.1 Introducción. ................................................................................................................................ 9

1.2 Descripción del Problema. ....................................................................................................... 11

1.3 Objetivo general. ..................................................................................................................... 12

1.4 Objetivos específicos. .............................................................................................................. 12

1.5 Justificación. ............................................................................................................................ 13

1.6 Importancia. ............................................................................................................................ 13

1.7 Limitaciones de la investigación. ............................................................................................. 14

1.8 Delimitaciones de la Investigación. ......................................................................................... 15

1.9 Conceptualización de las Variables de la Investigación........................................................... 15

1.10 Hipótesis planteada. .............................................................................................................. 16

2. CAPITULO II. Marco Teórico ....................................................................................................... 17

2.1 Marco Terminológico .................................................................................................................. 17

2.2 Marco teórico. ......................................................................................................................... 23

2.3 Marco organizacional .............................................................................................................. 23

2.3.1 Antecedentes de la empresa. ............................................................................................... 29

2.3.2 Dirección de la Empresa. ...................................................................................................... 29

2.3.3 Ubicación de la Empresa. ..................................................................................................... 31

2.3.4 Descripción del entorno. ...................................................................................................... 31

2.3.5 Condiciones Ambientales. ....................................................................................................... 34

2.4 Marco Normativo .................................................................................................................... 35

2.4.1 Normatividad del Tablero de Control de Pozos (TCP) .......................................................... 36

2.4.2 Normatividad del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar. .................................... 40

2.5 Fundamentos teóricos. ............................................................................................................ 52



2

2.5.1 Introducción de Costos. ........................................................................................................... 52

2.5.2 Tipo de costo aplicado a la investigación. ............................................................................... 56

2.5.3 Conceptos de Análisis de Riesgos. ........................................................................................ 56

2.5.4 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos. .......................................................................... 56

2.6 Identificación de Peligros y Condiciones Peligrosas. ............................................................... 57

2.7 Metodología de la Investigación. ............................................................................................ 59

2.7.1 Tipo de estudio. .................................................................................................................... 59

2.7.2 Diseño de la investigación. ................................................................................................... 60

2.7.3 Nacimiento de la idea. .......................................................................................................... 61

2.7.4 Sujeto de estudio. ................................................................................................................. 62

2.7.5 Formulaciones. ..................................................................................................................... 63

3. CAPITULO III. Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos. .... 65

3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos (TSCP). ................................................................... 65

3.2 Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar. .................................................................... 72

3.3 Bombas de Agua Contraincendio. ........................................................................................... 74

3.4 Tablero de Control de Bomba Contraincendio. ....................................................................... 78

3.5 Red de agua contraincendio. ................................................................................................... 80

3.6 Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego ...................................................................... 85

3.7 Tipos de detectores. ................................................................................................................ 86

3.8 Detector de Flama Ultravioleta (UV). ...................................................................................... 87

3.9 Detector de Flama Infrarrojo (IR)………………………………………………………………………………………….88

3.10 Sistemas de supresión de fuego a base de agente limpio para cuartos de control. ............... 95

3.11 Muro Contraincendio. ........................................................................................................... 103

3.12 Equipo Autónomo de Respiración. ........................................................................................ 109

3.13 Equipo de Respiración Autónomo (SCBA) ............................................................................. 110



3

3.14 Equipo de Bomberos. ............................................................................................................ 116

3.15 Balsas salvavidas. ................................................................................................................... 123

3.16 Aro salvavidas. ....................................................................................................................... 127

3.17 Chalecos salvavidas. .............................................................................................................. 129

3.18 Letreros de seguridad y rutas de escape. .............................................................................. 130

4. CAPITULO IV. Resultados y Análisis. ........................................................................................ 137

4.1 Relación y Ponderación de los Escenarios Identificados. ........................................................ 137

4.2 Método del Árbol de Eventos (o sucesos). .............................................................................. 141

4.2.1 Dispersión de Nube/Inflamable. ............................................................................................ 141

4.2.2 Incendio de tipo charco (Pool Fire). ...................................................................................... 143

4.2.3 Flamazo (Flash Fire). .............................................................................................................. 144

4.2.5 Dardo de fuego (Jet Fire) ....................................................................................................... 145

4.2.5 Incendio Tipo Bola de Fuego (Fire Ball). ................................................................................ 150

4.2.6 BLEVE (Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición). ........................... 150

4.3 Evaluación de Riesgos. .......................................................................................................... 151

4.3.1 Matrices de Riesgo. ............................................................................................................... 151

4.4 Análisis de Riesgo. ................................................................................................................. 155

4.4.1 Árbol de Eventos – Fuga de Gas Tóxico. ................................................................................ 155

4.4.2 Árbol de Eventos – Fuga de Liberación de Líquidos. ............................................................ 156

4.5 Costos de los Sistemas de Seguridad de la Plataforma Marina de Perforación de Pozos. ...... 157

4.6 Costos estimados de una plataforma marina de perforación de pozos y sus sistemas de

seguridad……………………………………………………………….…………………………………………………………………..163

4.7 Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de

Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados. ................................................................. 166

4.7.1 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de

Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados. ............................................................................ 167

4.7.2 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de

Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos

Instalado. ......................................................................................................................................... 169



4

4.7.3 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de Perforación con Todos

los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar. ............................................... 170

4.8 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio. ............................................................................................... 173

4.9 Conclusiones. ............................................................................................................................ 183

4.10 Recomendaciones. .................................................................................................................. 183

4.11 Bibliografía. ............................................................................................................................. 184

ÍNDICE DE FIGURAS.

Figura 2.1 Ubicación Exploración y Producción PEMEX. ................................................................. 31

Figura 2.2 Localización Geográfica de la Región Marina Noreste .................................................... 33

Figura 2.3 Localización General del Campo Ku‐Maloop‐Zaap. ........................................................ 33

Figura 2.4 Clasificación de Bombas Centrífugas. ............................................................................... 47

Figura 2.5 Curva de presion‐Tiempo para estimar las cargas por explisión……………………………………48

Figura 2.6 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos. .................................................................. 57

Figura 2.7 Plataforma "Sea Pony" ..................................................................................................... 62

Figura 2.8 Plataforma "Sea Horse". ................................................................................................... 62

Figura 2.9 Plataforma "Trípode" ....................................................................................................... 63

Figura 2.10 Plataforma "Tetrápodo" ................................................................................................. 63

Figura 2.11 Plataforma "Octápodo" .................................................................................................. 64

Figura 3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos……………………………………………………………………72

Figura 3.2 Tablero de Control del paquete de bomba contraincendio GA‐2999A. ......................... 78

Figura 3.3 Instalación de líneas de fibra de vidrio para la Red Contraincendio. .............................. 81

Figura 3.4 Sistema de monitoreo. .................................................................................................... 82

Figura 3.5 Tipos de boquillas aspersoras. ........................................................................................ 85

Figura 3.6 Detectores de Fuego…………………………………………………………………………………………………….86

Figura 3.7 Detectores de combustible……………………… …………………………………………………………………91

Figura 3.8 Detector de Gas Tóxico………………………………………………………………………………………………..94

Figura 3.9 Detector de Gas Tóxico… ……………………………………………………………………………………………94

Figura 3.10 Sistema de Gas y Fuego. ................................................................................................. 95



5

Figura 3.11 Extintor de Polvo Químico Seco tipo ABC. ................................................................... 100

Figura 3.12 Extintor de Polvo Químico Seco de Presión Contenida. ............................................... 100

Figura 3.14 Extintor de Bióxido de Carbono .................................................................................. 108

Figura 3.17 Equipo de Respiración ................................................................................................. 113

Figura 3.18 Equipo de Bomberos. .................................................................................................. 118

Figura 3.19 Muñequeras. ............................................................................................................... 120

Figura 3.20 Muñequera con Lazo. ................................................................................................... 120

Figura 3.21 Muñequera sin Lazo. ................................................................................................... 120

Figura 3.22 Traje para combate de incendios. .............................................................................. 123

Figura 3.23 Pantalón para Combate de Incendios ......................................................................... 124

Figura 3.24 Balsa Salvavidas. .......................................................................................................... 129

Figura 3.25 Aro Salvavidas. ............................................................................................................. 130

Figura 4.1 Matriz de Riesgos de las consecuencias encontradas. .................................................. 138

Figura 4.2 Árbol de sucesos. .......................................................................................................... 140

Figura 4.3 Pool Fire envolviendo un equipo…………………………………………………….………………………....142

Figura.4.4 Representaciòn de un Flash Fire…………………………………………………………………………………143

Figura 4.5 Representación de un Jet Fire. ..................................................................................... 150

Figura 4.6 Representación de un Fire Ball. .................................................................................... 150

Figura 4.7 Representación de un BLEVE. ........................................................................................ 152

ÍNDICE DE TABLAS.

Tabla 1.1 Conceptualización de las Variables Dependientes de la Investigación.______________15

Tabla 1.2 Conceptualización de las Variables Independientes de la Investigación. ____________16

Tabla 2.1 Normas de Referencia del Tablero de Control de Pozos._________________________37

Tabla 2.2 Normas de Referencia del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar._________41

Tabla 2.3 Metodologías para Análisis de Riesgos.______________________________________57

Tabla 3.1 Señales y acciones para el monitoreo y apertura/cierre de pozos._________________69

Tabla 3.2 Funciones de Seguridad del TCP.________________________________________71

Tabla 3.3 Características de Bombas.________________________________________________75

Tabla 3.4 Materiales para Bomba tipo Turbina.________________________________________76

Tabla 3.5 Selección de la densidad de aplicación del agua._______________________________84



6

Tabla 3.6 Tipos de detección utilizados en instalaciones costa afuera y terrestres.____________85

Tabla 3.7 Indicadores de operación._________________________________________________87

Tabla 3.8 Características de Agente Limpio en Cilindros._________________________________95

Tabla 3.9 Características de máxima densidad de llenado y presiones de agente limpio.________96

Tabla 3.10 Clasificación de Muros Contraincendio.___________________________________104

Tabla 3.11 Propiedades Mecánicas del Acero Inoxidable._______________________________105

Tabla 3.12 Composición Química del Acero Inoxidable.________________________________106

Tabla 3.13 Especificación del aislante para Muros tipo “H‐60”.__________________________107

Tabla 3.14 Especificación del aislante para Muros tipo "H‐120"._________________________108

Tabla 3.15 Componentes del Equipo Autónomo de Respiración._________________________109

Tabla 3.16 Colores de seguridad, significado, indicaciones y precisiones.___________________132

Tabla 3.17 Señales de seguridad e higiene.__________________________________________133

Tabla 3.18 Señales indicativas e informativas.________________________________________134

Tabla 3.19 Señales en caso de incendio._____________________________________________135

Tabla 3.20 Señales prohibitivas.___________________________________________________135

Tabla 3.21 Señales de salvamento._________________________________________________136

Tabla 3.22 Señales obligatorias.__________________________________________________136

Tabla 4.1 Descripción de los índices de riesgo que contiene la matriz de riesgos de las

consecuencias encontradas.______________________________________________________138

Tabla 4.2 Zonas de Riesgo por Toxicidad, Inflamabilidad y Explosividad. SEMARNAT. NFR‐018‐

PEMEX‐2007___________________________________________________________________141

Tabla 4.3 Efectos de emisiones tóxicas.____________________________________________142

Tabla 4.4 Substancias con un nivel de seguridad por el umbral olfativo aceptable._______143

Tabla 4.5 Efectos presentados a diferentes niveles de radiación térmica.__________________145

Tabla 4.6 Tabla de vulnerabilidad de materiales._____________________________________146

Tabla 4.7 Tabla efectos de Flash Fire.______________________________________________146

Tabla 4.8 Efectos derivados de sobrepresión________________________________________148

Tabla 4.9 Categorías de frecuencia para aplicaciones en PEMEX.____________________153

Tabla 4.10 Categorías de consecuencia para aplicaciones de PEMEX. ______________154

Tabla 4.11 Costo de Sistema de Seguridad. Tablero de Seguridad de Control de Pozos._______158

Tabla 4.12 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio.______________________159

Tabla 4.13 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio.______________________161

Tabla 4.14 Costo de Sistema de Seguridad. Equipo de Salvamento._______________________162

Tabla 4.15 Costo de Sistema de Seguridad. Muro Contraincendio.________________________163

Tabla 4.16 Costo Total de los Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de

Pozos.________________________________________________________________________163

Tabla 4.17 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus Sistemas

de Seguridad._________________________________________________________________164

Tabla 4.18 Producción promedio de Hidrocarburos de un Pozo de una Plataforma marina de la

Sonda de Campeche.____________________________________________________________166



7

Tabla 4.19 Precio del Petróleo Mezcla Mexicana (MME).________________________________166

Tabla 4.20 Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación

de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados._______________________________167

Tabla.4.21 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación

de Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados.____________________________________169

Tabla.4.22 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación

de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos

Instalado._____________________________________________________________________170

Tabla 4.23 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de Perforación con

Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar.________________172

Tabla.4.24 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Probable, Menos Severo, Más

Controlable.___________________________________________________________________174

Tabla 4.25 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Probable, Severo._________________176

Tabla 4.26 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Severo y Menos Indeseable.______178

Tabla 4.27 Análisis Costo‐Riesgo Beneficio ‐ Evento: Más Severo y Menos Indeseable.______180

Tabla 4.28 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Catastrófico y Menos Probable._____182

ÍNDICE DE GRÁFICAS.

Gráfica 4.1 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus

Sistemas de Seguridad.______________________________________________________165

Gráfica 4.2 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos

los Sistemas de Seguridad Instalados.________________________________________168

Gráfica 4.3 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN

Sistemas de Seguridad Instalados._______________________________________________169

Gráfica 4.4 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos

los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos Instalado._______171

Gráfica 4.5 Plataforma de Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base

de Agua de Mar._____________________________________________________________173

Gráfica 4.6 Evento: Más Probable, Menos Severo, Más Controlable.___________________175

Gráfica 4.7 Evento: Probable, Severo.____________________________________________177

Gráfica 4.8 Evento: Más Severo y Menos Indeseable.________________________________179

Gráfica 4.10 Evento: Más Catastrófico y Menos Probable._______________________________183



8

AGRADECIMIENTOS

A DIOS, por brindarme la oportunidad de obtener otro triunfo personal, darme salud, sabiduría y entendimiento para lograr esta meta.

A mi madre y padre María de la Luz y Guillermo, por ser siempre incondicional y darme siempre su apoyo en todo momento. Gracias por existir y ser los mejores padres, que DIOS los bendiga siempre.

A mis hermanos, cuñados, sobrinos y mis familiares que de alguna manera u otra celebrarán mi éxito.

A Adrián, por estar siempre brindándome su apoyo y caminar conmigo en todo momento, te lo agradezco.

A mis compañeros de PEP que estuvieron brindándome sus conocimientos, experiencias y paciencia en cuando a mis estudios.

A mis Asesores Académicos de Posgrado, los profesores; José Clemente González Rocha, Irma B. Florencia, Margarita Arce P. y Marco Antonio de León O, por su gran apoyo y valiosa colaboración.

A mis demás profesores que estuvieron en el periodo de mi Maestría, gracias por su dedicación y atención incondicional, muchas gracias.

A mis compañeros, por su apoyo y amistad brindada.

A mí persona, por todo el esfuerzo, voluntad, esmero, ganas y perseverancia en alcanzar este logro significativo; a pesar de los sacrificios e inconvenientes que suelen presentarse.

DIOS les pague a todos y a todas aquellas personas que hayan contribuido conmigo.

Anakaren Adame Aguilar.



9

1. CAPITULO Introducción.

1.1 Introducción.

Una de las principales preocupaciones que tiene el personal a cargo de la toma de

decisiones para nuevas instalaciones petroleras es la seguridad del personal, así

como mantener la integridad de las instalaciones dentro de márgenes de una

operación segura y controlada de los procesos para la obtención de hidrocarburos.

Es importante saber que las instalaciones petroleras deben ser certificables, para

operar en un mundo globalizado. Lo cual obliga a la empresa a cumplir las normas

que regulan los sistemas de proceso y seguridad con que debe de contar una

plataforma.

Así mismo, en los últimos años la comunidad internacional de productores de

hidrocarburos han empeñado su esfuerzo en disminuir a niveles mínimos la

cantidad de contaminantes enviados al medio ambiente, lo que se traduce en

hacer más eficientes los procesos de extracción y transporte de crudo y gas,

manteniendo de esta forma un entorno amigable, natural y socialmente. Sin

embargo, lo relativo a considerar significativamente los riesgos de accidentes, el

costo que conlleva y el beneficio que se pudiera tener al darle más atención a la

seguridad de la instalación.

Por otro lado, cuando se diseña una plataforma marina de perforación se toma en

cuenta que será del tipo deshabitada. Sin embargo, no puede ser diseñada como

libre de mantenimiento y libre de riesgo de trabajo. Por lo que, es necesario que

en algún momento se presente una cuadrilla de trabajadores para dar

mantenimiento o toma de datos de los procesos intrínsecos de la extracción de

hidrocarburos, con sus respectivos riesgos de accidentes. Donde, resulta

imperioso contar con un sistema de seguridad, que opere lo más rápidamente



10

posible, para salvaguardar la vida de los trabajadores y mantener la integridad de

los equipos y la infraestructura de la plataforma, así mismo una producción

constante.

Los sistemas de seguridad industrial tienen como función principal salvaguardar al

personal, las instalaciones y al medio ambiente.

Los sistemas de seguridad que se emplean en una plataforma marina de

perforación son:

Tablero Hidroneumático de Control y Seguridad de Pozos.

Sistema de contraincendio.

Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego.

Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo

electrónico (Agente Limpio).

Extintores contraincendio portátiles de polvo químico seco y de bióxido de

carbono.

Muro contraincendio.

Equipo autónomo de respiración.

Equipo de bomberos.

Balsas salvavidas.

Aros salvavidas.

Chalecos salvavidas.

Letreros de seguridad y rutas de escape

Los tableros de control de pozos son la primera protección con que cuenta una

plataforma de perforación y se emplean para cerrar los pozos en caso de una

situación de riesgo, donde pueda sufrir daños la instalación petrolera.

La implementación de los sistemas de seguridad en una plataforma marina de

perforación es parte de los requisitos mínimos necesarios sugeridos por las casas

certificadoras (Lloyd’s, DNV) internacionales, así como del cumplimiento de



11

normas internacionales (ANSI, API, ISA, NFPA, SOLAS) y nacionales (NOM, NRF)

para la instalación de dichos sistemas. Donde surge el compromiso del costo de

dichos sistemas de seguridad en relación al costo total de la plataforma. Es decir,

si la plataforma cuenta con una gran cantidad de equipos de proceso (producción

de crudo y gas), el costo de ésta será mayor.

Por lo que, se requiere encontrar una media que satisfaga los requerimientos de

seguridad industrial de la instalación con los tiempos de recuperación de los

costos de dicha instalación, para obtener una rentabilidad favorable, tomando en

cuenta siniestros o accidentes dentro de ésta.

Desde el punto de vista administrativo resulta importante conocer el costo de la

seguridad instalada en una plataforma marina de perforación, así como el tiempo

de recuperación del costo del mismo.

Un sistema de seguridad de una plataforma marina de perforación de pozos

contempla ampliamente los siguientes equipos.

Por lo anterior, es de vital importancia conocer los parámetros de riesgo - beneficio

de la instalación petrolera que se pretenda construir.

1.2 Descripción del Problema.

Por medio de este trabajo, se presentará un análisis de costo - riesgo - beneficio

que sirva de apoyo en la toma de decisiones a nivel gerencial, para la

implementación de los equipos, mínimos necesarios, con que deben contar los

sistemas de seguridad de una plataforma marina de perforación, con énfasis

particular a los tableros de control de pozos y las bombas contraincendio,

considerados equipos fundamentales de la plataforma marina de perforación de

pozos.



12

1.3 Objetivo general.

Realizar un análisis de costo-riesgo-beneficio con base en el costo de los equipos

de seguridad industrial y el costo total de la plataforma.

1.4 Objetivos específicos.

Identificar los principales componentes de los sistemas de seguridad industrial

aplicables a las plataformas marinas de perforación.

Realizar una búsqueda de información en campo, para conocer los sistemas

de seguridad instalados en una plataforma marina de perforación.

Realizar un estudio para detectar las principales diferencias entre las diferentes

marcas de Sistemas de Seguridad de una Plataforma, conociendo su

normatividad.

Conocer el costo global de cada uno de los sistemas de seguridad, el costo

total de una plataforma marina de perforación ya instalada, junto con los

tiempos de recuperación de la inversión base en la producción media de una

plataforma marina de perforación.

Elaborar una Tabla comparativa de tipos de sistemas de seguridad industrial y

sus respectivos costos ya instalados contra el riesgo por falta de dichos

sistemas en la plataforma marina.

Conocer los tiempos de recuperación de la inversión y su rentabilidad.



13

1.5 Justificación.

Las regulaciones internacionales en el ámbito del medio ambiente, ha provocado

el desarrollo de nuevos sistemas de seguridad industrial que están siendo

aplicados en las instalaciones de la industria petrolera alrededor del mundo.

En la actualidad los componentes de los sistemas de seguridad industrial se han

desarrollado para cumplir con las normas más importantes relacionadas con la

industria petrolera mundial. Por lo que, resulta necesario realizar un estudio de

carácter técnico – administrativo que sirva de apoyo en la toma de decisiones para

la instalación de nuevas plataformas marinas de perforación, usándose así un

estudio de Costo-Riesgo-Beneficio.

Uno de los beneficios esperados de este trabajo al incrementar el nivel de

seguridad de las instalaciones marinas de perforación es disminuir los paros de

emergencia de la plataforma, para prolongar el tiempo de producción de

hidrocarburos.

1.6 Importancia.

El agua es el elemento vital de nuestra existencia. Nosotros confiamos en ella

para sobrevivir. Sin embargo, hay que recordar que uno de los peligros inherentes

en plataformas marinas de perforación es la altura en la que se trabaja, ya que por

lo regular el primer piso tiene una distancia al nivel medio del mar de 19.1 m.

El personal que labora en la sonda de Campeche es alrededor de 5,000

trabajadores y continua creciendo este número debido a la instalación y puesta en

operación de nuevas instalaciones marinas cada año. De lo anterior, se observa

que es importante contar con todos los equipos de seguridad, para que exista un

alto nivel de confiabilidad y así obtener una instalación segura.



14

En ocasiones, cuando las condiciones climáticas se tornan severas, por

instrucciones del personal administrativo, se paran los trabajos de soldadura o de

electricidad, para evitar poner en riesgo a los trabajadores y así evitar algún

accidente laboral. Sin embargo, las instalaciones petroleras deben seguir

produciendo hidrocarburos.

Por otro lado, en condiciones normales de operación, se siguen estrictos

procedimientos para la ejecución de los trabajos, lo que permite una condición

segura para los trabajadores. Además, cada instalación petrolera cuenta con

equipo de salvamento estratégicamente colocado en dicha instalación, con la

finalidad de prevenir accidentes.

Acceso a los equipos de protección marina incluye barreras, plataformas y

barandas de protección que elimina la necesidad de arneses que los trabajadores

a menudo se encuentran incómodos. Maximizar la productividad: Equipos de

Protección contra accidentes y caídas acceso marítimo, permite a los trabajadores

a desplazarse libremente, sin el temor de caer por la borda al agua y muchas

veces peligroso-mortal.

1.7 Limitaciones de la investigación.

Se desconocen los costos por operación y mantenimiento reales de una

plataforma de perforación.

Se desconocen los costos por pago de primas de seguros reales de una

plataforma de perforación

Se desconocen los costos de los deducibles de los seguros de las plataformas

de perforación.

No se cuenta con una estadística de siniestros, donde el fuego haya sido la

causa del mismo.



15

1.8 Delimitaciones de la Investigación.

El alcance de la investigación se realizará sobre el análisis de costo-riesgo-

beneficio que se realice a los sistemas de seguridad de las plataformas marinas

de perforación tipo octápodo, para el proyecto AYATSIL-TEKEL, denominadas

AYATSIL-A, AYATSIL-B, AYATSIL-C, Y AYATSIL-D, que se desarrollaran del

periodo comprendido de enero 2013 a enero 2015.

1.9 Conceptualización de las Variables de la Investigación.

Tabla 1.1 Conceptualización de las Variables Dependientes de la Investigación. [20]

Variables Dependientes

RIESGO Peligros a los que se expone el personal. Combinación de la

probabilidad de que ocurra un accidente y sus consecuencias.

EVALUACIÓN DE

RIESGOS

Identificación de peligros y condiciones peligrosas.

Análisis de consecuencias.

Estimación de frecuencia.

Caracterización y jerarquización de riesgos.

Informe del estudio de riesgo.

TIPOS DE RIESGO

Tipo A – Riesgo intolerable.

Tipo B – Riesgo indeseable.

Tipo C – Riesgo aceptable con controles.

Tipo D – Riesgo razonablemente aceptable.

CONSECUENCIAS Resultado real o potencial de un evento no deseado, medido por sus

efectos en las personas, en el ambiente, en la producción y/o

instalaciones, así como la reputación e imagen.

CATEGORIA DE CONSECUENCIAS

Consecuencias catastróficas (C4)

Consecuencias graves (C3)

Consecuencias moderadas (C2)

Consecuencias menores (C1)

FRECUENCIAS Número de ocasiones en que puede ocurrir o se estima que ocurra un

evento en un lapso de tiempo.



16

Tabla 1.2 Conceptualización de las Variables Independientes de la Investigación. [32][33]

Variables IndependientesSistemasdeSeguridad

TABLERO

HIDRONEUMÁTICO DE

CONTROL Y SEGURIDAD

DE POZOS

Es un tablero local, para control y seguridad de pozos, cuya función principal es la de permitir la operación de una manera segura la apertura de las válvulas (SSSV, SSV, WV’s) de los pozos y enviar a un estado seguro (cierre) de estas válvulas por acción manual o automática.

SISTEMA CONTRAINCENDIO

Debido a los riesgos de incendio que se presentan en las instalaciones costa afuera y al existir dificultad en el suministro de agua dulce, es requerido el aprovechamiento de agua de mar, de tal forma que permita implantar un sistema para la contención, control y extinción de incendios.

1.10 Hipótesis planteada.

En esta investigación sobre los sistemas de seguridad de una plataforma marina

de perforación no se puede comprobar una hipótesis ya que el objetivo de éste

proyecto es un diagrama de costo-riesgo-beneficio, el cual nos va proyectar

nuestros tiempos de recuperación de acuerdo a la producción diaria de una

plataforma diciéndonos si es factible o no, el integrar el sistema contraincendio

completo, es decir las bombas contraincendio a base de agua de mar.



17

2. CAPITULO II. Marco Teórico

En este capítulo se presentaran los antecedentes históricos de accidentes en

plataformas marinas de perforación, su marco organizacional, y su marco

normativo, el cual se refiere al Sistema de Tablero de Control de Pozos (TCP) y el

Sistema Contraincendio, presentando sus respectivas Normas de Referencia, así

como sus definiciones y simbología.

2.1 Marco Terminológico

Accidente. Evento o combinación de eventos no deseados e inesperados que

tienen consecuencias tales como lesiones al personal, daños a terceros en sus

bienes o en sus personas, daños al medio ambiente, daños a instalaciones o

alteración a la actividad normal del proceso.[20]

Administración de riesgos. Proceso de toma de decisiones que parte del estudio

de riesgo y el análisis de opciones técnicas de control, considerando aspectos

legales, sociales y económicos, y establece un programa de medidas de

eliminación, prevención y control, hasta la preparación de planes de respuesta a

emergencias. [20]

Análisis de riesgos. Conjunto de técnicas que consisten en la identificación,

análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños

asociados a los factores externos (fenómenos naturales, sociales), fallas en los

sistemas de control, los sistemas mecánicos, factores humanos y fallas en los

sistemas de administración; con la finalidad de controlar y/o minimizar las

consecuencias a los empleados, a la población, al ambiente, a la producción y/o a

las instalaciones.



18

Accidente industrial. Evento o combinación de eventos inesperados, no

deseados, que alteran el funcionamiento normal de las instalaciones, del proceso

o de la industria, acompañado o no de daño al ambiente, a las instalaciones o a

las personas en su integridad física. [20]

Accidente de trabajo. Es toda lesión orgánica o perturbación funcional, inmediata

o posterior, o la muerte producida repentinamente en el ejercicio o con motivo del

trabajo cualquiera que sea el lugar y tiempo que se presente, quedando incluidos

los que se produzcan al trasladarse el trabajador directamente de su domicilio a su

trabajo y de este a su hogar. [20]

Accidente de trabajo con pérdida de tiempo. Es el que origina uno o más días

de incapacidad del trabajador o la muerte. [20]

Costos. Es el valor monetario de los recursos que se entregan o prometen

entregar, a cambio de bienes o servicios que se adquieren. Son la suma de

esfuerzos y recursos que se han invertido para producir algo. [10]

Escenario de riesgo. Determinación de un evento hipotético, en el cual se

considera la ocurrencia de un accidente bajo condiciones específicas, definiendo

mediante la aplicación de modelos matemáticos y criterios acordes a las

características de los procesos y/o materiales, las zonas potencialmente

afectables. [20]

Estudio de riesgo. Documento que integra la caracterización de riesgos, así

como la información técnica empleada en su evaluación; las premisas y criterios

aplicados; la metodología de análisis empleada; limitaciones del estudio y el

catálogo de los escenarios de riesgos, entre otros. [20]



19

ETA (AAE). Event Tree analysis (Análisis de Árbol de Eventos) [20]

Evaluación de riesgos. Proceso de identificar peligros o condiciones peligrosas

en los materiales y sustancias o en los procesos; analizar y/o modelar las

consecuencias en caso de fuga o falla y la frecuencia con que pueden ocurrir, y

caracterizar y jerarquizar el riesgo resultante. [20]

Evento. Suceso relacionado a las acciones del ser humano, al desempeño del

equipo o con sucesos externos al sistema que pueden causar interrupciones y/o

problemas en el sistema. [20]

FMEA (AMFE) Failure mode and efect analysis (Análisis de los Modos de Falla y

Efectos). [20]

Frecuencia. Número de ocasiones en que puede ocurrir o se estima que ocurra

un evento en un lapso de tiempo. [20]

FTA (AAF) Failure Tree analysis (Análisis de Árbol de Fallas). [20]

HAZOP Hazard and Operability (Análisis de Peligro y Operabilidad) [20]

Identificación de riesgos. Determinación de las características de los materiales

y sustancias y las condiciones peligrosas de los procesos e instalaciones, que

pueden provocar daños en caso de presentarse una falla o accidente. [20]

Impacto. Efecto probable o cierto, positivo o negativo, directo o indirecto,

reversible o irreversible, de naturaleza social, económica y/o ambiental que se

deriva de una o varias acciones con origen en las actividades industriales.



20

Ingeniería económica. Colección de técnicas matemáticas que simplifican las

comparaciones económicas.[10]

Incidente. Evento no deseado, inesperado e instantáneo, que puede o no traer

consecuencias al personal y a terceros, ya sea en sus bienes o en sus personas,

al medio ambiente, a las instalaciones o alteración a la actividad normal de

proceso. [20]

Instalación. Conjunto de estructuras, equipos de proceso y servicios auxiliares,

entre otros, dispuestos para un proceso productivo específico. [20]

Instalación Petrolera Marina: Es aquella instalación petrolera localizada en

zonas marinas mexicanas. [4]

Material peligroso. Elementos, sustancias, compuestos o mezclas de ellos que

independientemente de su estado físico representen un riesgo para el ambiente o

la salud. [20]

Mitigación. Conjunto de actividades destinadas para disminuir las consecuencias

ocasionadas por la ocurrencia de un accidente. [20]

Norma de referencia (NRF). La norma emitida por el Comité de Normalización de

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, conforme al artículo 67 de la Ley

Federal sobre Metrología y Normalización. Debe aplicarse en su última versión

vigente a la fecha en la que se realicen los trabajos o actividades. [20]

Normas internacionales. La norma, lineamiento o documento normativo que

emite un organismo internacional de normalización u otro organismo internacional



21

relacionado con la materia, reconocido por el gobierno mexicano en los términos

del derecho internacional. [38]

Peligro. Es toda condición física o química que tiene el potencial de causar daño

al personal, a las instalaciones o al ambiente. [20]

PEMEX. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.[4]

PEP. Pemex-Exploración y Producción.[4]

Pozo. Agujero hecho desde la superficie de un yacimiento, que pasa a través de

diferentes capas de la corteza terrestre hasta alcanzar el yacimiento de gas o

aceite a efecto de explorar o para explotar aceite o gas. [4]

PPM. Partes por millón.[4]

Riesgo. Probabilidad de que ocurra un daño al personal, al ambiente, a las

instalaciones o al proceso productivo. [20]

SEMARNAT. Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales

Sistemas de seguridad (para protección de equipos y/o instalaciones).

Conjunto de equipos y componentes que se interrelacionan y responden a las

alteraciones del desarrollo normal de los procesos o actividades en la instalación o

centro de trabajo y previenen situaciones que normalmente dan origen a

accidentes o emergencias.[33]

Tablero de Control de Pozos (TCP) - Tablero local, para control y seguridad de

pozos, cuya función principal es la de permitir la operación de una manera segura

la apertura de las válvulas (SSSV, SSV, WV’s) de los pozos y enviar a un estado

seguro (cierre) de estas válvulas por acción manual o automática.[33]



22

Válvula de ala (lateral) (WV). Válvula localizada sobre la bajante lateral del árbol

de navidad, la cual puede ser operada normalmente por un actuador neumático,

hidráulico o por uno manual y se utiliza para abrir o cerrar el flujo del pozo. [33]

Válvula de seguridad sub-superficial (de tormenta) (SSSV). Válvula instalada

dentro de un conductor con las funciones de prevenir un flujo no controlado

mediante su cierre. Es operada a través de un actuador hidráulico. Esta válvula

(SSSV) es aplicable solo a instalaciones marinas. [33]

Válvula de seguridad superficial (maestra) (SSV). Válvula automática en la

cabeza de pozo la cual cierra por pérdida de suministro de potencia. El actuador

es normalmente neumático o hidráulico. [33]

SDMC. Sistema Digital de Monitoreo y Control.

SIS. Sistema Instrumentado de Seguridad.[5]

SSSV. Válvula de Seguridad Sub-Superficial (Sub- Surface Safety Valve). [33]

SSV. Válvula de Seguridad Superficial (Surface Safety Valve). [33]

TCP. Tablero de Control de Pozos. [33]

WV. Válvula de Ala (Wing Valve). [33]



23

2.2 Marco teórico.

2.2.1 Antecedentes del problema.

Explotación submarina de petróleo en escalada de siniestros.

Muchos y muy variados han sido los accidentes en la historia de la perforación

marina por parte de PEMEX. Entre por lo general a la poca seguridad en la

operación e instalación de equipo.1

Se multiplican los “accidentes petroleros” en el mar, ya que constituye la última

frontera de exploración y explotación. El afán de lucro exacerban los desafíos a

medida que las petroleras continúan probando los límites de la tecnología y

experimentan en aguas más profundas, en entornos más hostiles y en yacimientos

más complejos. 1

La industria petrolera insiste que la catástrofe de la plataforma DeepwaterHorizon

en el Golfo de México fue un incidente aislado, resultado de una serie de pasos en

falso sin precedentes que es improbable que se repita. Pero la historia reciente de

las perforaciones mar adentro sugiere algo distinto. 1

En los meses anteriores y posteriores a que la plataforma estallara y se hundiera,

acabando con la vida de 11 personas y derramando millones de barriles de

petróleo en el Golfo de México, la industria fue golpeada con varios derrames

serios y accidentes alarmantes, algunos impactantemente similares a lo ocurrido

en el DeepwaterHorizon. 1

Una explosión cerca de las costas de Australia dejó petróleo flotando en el Mar de

Timor durante semanas. En un pozo fuera de control en el Golfo de México se

desmontó una pieza de un equipo de casi dos toneladas de peso en la cubierta de

la plataforma LorrisBouzigard mientras los trabajadores corrían para salvarse. Un

escape de gas en el Mar del Norte a bordo de una plataforma de producción



24

estuvo cerca de convertirse en un desastre de las dimensiones del de

DeepwaterHorizon frente a la costa noruega. 1

Datos de los reguladores de todo el mundo sugieren que después de años de

mejoría, la seguridad de la perforación offshore empeoró durante los dos últimos

años. 1

En la porción estadounidense del Golfo de México en 2009, se produjeron 28

derrames importantes vinculados con la perforación, escapes de gas natural o

incidentes en los cuales los trabajadores perdieron el control del pozo. Esto

supone un alza de 4% frente a 2008, de 56% frente a 2007 y de casi dos tercios si

la comparación se hace con 2006. Al tomar en cuenta la cantidad de horas

trabajadas en las plataformas marinas, la frecuencia de esos accidentes aumentó

cada año entre 2006 y 2009. 1

Algunos esfuerzos se han realizado por el Instituto Estadounidense del Petróleo,

que representa a la industria petrolera de ese país, advierte contra la posibilidad

de extraer demasiadas conclusiones a partir de las estadísticas. 1

Los expertos del instituto han utilizado en el pasado otros datos que indican que el

desempeño de la industria ha mejorado, tales como una caída constante en el

volumen de petróleo derramado cada año. De todas formas, las empresas de

perforación están reevaluando sus procedimientos, en buena medida por temor a

que un error las pueda llevar a su propio y costoso desastre. BP PLC calcula que

el derrame del Golfo de México le costará a la compañía y a sus socios, que eran

propietarios del pozo que explotó, unos US$40.000 millones. 1

Hay varias posibles explicaciones para la reciente serie de problemas. Las

investigaciones sobre el DeepwaterHorizon y algunos otros incidentes recientes

resaltaron las dificultades de la industria para encontrar y retener suficientes

trabajadores experimentados, sus problemas para equilibrar las prioridades de



25

seguridad con las demandas de rentabilidad y sus ocasionales incumplimientos en

un marco de regulación laxa. 1

La inversión en petróleo submarino se está acelerando. Se trata de una frontera

crítica para saciar la creciente sed global de combustible. Los beneficios

potenciales, como ganancias para los accionistas de las compañías y una mayor

recaudación impositiva, empleos e independencia energética para los gobiernos,

son demasiado importantes como para detener la exploración. 1

EE.UU. finalizó en octubre su moratoria de seis meses para la exploración en

aguas profundas, un mes antes de lo previsto, aunque revirtió planes para

expandir las perforaciones en otras áreas. 1

Nueva reglas están siendo desarrolladas para el Golfo de México. En EE.UU. y

Europa, se estudian nuevos sistemas de respuesta rápida para contener derrames

de petróleo en aguas profundas. 1

La confianza de la industria en su capacidad de extraer gas y petróleo de

instalaciones en el mar sigue firme. Lo de DeepwaterHorizon “fue un incidente

aislado”, dijo Erik Milito, del Instituto Estadounidense de Petróleo. 1

Las empresas señalan que se han perforado 50.000 pozos en el Golfo de México

sin que se haya producido otra catástrofe similar a la de BP. Pero algunos

expertos dicen que esas estadísticas ocultan el creciente desafío de la perforación

en aguas profundas. Cada año que pasa, los pozos se vuelven más complejos

porque los fáciles ya fueron explotados. 1

Incertidumbre en la exploración en aguas profundas.

Advierten expertos en la exploración y explotación de hidrocarburos en aguas

profundas sin la capacitación técnica de la que adolecen los trabajadores

enrolados en la industria petrolera mexicana, causarían desastres similares a los

provocados por la British Petroleum en aguas del Golfo de México. 1



26

En términos generales, Pemex no ha desarrollado ninguna preparación técnica

para explorar en aguas profundas, no tiene un plan de desarrollo ni de

especialización de sus recursos humanos, y trabajar de esta manera puede

derivar en accidentes mucho más graves que el de la British Petroleum (BP).

Éstas son consideraciones de expertos del offshore (trabajos costa afuera) de más

de 100 países que durante agosto se reunieron en México para analizar las

condiciones de los trabajadores de la industria petrolera, dentro de las actividades

del 42 Congreso Mundial de la Federación Internacional de Trabajadores del

Transporte (ITF, por sus siglas en inglés). 1

Expertos de Noruega, Inglaterra y Brasil, algunos de los países con mayor

producción en aguas profundas, concluyeron que, en términos generales, Pemex

ni siquiera ha superado la problemática de inseguridad y accidentabilidad en

aguas someras donde se trabaja bajo esquemas de subcontratación. Aluden a que

el principal problema es la corrupción. 1

“Las compañías que trabajan con Pemex operan con estándares de calidad y

seguridad muy bajos, simplemente porque, dicen, así se trabaja en México; así se

trabaja con Pemex. En las reuniones del sector, muchas se quejan de que son

obligadas a entrar en esos esquemas de corrupción que en otros países es

inaceptable. Pero eso de ninguna manera puede hacerse en aguas profundas;

está en juego la vida de los trabajadores, el medio ambiente y hasta el patrimonio

de Pemex, como ocurrió ahora con la British Petroleum”, dijo NorrieMcVicar,

presidente del Grupo Internacional de Fuerza de Trabajo Costa Afuera de la ITF. 1

El costo de la inexperiencia.

El reciente accidente de la plataforma DeepwaterHorizon, propiedad de la suiza

TransoceanLtd, alquilada a la British Petroleum, encendió las alarmas de la

industria petrolera mundial no sólo por el impacto y costos de la explosión y

hundimiento de la plataforma y los 4.9 millones de barriles de petróleo derramados

a 64 kilómetros al Sureste de la boca del Río Mississippi, sino porque



27

supuestamente BP certifica los más altos estándares de calidad, capacidad y

seguridad industrial. 1

NorrieMcVicar explica que los peritajes han determinado siete factores que

generaron el accidente, dos de ellos de carácter técnico; los otros cinco, de

carácter humano. Los 126 trabajadores (79 de Transocean, seis de BP y 40 de

otras compañías) no tenían la suficiente capacitación. “No se les dotó de un

comité adecuado de seguridad e higiene que pudiera detectar y determinar los

problemas, administrar los riesgos y corregirlos a tiempo”, explica este experto en

seguridad industrial marítima y petrolera. 1

Tras el accidente, algunos de los trabajadores embarcados en la Deepwater

confiaron a sus compañeros que, desde semanas antes, las condiciones eran

inseguras: había errores de operación; sin embargo, no fueron capaces de

precisarlos y corregirlos, lo que quizá pudo evitar el peor desastre ecológico que la

industria petrolera ha ocasionado en las últimas décadas. Y el más costoso, pues

según BP, la limpieza les costó 4 millones de dólares diarios, más todos los juicios

que la trasnacional enfrenta hoy en cortes de Louisiana. 1

El impacto aún es incuantificable. Aunque el último reporte del gobierno de

Estados Unidos (fechado el 4 de agosto) es que ya se ha limpiado el 80 por ciento

del crudo derramado, un estudio elaborado por el instituto oceanográfico Woods

Hole, publicado por la revista Science, revela que a más de 1 mil metros de

profundidad, el lecho marino está cubierto con una estela de petróleo de 35

kilómetros de largo, 1.9 kilómetros de ancho y 200 metros de altura. 1

En el recuento de daños, “algunos están viendo ese accidente en términos de

pérdidas de vidas humanas; otros, del impacto ecológico. 1

Los accidentes en la industria petrolera están relacionados con el recorte que

aplican algunas compañías a sus costos de operación para incrementar sus

ganancias, contratando mano de obra barata en lugar de especializada, y



28

descuidando el mantenimiento de sus instalaciones, documenta el Centro de

Estudios de Reflexión Laboral. 1

Ésta es la lógica que aplica la mayoría de las contratistas y subcontratistas de

Pemex, particularmente en los campos petroleros costa afuera, donde

prácticamente ninguna autoridad los supervisa. Su “ajuste” de costos implica no

dotar a los trabajadores ni siquiera del equipo básico de protección (overol,

guantes, casco, botas, gogles) y la contratación de mano de obra barata que

incluye a menores de edad o personas que ni siquiera saben nadar, como ocurrió

con Perforadora Central en la plataforma Usumacinta. 1

La consecuencia son los frecuentes accidentes que, ante la secrecía oficial, su

saldo en vidas humanas y pérdidas económicas son incalculables. 1

Fracasos anticipados

Gran parte de la reforma energética de Felipe Calderón que el Legislativo aprobó

en 2008 se sustenta en la necesidad de la exploración en aguas profundas, de allí

el que, como eslogan publicitario, se le denominara “tesoro profundo”. 1

Pemex proyecta que durante la próxima década ésa será una de las cuatro

fuentes de reservas, que hacia 2021 proveerá el 20 por ciento de la producción de

crudo a nivel nacional. Según sus estimaciones, la provisión de hidrocarburos

dependerá de la producción en los campos actuales, con 1.3 millones de barriles

diarios (MBD); las cuencas del Sureste, con 700 MBD; el campo Chicontepec, con

600 MBD, y 500 MBD de aguas profundas. 1

Lo emergente para un país como México, cuya economía depende en gran

medida de los ingresos petroleros, explica, “es que el gobierno genere un cambio

que implique acabar con la corrupción, transparentar su administración, las

relaciones contractuales y regular las condiciones laborales”. De lo contrario, dice,

“el desarrollo de la industria en aguas profundas potenciará estos problemas. 1



29

2.3 Marco organizacional

2.3.1 Antecedentes de la empresa.

A principios del siglo pasado, en la república mexicana, el petróleo era extraído

por empresas extranjeras, las cuales dejaban con pocas ganancias a nuestro

gobierno. Así mismo, los bajos salarios propiciaron el descontento de los

trabajadores petroleros, los cuales en 1937 convocaron a una huelga general. Lo

cual, paralizó las actividades comerciales de la nación. Por lo que, la Junta de

Conciliación y Arbitraje apoyó el movimiento obrero. Sin embargo, dichas

empresas extranjeras promovieron un amparo ante la Suprema Corte de Justicia

de la Nación, el cual fue negado. Ante la creciente problemática social el 18 de

marzo de 1938, el Presidente Lázaro Cárdenas del Río decretó la expropiación de

las instalaciones petroleras de las 17 compañías extranjeras instaladas en México,

por lo que se creó Petróleos Mexicanos el día 7 de junio de 1938, empezando una

nueva era en la vida de la nación. 2

En los comienzos de la empresa PEMEX, el personal contaba con poca

experiencia en la extracción de crudo y gas, pero en 1946 se inauguró la primera

refinería de México, localizada en el Distrito Federal, denominada “18 de marzo”.

La cual sirvió como punta de lanza para la creación de nuevas refinerías como la

que se encuentra en la ciudad de Minatitlán, Veracruz “Gral. Lázaro Cárdenas del

Río” desde 1956. Así mismo como consecuencia del cambio en la industria en

México y de la necesidad de aumentar la tecnología involucrada con las industrias

petroleras, se creó el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) el 23 de agosto de

1965. 2

En la búsqueda de nuevos yacimientos y con el apoyo de nuevos informes

aportados por el pescador Sr. Rudecindo Cantarell de presencia de manchas de

crudo en el mar, en la cercanías de la isla del Carmen, PEMEX inicia los estudios



30

de extracción de crudo en el mar y en 1979 empieza la extracción de crudo con el

pozo Chac y Maalob 1 en la Sonda de Campeche. 2

Continuando con la exploración PEMEX descubre el yacimiento “Ku-Maalob-Zaap”

y la región petrolífera conocida como “Mesozoico” que se encuentra entre Chiapas

y Tabasco. 2

En 1992 se expide una nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios que define a Petróleos Mexicanos como órgano

descentralizado de la Administración Pública Federal, responsable de la

conducción de la industria petrolera nacional. Dicha ley determina la creación de

un órgano Corporativo y cuatro Organismos Subsidiarios, que es la estructura

orgánica bajo la que opera actualmente. 2

Dichos Organismos son:

PEMEX Exploración y Producción (PEP)

PEMEX Refinación (PR)

PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB)

PEMEX Petroquímica (PPQ)

Con la finalidad de hacer más eficiente sus instalaciones petroleras, PEMEX en

1997 inicia el proyecto Cantarell, diseñado para optimizar la explotación del

yacimiento. Lo mismo aplicó para la Reconfiguración de las refinerías de

Cadereyta y Cd. Madero. 2

Una vez más PEMEX en el afán de estar a la vanguardia pone en operación un

conjunto de Proyectos Ambientales para la Conservación del Agua. Así mismo, en

el 2009 se anuncia la construcción de una nueva refinería en Tula, Hidalgo. 2

Recientemente en el 2010 PEMEX presenta los Contratos Integrales de

Exploración y Producción para mejorar el esquema de exploración y producción de

sus campos maduros. 2



31

2.3.2 Dirección de la Empresa.

En la actualidad PEMEX tiene instalaciones petroleras y administrativas a lo largo

y ancho de toda la República Mexicana. La instalación de PEMEX donde se

desarrolla el presente trabajo de Protocolo de Residencias Profesionales,

corresponde al edificio de la Subgerencia de Construcción de Plataformas

Marinas, ubicada en calle Monterrey #800, Col. Árbol Grande, C.P. 89590, en Cd.

Madero, Tamaulipas.

2.3.3 Ubicación de la Empresa.

Figura 2.1 Ubicación Exploración y Producción PEMEX. [3]



32

2.3.4 Descripción del entorno.

Las Plataformas PP-AYATSIL-A, B, C Y D, se encuentran localizadas en la Sonda

de Campeche del Golfo de México. Las condiciones climáticas del área donde se

ubican las instalaciones operativas de la Región Marina Noreste son la que

imperan en la Sonda de Campeche, propensa a huracanes, lluvias y vientos

extremos, con temperaturas y humedad relativa propias de zonas tropicales. El

medio ambiente es altamente corrosivo principalmente por el ambiente marino.

Localización de las Plataformas y condiciones ambientales.

Nombre: Plataforma PP-AYATSIL-A, PP-AYATSIL-B, PP-AYATSIL-C Y PP-

AYATSIL-D.

Zona: Región Marina Noreste.

Activo: KU-MALOOB-ZAAP.

Campo: AYATSIL.

Tirante: 115,6 m.

Coordenadas: Este (X) = 569,644.00 m; Norte (Y) = 2, 167,918.00 m.

En la siguiente figura 2 se muestra la localización geográfica de la región marina

noreste y en la figura 3 se muestra la localización general del Campo Ku-Maloop-

Zaap.



33

Figura 2.2 Localización Geográfica de la Región Marina Noreste [3]

Figura 2.3 Localización General del Campo Ku‐Maloop‐Zaap. [3]



34

2.3.5 Condiciones Ambientales.

Temperatura

Máxima extrema, C 41,1

Mínima extrema 14,5

Media Anual 26,8

Humedad Relativa

Máxima % 95

Mínima % 70

Media % 80

Precipitación Pluvial

Horario máximo. mm 88

Anual media. mm 1623-2097

Atmósfera

Presión atmosférica de diseño psi 14,7

Vientos

Vientos reinantes (velocidad y dirección) km/h

18 NE-SO

Tipo de Ambiente en el Lugar

Cálido X

Húmedo X

Marino X

Otro



35

2.4 Marco Normativo

La importancia de los sistemas de seguridad en una plataforma de perforación son

muy significativos, una vez que estos cumplen con diversas funciones de

emergencia y seguridad sobre todo en caso de siniestro o de manera preventiva.

Los sistemas de mayor importancia se mencionan a continuación:

Tablero Hidroneumático de Control y Seguridad de Pozos.

Sistema de contraincendio.

Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego.

Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo

electrónico (a base de agente limpio).

Extintores contraincendio portátiles de polvo químico seco y de bióxido de

carbono.

Muro contraincendio.

Equipo autónomo de respiración.

Equipo de bomberos.

Balsas salvavidas.

Aros salvavidas.

Chalecos salvavidas.

Letreros de seguridad y rutas de escape.

Todos estos sistemas de manera general deben cumplir con ciertas normas al

100% por cuestiones de seguridad y lo que es principal salvaguardar la integridad

física del trabajador. En este trabajo únicamente se considerara el sistema de

tablero de control de pozos y el sistema contraincendio, esto debido a que son los

sistemas de mayor importancia porque son los que actúan en el momento de

siniestro o emergencia.



36

Algunas de las normas que rigen los sistemas de tablero de control y sistema de

contraincendio se presentan a continuación:

2.4.1 Normatividad del Tablero de Control de Pozos (TCP)

La norma NRF-180-PEMEX-2007, tiene como objetivo establecer los requisitos

técnicos y documentales que deben cumplir los contratistas y proveedores, en el

diseño, adquisición, instalación y pruebas de los tableros de control de pozos

utilizados para la apertura y cierre de las válvulas de seguridad de los pozos en las

instalaciones de producción de PEMEX-Exploración y Producción.[33]

Esta norma de referencia como alcance, aplica a las instalaciones de producción

terrestres y marinas de PEMEX-Exploración y Producción; y cubre desde el

sistema de control del tablero, sistema de potencia hidráulica compuesto por un

recipiente de líquido hidráulico y dos bombas (normal y de relevo) para presurizar

el sistema hidráulico, sistema de estaciones manuales de paro de emergencia,

tablero de interfase (para el tablero hidroneumático), sistema de tapón fusible;

hasta el tubing, válvulas y accesorios para su interconexión. [33]

El contenido de esta norma de referencia es de aplicación general y observancia

obligatoria en la adquisición, contratación o arrendamiento de los bienes y

servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX-

Exploración y Producción. [33]

La Norma de Referencia NRF-180-PEMEX-2007 se elabora en atención y

cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.

Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su

Reglamento.



37

Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su

Reglamento.

Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su

Reglamento.

Guía para la Emisión de Normas de Referencia de PEMEX-Exploración y

Producción (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004).

En la tabla 1, se muestra la relación entre las diferentes referencias y conceptos

que contempla cada una de las normas del Tablero de Control de Pozos. [33]

Tabla 2.1 Normas de Referencia del Tablero de Control de Pozos. [33]

TABLERO DE CONTROL DE POZOS (TCP)

NRF-180-PEMEX-2007

REFERENCIAS CONCEPTO

ISO 10418:2003

Industrias del petróleo y gas natural. Instalaciones de

producción costa afuera. Sistemas de seguridad de proceso

superficiales básicos.

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (Utilización).

NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.

NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo

eléctrico.

NRF-046-PEMEX-2003

Protocolos de comunicación en sistemas digitales de

monitoreo y control.

NRF-049-PEMEX-2001 Inspección de bienes y servicios.

NRF-105-PEMEX-2005 Sistemas digitales de monitoreo y control.

Esta distribución es de vital importancia una vez que cada referencia desglosa su

descripción de acuerdo a su contenido expresándolo ampliamente.



38

De acuerdo a las referencias que tiene la Norma del Tablero de Control de Pozos

(TCP), nos dice que la Norma ISO 10418:2003 cuyo concepto se especifica como

las INDUSTRIAS DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL. INSTALACIONES DE

PRODUCCIÓN COSTA AFUERA. SISTEMAS DE SEGURIDAD DE PROCESO

SUPERFICIALES BÁSICOS, establece los objetivos, requisitos funcionales y

directrices para las técnicas del análisis, diseño y prueba de los sistemas de

seguridad de los procesos de superficie para instalaciones en alta mar para la

recuperación de los recursos de hidrocarburos. [41]

Refiriéndose con industrias del petróleo, como el petróleo crudo y gas natural, con

instalaciones a producción costa fuera, la Norma Mexicana NOM-001-SEDE-2005,

INSTALACIONES ELÉCTRICAS, responde a las necesidades técnicas que

requiere la utilización de las instalaciones eléctricas en relación con el Tablero de

Control el proceso que controla.

Establece los principios fundamentales, los cuales no están sujetos a

modificaciones en función de desarrollos tecnológicos, contiene los requisitos

técnicos cuya observancia tienen por objeto asegurar la conformidad de las

instalaciones eléctricas a los principios fundamentales.

La Norma Mexicana NOM-008-SCFI-2002 SISTEMA GENERAL DE UNIDADES

DE MEDIDA, tiene como propósito, establecer un lenguaje común que responda a

las exigencias actuales de las actividades científicas, tecnológicas, educativas,

industriales y comerciales, al alcance de todos los sectores del país. La

elaboración de esta norma oficial mexicana se basó principalmente en las

resoluciones y acuerdos que sobre el Sistema Internacional de Unidades (SI) se

han tenido en la Conferencia General de Pesas y Medidas (CGPM). El "SI" es el

primer sistema de unidades de medición compatible, esencialmente completo y

armonizado internacionalmente, está fundamentado en 7 unidades de base, cuya

materialización y reproducción objetiva de los patrones correspondientes, facilita a



39

todas las naciones que lo adopten para la estructuración de sus sistemas

metrológicos a los más altos niveles de exactitud.[8]

La Norma de Referencia NRF-036-PEMEX-2003 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS

PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO, nos dice que ésta cubre

los requisitos para clasificar las áreas peligrosas debido a la presencia de

concentraciones de gases o vapores explosivos o combustibles, para definir las

áreas en donde estas concentraciones tienen posibilidades de explotar o

inflamarse. Con respecto a la selección de aparatos eléctricos y electrónicos a

usarse en áreas desde su diseño, su instalación o el mantenimiento de las

instalaciones de PEMEX y Organismos Subsidiarios. [24]

Es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición,

arrendamiento o contratación de los bienes y servicios a fin de seleccionar

adecuadamente la instalación, el equipo eléctrico o electrónico, ya sea desde su

diseño, en su instalación o bien en el mantenimiento de las instalaciones. [24]

De acuerdo a la Norma de Referencia, NRF-046-PEMEX-2003 PROTOCOLOS

DE COMUNICACIÓN EN SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL,

estandariza los protocolos de comunicación tanto como la red de equipos y red de

supervisión de la planta, que se implantan en las instalaciones.[37]

La Norma de Referencia, , es de aplicación general y establece los requerimientos

y criterios básicos que deben cumplir las empresas de servicios en la inspección y

supervisión de la calidad de bienes y servicios adquiridos por PEMEX Exploración

y Producción, que permita el desarrollo de dicho proceso, bajo condiciones

uniformes en todas las áreas involucradas en su ejecución. Mantiene los requisitos

técnicos y administrativos que deben ser observados por las empresas

contratadas en la inspección de bienes y servicios adquiridos por Pemex

Exploración y Producción (PEP) para que puedan ser recepcionados como sus

activos ó dueños de la plataforma.



40

En cuanto a la Norma de Referencia NRF-105-PEMEX-2005 SISTEMAS

DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL (SDMC), establece los requisitos

técnicos para la adquisición de bienes y contratación de servicios relacionados con

el suministro, integración, configuración, instalación, pruebas, puesta en

operación, documentación y capacitación que conforman los sistemas digitales de

monitoreo y control, basado en controladores lógicos programables, sistemas de

control distribuido, o sistemas de control híbrido, que son aplicados en procesos

industriales en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.[38]

2.4.2 Normatividad del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar.

La norma NRF-127-PEMEX-2007 SISTEMA CONTRAINCENDIO A BASE DE

AGUA DE MAR, tiene como objetivo establecer los requisitos técnicos y

documentales que debe cumplir el proveedor para el suministro o contratación de

la ingeniería de diseño, materiales y accesorios de los sistemas contraincendio a

base de agua de mar, utilizados en las instalaciones costa afuera de PEMEX-

Exploración y Producción.[32]

Como alcance, esta norma de referencia aplica para el diseño, equipo, materiales,

instalación, inspección y pruebas de los sistemas contraincendio a base de agua

de mar en instalaciones costa afuera. [32]

Es de aplicación general y observancia obligatoria, para el diseño y la

especificación de materiales y accesorios de los sistemas contraincendio a base

de agua de mar de instalaciones costa afuera de PEMEX-Exploración y

Producción. Por lo tanto se debe incluye en los procedimientos de contratación:

licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o por adjudicación

directa, como parte de los requisitos técnicos que debe cumplir el proveedor,

contratista o licitante. [32]



41

La Norma de Referencia NRF-127-PEMEX-2007 se elabora en atención y

cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.

Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.

Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su

Reglamento.

Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento.

Tabla 2.2 Normas de Referencia del Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar. [32]

SISTEMA CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR

NRF-127-PEMEX-2007

REFERENCIAS CONCEPTO

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (utilización).**

NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.**

NOM-026-STPS 1998 Colores y señales de seguridad e higiene e identificación de riesgos

por fluidos conducidos en tuberías.

NOM-093-SCFI-1994 Válvulas de relevo de presión (seguridad y alivio), operadas por

resorte y piloto, fabricadas de acero y bronce.

NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos

en tanques de almacenamiento.

NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tuberías en plantas industriales–diseño y especificación

de materiales.

NRF-028-PEMEX-2004 Diseño y construcción de recipientes a presión

NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tubería en plantas industriales

Diseño y especificación de materiales

NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.**

NRF-044-PEMEX-2004 Tubería, conexiones y accesorios a base de polímeros reforzada con

fibra de vidrio en las redes de agua contraincendio.

NRF-050-PEMEX-2001 Bombas centrífugas.

NRF-053-PEMEX-2005 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para

instalaciones superficiales.

NRF-072-PEMEX-2004 Muros contraincendio.

NRF-095-PEMEX-2004 Motores eléctricos.



42

(**) Las Normas Mexicanas NOM-001-SEDE-2005, INSTALACIONES ELÉCTRICAS, NOM-008-

SCFI-2002 SISTEMA GENERAL DE UNIDADES DE MEDIDA, y la Norma de Referencia NRF-036-

PEMEX-2003 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE EQUIPO

ELÉCTRICO, antes explicadas en la NRF-180-PEMEX-2007 TABLERO DE CONTROL DE POZOS

también son ocupadas en la Norma de Referencia NRF-127-PEMEX-2007 SISTEMA

CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR. [32]

De acuerdo a la NOM-026-STPS-1998 COLORES Y SEÑALES DE SEGURIDAD

E HIGIENE E IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POR FLUIDOS CONDUCIDOS EN

TUBERÍAS, rige en todo el territorio nacional y aplica en todos los centros de

trabajo, excepto; [16]

a) La señalización para la transportación terrestre, marítima, fluvial o aérea, que

sea competencia de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes.

b) La identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías subterráneas u

ocultas, ductos eléctricos y tuberías en centrales nucleares.

c) Las tuberías instaladas en las plantas potabilizadoras de agua, así como en

las redes de distribución de las mismas, en lo referente a la aplicación del color

verde de seguridad.

La presente Norma Oficial Mexicana NOM-093-SCFI-1994 VÁLVULAS DE

RELEVO DE PRESIÓN (SEGURIDAD Y ALIVIO), OPERADAS POR RESORTE Y

PILOTO, FABRICADAS DE ACERO Y BRONCE, se ha elaborado para que la

industria mexicana tenga un reglamento de calidad acerca de válvulas de relevo

de presión, para terminar con las malas interpretaciones, ambigüedades y mal uso

de las normas internacionales escritas en otros idiomas ajenos al español, y que

ponen en peligro nuestro bienestar.

La normatividad que regula los productos es imprescindible, debido a que es el

filtro para proporcionar calidad a los consumidores del país.



43

Con la aplicación de la presente Norma se pretende que la industria mexicana

fabrique y adquiera válvulas de relevo de presión que cuenten con la calidad

necesaria para su protección.

Las válvulas de relevo de presión son dispositivos que deben de cumplir con un

alto grado de requisitos de calidad, lo cual implica que deban ser productos de alta

confiabilidad, y esto se obtiene cuando se cumple con los lineamientos técnicos

que aplican en su seleccionamiento, instalación, diseño, materiales, fabricación,

uso y mantenimiento.

Estos equipos constituyen el ultimo dispositivo de seguridad, que actúan en una

situación de emergencia para evitar que una sobrepresión origine una catástrofe.

Debido a lo anterior, las válvulas de relevo de presión son frecuentemente

señaladas como los silenciosos centinelas de la industria. El término "válvula

relevo de presión o válvula de escape", es preciso y se utiliza para denominar

indistintamente a las válvulas de seguridad, válvulas de alivio, válvulas de

seguridad-alivio y válvulas operadas por piloto. [16]

Dimensiones de las válvulas y materiales:

A continuación se presentan los siguientes requerimientos básicos mandatorios

para válvulas de relevo de presión de acero:

1. Designación de orificio y área nominal.

2. Tamaño de entrada y salida de las válvulas y sus rangos de brida.

3. Requerimientos de materiales de cuerpo, bonete y resorte (interiores de las

válvulas de acuerdo al estándar del fabricante).

4. Límites de presión y temperatura.

5. Límites de presión/temperatura para materiales de bronce.

6. Materiales para resortes.



44

7. Dimensiones entre centros de entrada y salida.

La Norma de Referencia NRF-009-PEMEX-2001, la cual se define como,

IDENTIFICACIÓN DE PRODUCTOS TRANSPORTADOS POR TUBERÍAS O

CONTENIDOS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO, se constituye en que los

tanques de almacenamiento y los sistemas de transporte por tubería, son de vital

importancia debido a la flexibilidad de operación que proporcionan para el

movimiento, distribución y comercialización de productos. La mayoría de las

instalaciones marinas almacenan o conducen fluidos, los cuales se consideran

sustancias peligrosas las cuáles son los líquidos y gases que pueden ocasionar un

accidente o enfermedad de trabajo, tales como los productos combustibles

inflamables o inestables que pueden causar explosión, irritantes, corrosivos,

tóxicos, reactivos, radioactivos, entre otros, por lo que es necesario identificarlas

en función de los grados y tipos de peligros asociados, o sea los riesgos

inherentes a las características de una sustancia o al desarrollo de una actividad

específica.[40]

De acuerdo a La Norma de Referencia NRF-032-PEMEX-2005 SISTEMAS DE

TUBERÍAS-ESPECIFICACIÓN DE MATERIALES, su objetivo es establecer los

requisitos que deben de cumplir los servicios de ingeniería de diseño de los

sistemas de tuberías de proceso. [23]

Diseño mecánico.

Las condiciones que rigen el diseño mecánico como son: las temperaturas,

presiones y esfuerzos aplicables a los sistemas de tuberías. También deben

tomarse en cuenta las condiciones ambientales, los esfuerzos externos y los

asociados con los equipos a los que se conecten por medio de tuberías o

accesorios. [23]



45

Presión de diseño.

La presión de diseño debe estar arriba en un (25 lb/pulg²), la que resulte mayor, de

la máxima esperada (interna) a la temperatura mínima para líneas criogénicas o

máxima para líneas calientes, durante la operación normal. [23]

Sistemas de alivio de presión. El diseño debe considerar previsiones para contener o liberar de manera segura,

la presión a la cual la tubería pueda estar sujeta. La tubería que no esté protegida

por un dispositivo de relevo de presión, debe diseñarse por lo menos para soportar

la presión mayor a la que pueda ser sometida. [23]

Temperatura de diseño.

Para determinar las temperaturas de diseño se deben considerar por lo menos la

temperatura del fluido, temperatura ambiente, radiación solar, temperatura media

de calentamiento o enfriamiento y las previsiones aplicables. [23]

La Norma de Referencia NRF-044-PEMEX-2004 - TUBERÍA, CONEXIONES Y

ACCESORIOS, cubre el uso de tubería y accesorios a base de polímeros termo

fijos reforzados con fibra de vidrio en redes de agua contraincendio costa afuera,

para rangos de presión de 16 a 60 kg/ cm2, con una temperatura máxima de 348K

y diámetros de 25.4 a 406 mm (1” a 16”) nominal. [44]

El diseño estructural de la tubería de base de polímeros termo fijos reforzados con

fibra de vidrio para agua contraincendio en las instalaciones costa afuera, debe

asegurar un comportamiento satisfactorio y permanente bajo las condiciones de

esfuerzos y deformaciones que se presenten, durante las etapas de construcción,

instalación y operación. [44]



46

El diseñador debe considerar los siguientes parámetros para el diseño de la línea

de Agua Contraincendio en Instalaciones Costa Afuera:

* Presión de operación (proporcionada por el usuario), máxima y de diseño.

* Presión Hidrostática

* Temperatura de operación (proporcionada por el usuario) máxima y de diseño.

* Peso por unidad de longitud de tubo (lleno).

* Coeficiente de expansión del tubo.

* Módulos de elasticidad axial y tangencial del tubo.

* Relación de Poisson (longitudinal y circunferencial).

* Diámetros y espesores de todos los componentes del sistema.

* Dimensiones y pesos de todos los accesorios.

* Tipos de válvulas y tiempos de cierre.

* Cargas externas.

* Conexiones, tipo de soporte, entre otros.

* Prueba destructiva (ruptura del tubo).

* Prueba de Hermeticidad.

De acuerdo a la Norma de Referencia NRF-050-PEMEX-2007 BOMBAS

CENTRÍFUGAS, especifica los requerimientos de diseño, selección de materiales

fabricación y pruebas de bombas centrífugas cuya clasificación general es con

impulsor en voladizo, montado entre cojinetes, verticalmente suspendido. [27]

Las bombas tienen que ser:

a) Que sean bombas de proceso.

b) Que sean bombas que bombeen fluidos tóxicos, inflamables o peligrosos en

todas las condiciones de operación.

c) Que sean bombas que bombeen fluidos no inflamables y no peligrosos que se

encuentren por arriba de las siguientes condiciones de operación:



47

Presión máxima de descarga: 1900 kPa (275 lb/pulg2).

Presión máxima de succión: 500 kPa (75 lb/pulg2).

Temperatura máxima de bombeo: 150 °C (300 °F).

Máxima velocidad rotativa: 3600 r/min.

Carga total máxima: 120 m (400 pies).

Que sean bombas para servicios auxiliares y/o intermitentes o bombas con

condiciones de operación por debajo de las indicadas en el inciso c anterior y

bombeando fluidos no inflamables o no peligrosos. [27]

Figura 2.4 Clasificación de Bombas Centrífugas.[27]

En cuanto a los sistemas de protección en las instalaciones, tenernos La Norma

de Referencia NRF–053–PEMEX-2006 SISTEMAS DE PROTECCIÓN

ANTICORROSIVA A BASE DE RECUBRIMIENTOS PARA INSTALACIONES

SUPERFICIALES, establece las especificaciones mínimas para la preparación de

superficies, aplicación, inspección de la protección anticorrosiva así como las

pruebas que deben cumplir los recubrimientos aplicados a superficies metálicas de

las instalaciones. [28]

Requisitos de mínimos de los de recubrimientos anticorrosivos. [28]



48

Condiciones de exposición.

El primer paso consiste en determinar el tipo de condiciones de exposición,

ambiente o servicio que debe resistir el recubrimiento, siendo las más comunes las

que se indican en la Tabla 2.3. [28]

Tabla 2.3 Clasificación de Ambientes y Condiciones de Exposición. [28]

Condiciones de superficie.

El segundo paso consiste en identificar las condiciones de la superficie a proteger;

si el recubrimiento va a ser aplicado sobre un acero nuevo y recién preparado con

chorro abrasivo, la determinación del sistema es más simple, pero si la superficie

tiene un recubrimiento viejo y maltratado por el medio ambiente, entonces la

determinación es crítica ya que se debe determinar si se encuentra en condiciones

de mantenimiento o no; encaso de no eliminarse el recubrimiento existente, se

debe efectuar una prueba de compatibilidad y determinar el tipo de limpieza y

recubrimiento a aplicar. En caso de que deba retirarse el recubrimiento

deteriorado, se debe determinar el método de limpieza más adecuado para no

afectar instalaciones cercanas y al medio ambiente. [28]



49

Uno de los Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de

Pozos es el Muro Contraincendio el cual cuenta con La Norma de Referencia

NRF-072-PEMEX-2009 MUROS CONTRAINCENDIO, define que los muros contra

incendio deben diseñarse para soportar y mantener sus características de

integridad estructural durante una exposición al fuego directo ocasionado por la

combustión de los hidrocarburos que se encuentran presentes en las instalaciones

petroleras. [29]

Deben tener la rigidez estructural que soporte una onda expansiva generada por

una explosión. Otras cargas, como las cargas sísmicas o diferentes presiones

debidas al viento que pueden regir el diseño, deben ser consideradas de acuerdo

con lo establecido en esta norma de referencia. [29]

Los muros contra incendio deben construirse con materiales que resistan

condiciones ambientales extremas, tales como: corrosión, salinidad, temperatura,

humedad, ataque de insectos o microorganismos y sin favorecer al desarrollo de

hongos. Deben ser prefabricados en secciones o módulos que faciliten su

colocación sin alterar o modificar los arreglos de tuberías, equipos de proceso,

accesorios o estructuras de acero críticas como soportes o vigas en plataformas

marinas e instalaciones terrestres existentes. [29]

No deben estar sujetos a cargas directas después de su montaje, debidas a

equipos de proceso, tuberías, accesorios o por elementos estructurales diferentes

a las penetraciones consideradas durante el diseño original. Los muros deben ser

resistentes a la vibración constante originada por equipo dinámico, tales como

tuberías, motogeneradores, equipos de perforación, potabilizadoras, grúas,

compresores, entre otros. [29]



50

En caso de que se requiera contar con accesos de evacuación o salidas a rutas de

escape a través de los muros, deben diseñarse puertas contra incendio, con

características iguales a las del muro. [29]

Desarrollo de un escenario de fuego.

El análisis y evaluación de riesgo se debe llevar a cabo tanto en los procesos de

instalaciones nuevas como existentes que sufran modificaciones o las que no

cuenten con dicho análisis y se les quiera colocar muros.

El análisis debe considerar el riesgo sobre el personal, medio ambiente,

producción, instalación e imagen corporativa de la empresa. Asimismo debe

proporcionar la valoración (frecuencia/consecuencia) y decidir si ese riesgo es

tolerable o no basándose en los criterios de aceptación del riesgo específico para

el sistema. [29]

Características de resistencia al fuego.

Los muros contra incendio deben tener la capacidad de resistir una temperatura

de por lo menos 1 150 °C (2 102 °F), generada por el fuego de hidrocarburos

durante un periodo de exposición al fuego mínimo de 2 horas, sin presentar

cambios en sus propiedades de estabilidad e integridad y cumplir con esta norma

de referencia tanto de los paneles como de los elementos de sujeción. [29]

Características de resistencia a la onda expansiva.

El escenario de explosión debe desarrollarse como parte del análisis de riesgo, en

donde se establezcan el tamaño de la nube de vapor, los valores de sobrepresión

generados y la duración de la explosión. Asimismo, se deben desarrollar las

curvas de presión - tiempo para poder determinar las cargas por explosión, como

se muestra en la Fig. 2.5. [29]



51

Los muros contra incendio que se instalen en cualquier instalación ya sea nueva o

existente, deben tener la capacidad de resistir la onda expansiva o de

sobrepresión que por diseño, cubra estrictamente los valores resultantes del

análisis de riesgo. En el caso de explosiones que ocurran en áreas no confinadas,

el valor de sobrepresión esperado es de 0,7 bar, con una duración de 20

milisegundos. [29]

Para el caso de explosiones en áreas parcialmente confinadas, la onda de

sobrepresión generalmente alcanza un valor de 1 bar, con una duración de 30

milisegundos. En cualquier caso tanto el valor de sobrepresión seleccionado,

como su duración, deben sustentarse con el estudio de riesgo específico para

cada instalación.

Figura 2.5 Curva de Presión ‐ Tiempo para estimar las cargas por exposión. [29)

Donde: tiempo de ascenso (ta), presión máxima (Pmáx) y duración del pulso (td)



52

De acuerdo a la Norma de Referencia NRF-095-PEMEX-2004 MOTORES

ELÉCTRICOS, define los requerimientos mínimos para la adquisición o

arrendamiento de motores eléctricos de inducción hasta 149.20 kW. (200 cp), en

tensión baja, y motores eléctricos de inducción y síncronos mayores de 149.20

kW. (200 cp), en tensión media, que se instalen en las diferentes áreas de las

instalaciones marinas de perforación.

2.5 Fundamentos teóricos.

2.5.1 Introducción de Costos.

La contabilidad de costos es un sistema de información para predeterminar,

registrar, acumular, distribuir, controlar, analizar, interpretar e informar de los

costos de producción, distribución, administración y financiamiento. [10]

Se relaciona con la acumulación, análisis e interpretación de los costos de

adquisición, producción, distribución, administración y financiamiento, para el uso

interno de los directivos de la empresa para el desarrollo de las funciones de

planeación, control y toma de decisiones.[10]

Clasificación de costos.

Costo de Producción.

Son los que se generan en el proceso de transformar las materias primas en

productos elaborados: materia prima directa, mano de obra directa y cargos

indirectos. [10]



53

Gasto de Distribución.

Corresponden al área que se encarga de llevar los productos terminados

desde la empresa hasta el consumidor: sueldos y prestaciones de los

empleados del departamento de ventas, comisiones a vendedores, publicidad,

etcétera. [10]

Gasto de administración.

Se originan en el área administrativa, relacionados con la dirección y manejo

de las operaciones generales de la empresa: sueldos y prestaciones del

director general, del personal de tesorería, de contabilidad, etcétera. [10]

Gastos Financieros.

Se originan por la obtención de recursos monetarios o crediticios ajenos. [10]

Por su identificación.

Costos Directos

Son aquellos que se pueden identificar o cuantificar plenamente con los

productos o áreas específicas. [10]

Gastos indirectos

Son costos que no se pueden identificar o cuantificar plenamente con los

productos o áreas específicas. [10]

Componentes del costo total:

Costo de producción

Costo de distribución

Costo administrativo



54

Costo financiero

Otros gastos

Costo de Producción.

Son los costos que se generan en el proceso de transformar las materias primas

en productos terminados. [10]

Son tres los elementos esenciales que integran el costo de producción:

1) Materia prima

Son los materiales que serán sometidos a operaciones de transformación o

manufactura para su cambio físico y/o químico, antes de que puedan venderse

como productos terminados. [10] Se divide en:

Materia Prima Directa

Son todos los materiales sujetos a transformación, que se pueden identificar o

cuantificar plenamente con los productos terminados [10]

Materia Prima Indirecta

Son todos los materiales sujetos a transformación, que no se pueden identificar o

cuantificar plenamente con los productos terminados. [10]

2) Mano de obra

Es el esfuerzo humano que interviene en el proceso de transformar las materias

primas en productos terminados. [10]

Se divide en:



55

Mano de Obra Directa

Son los salarios, prestaciones y obligaciones que den lugar de todos los

trabajadores de la fábrica, cuya actividad se puede identificar o cuantificar

plenamente con los productos terminados. [10]

Mano de Obra Indirecta

Son los salarios, prestaciones y obligaciones que den lugar de todos los

trabajadores y empleados de la fábrica, cuya actividad no se puede identificar o

cuantificar plenamente con los productos terminados [10]

3) Cargos indirectos

Intervienen en la transformación de los productos pero no se identifican o

cuantifican plenamente con la elaboración de partidas específicas de producción.

[10]

Conocidos los elementos del costo de producción es posible determinar otros

conceptos de costo:

Costo primo = materia prima + mano de obra directa

Costo de transformación = mano de obra directa + costos indirectos

Costo de producción = costo primo + gastos indirectos

Gastos de operación = gastos de distribución + gastos de administración +

gastos de financiamiento

Costo total = costo de producción + gastos de operación

Precio de venta = costo total + % de utilidad deseada



56

2.5.2 Tipo de costo aplicado a la investigación.

Se utilizará el costo de producción de una Plataforma Marina de Perforación de

Pozos, en base a su producción diaria.

Se tomara el costo total de una plataforma ya instalada, tomando en cuenta sus

años de vida útil, para así conocer los tiempos de recuperación, conociendo al

igual el costo total de los todos los Sistemas de Seguridad ya instalados en la

Plataforma Marina de Perforación.

2.5.3 Conceptos de Análisis de Riesgos.

Un análisis de riesgo es un conjunto de técnicas que consisten en la identificación,

análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños

asociados a los factores externos (fenómenos naturales, sociales), fallas en los

sistemas de control, los sistemas mecánicos, factores humanos y fallas en los

sistemas de administración; con la finalidad de controlar y/o minimizar las

consecuencias a los empleados, a la población, al ambiente, a la producción y/o a

las instalaciones. [20]

2.5.4 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos.

El presente documento está orientado a la identificación y evaluación de los

riesgos durante la operación normal de la plataforma. [20]

Se debe integrar el proceso de análisis y evaluación de riesgos de acuerdo con las

siguientes etapas y de acuerdo al diagrama de fases para el desarrollo del estudio

de riesgo y metodologías, como se muestra en la Fig. 6.



57

Figura 2.6 Proceso de Análisis y Evaluación de Riesgos. [20]

Del diagrama de bloques de la figura 2.6 antes mostrado se señala que la etapa

de identificación de peligros y/o riesgos es la fase previa y decisiva de un Análisis

de Riesgo cuyo propósito final es determinar una serie de eventos tipo

denominado hipótesis accidentales que se pueden producir en una instalación. [20]

2.6 Identificación de Peligros y Condiciones Peligrosas.

En la identificación y reconocimiento de peligros y condiciones peligrosas, se

deben de aplicar las metodologías reconocidas conforme a la Tabla 12, para el

desarrollo de escenario. [20]

Tabla 2.3 Metodologías para Análisis de Riesgos. [20]

Metodología Descripción de aplicación

¿Qué pasa sí?

La técnica debe involucrar el análisis de las desviaciones posibles del diseño,

construcción, modificación u operación, así como cualquier preocupación

acerca de la seguridad del proceso. Debe promover las tormentas de ideas

acerca de escenarios hipotéticos con el potencial de causar consecuencias de

interés (eventos no deseados con impactos negativos).

El resultado debe ser una lista en forma de tabla de las situaciones peligrosas,

sus consecuencias, salvaguardas y opciones posibles para la prevención y/o

mitigación de consecuencias.

Lista de

verificación

Deben ser tan extensas como sea necesario para satisfacer la situación

específica que se analiza, debe ser aplicada de forma que permita identificar y

evaluar los problemas que requieren mayor atención.

Los resultados deben contener una lista de recomendaciones (alternativas) de

mejoras de la seguridad (reducción del riesgo).



58

¿Qué pasa sí?

/ Lista de

verificación

Al aplicar está combinación de metodologías, se deben considerar los criterios

antes descritos en particular para cada una de ellas.

Deben anexarse preguntas relacionadas con cualquier preocupación acerca de

la seguridad del proceso, que el grupo considere pertinentes.

El resultado debe ser una lista en forma de tabla de las situaciones peligrosas,

sus consecuencias, salvaguardas y opciones posibles para la prevención y/o

mitigación de consecuencias.

HAZOP

Debe identificar y evaluar riesgos en instalaciones de procesos, así como

identificar problemas de operatividad, que a pesar de no ser peligrosos, podrían

comprometer la capacidad de producción de la instalación (cantidad, calidad y

tiempo).

Los resultados deben ser una lista en forma de tabla que contenga los

hallazgos del equipo los cuales incluyen la identificación de los riesgos del

proceso, los problemas operativos, las causas, las consecuencias, las

salvaguardas y las recomendaciones.

FMEA (AMFE)

Los resultados deben ser una lista de referencia sistemática y cualitativa de

equipo, modos de falla y efectos, que incluya un estimado de los peores casos

de acuerdo a las consecuencias que resulten de las fallas individuales.

Se deben incluir recomendaciones orientadas a incrementar la confiabilidad de

los equipos para mejorar la seguridad del proceso.

FTA (AAF)

Para la aplicación de esta técnica se debe tener un entendimiento detallado

acerca del funcionamiento de la instalación y del sistema, de los diagramas

detallados y los procedimientos y de los modos de falla de los componentes y

sus efectos.

La documentación de esta técnica debe contener como mínimo:

La definición del problema

La construcción del árbol de fallas

El análisis del modelo de árbol de fallas

Los resultados



59

ÁRBOL DE

EVENTOS

Un árbol de eventos es un modelo lógico gráfico que identifica y cuantifica los

posibles resultados de un evento iniciante.

El árbol de eventos proporciona una cobertura sistemática de la secuencia de

eventos de propagación, a través de una serie de acciones de los sistemas de

protección, funciones normales de la instalación, e intervenciones del operador,

o donde ha ocurrido una pérdida de contención, a través de un intervalo de

consecuencias posibles.

Análisis de

confiabilidad

humana

El propósito principal del análisis de confiabilidad humana en un análisis de

riesgo es proporcionar valores cuantitativos del error humano para incluirlos en

el análisis de árbol de fallas y en el análisis de árbol de eventos.

Análisis de

falla de causa

común

Los propósitos del análisis de falla de causa común son (1) identificación de los

eventos de falla de causa común relevantes, (2) cuantificación de las

contribuciones de falla de causa común, y (3) formulación de alternativas de

defensa y estipulación de recomendaciones para evitar causas de falla común.

LOPA (Layer

of protection

analysis).

Análisis de capas de protección, es un método simplificado de evaluación de

riesgos que se basa en la identificación y evaluación de las diversas capas

independientes de protección que se aplican a un posible evento accidental,

Básicamente el análisis LOPA es un análisis mediante la técnica de árbol de

eventos enfocado al análisis de todas las capas de protección.

2.7 Metodología de la Investigación.

2.7.1 Tipo de estudio.

El tipo de estudio de ésta investigación es del tipo Explicativo, ya que por medio

de un estudio de riesgo en base a los sistemas de seguridad de una plataforma

marina de perforación, y de varias situaciones diferentes de riesgo, se conocerán

variables de las causas y efectos de los sistemas de seguridad especificando el

Sistema Contraincendio y el Sistema de Tablero de Control de Pozos.



60

2.7.2 Diseño de la investigación.

ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS.

OBJETIVO: ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO CON BASE EN EL

COSTO DE LOS EQUIPOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y EL COSTO

TOTAL DE LA PLATAFORMA, PARA CONOCER LOS TIEMPOS DE

RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN Y SU RENTABILIDAD.

VARIABLES DEPENDIENTES

RIESGOS

FRECUENCIAS

CONSECUENCIAS

VARIABLES INDEPENDIENTES

SISTEMA DE TABLERO DE CONTROL DE POZOS

SISTEMA CONTRAINCENDIO

TIPO DE COSTO APLICADO A LA INVESTIGACIÓN.

SE UTILIZARÁ EL COSTO DE PRODUCCIÓN DE UNA

PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE

POZOS, EN BASE A SU PRODUCCIÓN DIARIA.

ANÁLISIS DE RIESGO.

FORMULACIONES.

INGENIERÍA ECONÓMICA ANÁLISIS DE RIESGO



61

2.7.3 Nacimiento de la idea.

El surgimiento del tema sobre “Los Sistemas de Seguridad de una Plataforma

Marina de Perforación de Pozos”, nació del ¿Por qué? Las plataformas de

perforación no cuentan con un Sistema de Bombas Contraincendio a Base de

Agua de Mar, ya que también en las plataformas de perforación pueden ocurrir

siniestros por alguna variable desconocida, ya que en casos de algún conato de

incendio, se tiene que esperar a que los barcos cisterna lleguen para conectarse al

sistema contraincendio para suministrar agua por medio de mangueras flexibles.

TIPO DE ESTUDIO.

EXPLICATIVO

SE CONOCERÁN VARIABLES DE LAS CAUSAS Y EFECTOS DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD ESPECIFICANDO EL SISTEMA CONTRAINCENDIO Y EL SISTEMA DE TABLERO DE CONTROL DE POZOS.

NACIMIENTO DE LA IDEA.

NACIÓ DEL ¿POR QUÉ? LAS PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN NO CUENTAN CON UN SISTEMA DE BOMBAS CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR.

SUJETO DE ESTUDIO.

PLATAFORMAS MARINAS DE PERFORACIÓN DE POZOS.



62

2.7.4 Sujeto de estudio.

Las plataformas marinas de perforación se pueden clasificar de la siguiente

manera: “Sea Pony”, “Sea Horse”, Trípode, Tetrápodo, Octápodo. [3]

Plataforma “Sea Pony”.

Instalación estructural aligerada que consta de 1 pierna y su subestructura con

3 pilotes, la cual contiene uno o dos pozos. [3]

Plataforma “Sea Horse”.

Instalación estructural aligerada que consta de 1 pierna y su subestructura

con 4 pilotes, la cual contiene uno o dos pozos. [3]

Figura 2.7 Plataforma "Sea Pony"

Figura 2.8 Plataforma "Sea Horse".



63

Plataforma Trípode.

Instalación que consta de 3 piernas y contiene de 4 hasta 6 pozos. [3]

Plataforma Tetrápodo.

Instalación que consta de 4 piernas y contiene de 4 hasta 6 pozos. [3

Plataforma Octápodo.

Instalación que consta de 8 piernas y contiene de 12 a 18 pozos a las

cuales se les puede adosar una estructura de hasta 6 pozos más. [3]

Figura 2.9 Plataforma "Trípode"

Figura 2.10 Plataforma "Tetrápodo"



64

Figura 2.11 Plataforma "Octápodo"

Se utilizará una Plataforma Octápodo como sujeto de estudio ya que a partir de

2010 los “Activos” o dueños de las Plataformas Marinas de Perforación las han

estado solicitando por la capacidad de pozos, y demanda.

2.7.5 Formulaciones.

Se utilizarán métodos de Ingeniería Económica para la obtención de los futuros

resultados para así conocer el tiempo de recuperación de la inversión en base a la

producción diaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos.

Se elaborará un Análisis de Riesgo de acuerdo a los Sistemas de Seguridad de la

Plataforma Marina de Perforación para la identificación, análisis y evaluación

sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños en la instalación con la

finalidad de controlar y/o minimizar las consecuencias a los empleados, a la

población, al ambiente, a la producción y/o a las instalaciones.



65

3. CAPITULO III. Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de

Perforación de Pozos.

3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos (TSCP).

Es un tablero local, para control y seguridad de pozos, cuya función principal es la

de permitir la operación de una manera segura la apertura de las válvulas (SSSV,

SSV, WV’s) de los pozos y enviar a un estado seguro (cierre) de estas válvulas

por acción manual o automática. [33]

Está constituido por:

Gabinete del TSCP.

Debe ser del tipo modular y contener la sección maestra, sección módulos de

control, sección de desvío y la unidad de suministro de potencia hidráulica. Debe

ser tipo 12 y debe ser construido de lámina de acero inoxidable 316L, calibre 12,

con acabado interior 2B y acabado exterior pulido espejo o también llamado

"polished/brushed”. [33]

Debe ser diseñado, con una altura máxima de 1981 mm (78 pulgadas) y contar

con puertas traseras para servicio, las cuales deben cubrir completa-mente la

altura del gabinete menos la orilla del empaque de sello. [33]

El número de puertas se debe determinar durante el diseño; el ancho de puerta no

debe exceder los 915 mm (36 pulgadas), las puertas se deben se-llar con

empaque y se deben mantener cerradas mediante cierres de 3 pun-tos para uso

pesado, las puertas traseras deben tener bisagras removibles y topes de puerta

ajustables y deben permitir contener los componentes en forma integral. Las

puertas del tablero deben tener manivelas. [33]



66

Los componentes montados dentro o en el TCP deben estar soportados

firmemente. El TCP debe contar con orejas en la parte superior para su izaje. [33]

Sistema de control.

Debe ser tipo secuencial con enclavamientos y temporizadores neumáticos para

operar las válvulas de los pozos. [33]

Se debe diseñar para operar uno o varios pozos de doble línea de flujo (prueba y

producción). [33]

Sección Maestra.

Su función principal debe ser la de operar de manera automática y con protección

uno o todos los pozos cuando uno o todos los módulos de con-trol se desmontan

para mantenimiento. [33]

Sección módulos de control.

Su función principal debe ser la de operar normalmente de manera automática y

segura cada uno de los pozos. Las válvulas de ala WV’s y superficiales SSV’s se

deben abrir y cerrar desde el módulo de control del pozo de manera local y solo

cerrar de manera remota desde un SDMC a través del Tablero de Interfase. [33]

Sección de desvíos

Debe permitir la operación de manera manual de uno o todos los pozos. [33]

Se debe proporcionar una válvula de desvío montada al frente del tablero para

cada una de las válvulas del pozo. [33]



67

Se debe suministrar el arreglo neumático, para facilitar el mantenimiento al

sistema de desvío de manera independiente sin afectar la seguridad y protección

del pozo o pozos. [33]

Tablero de Interfase.

Se debe diseñar y proporcionar para adherirse al TCP. En este tablero, se lleva a

cabo la conversión de señales de neumático a eléctrico. [33]

El Tablero de Interfase debe tener el tamaño en largo, profundidad y altura para

alojar la instrumentación requerida para cada pozo y debe estar conectado al

TCP.[33]

La caja del tablero de interfase debe ser nema 7 o equivalente y se debe construir

de material de aluminio libre de cobre con protección exterior de PVC e interior de

uretano, debe contener todos sus componentes en forma integral, y debe estar

soportado mediante tornillos de acero inoxidable. [33]

Unidad de suministro de potencia hidráulica.

El TCP debe contar con una unidad de suministro de potencia hidráulica a los

módulos de control, alojada en el gabinete del TCP y debe incluir lo siguiente:

Un tanque de almacenamiento hidráulico, de acero inoxidable 316L. la capacidad

del tanque de almacenamiento hidráulico debe ser el doble de la capacidad del

fluido requerido por los actuadores, con mirillas exteriores de nivel, filtro de

llenado, puerta para limpieza exterior, arrestador de flama, interruptor de bajo nivel

y válvula de drenado de 12,7 mm (½ pulgada) NPT, con respiradero. Debe ser de

fácil acceso para el llenado. [33]



68

Dos bombas de accionamiento neumático, para el tipo de gas especificado en las

hojas de datos (una principal y otra de relevo con dispositivo para acción manual),

cada bomba se debe proporcionar con sus filtros de succión, válvulas de bloqueo

de succión y descarga, válvulas de retención de descarga y una válvula de alivio

de la presión de descarga. [33]

Cada bomba debe ser proporcionada con un regulador de control de presión

montado en el frente del TCP. [33]

El cabezal de descarga hidráulica debe estar equipado con un regulador e

interruptor neumático (piloto regulador) de baja presión, ajustado a la presión

manométrica mínima requerida para mantener abierta la válvula (SSSV), de

acuerdo a las condiciones de operación de los pozos, cuando la presión disminuya

por debajo de este valor se debe ejecutar un cierre completo de pozos. [33]

Este interruptor neumático debe ser ajustable si así lo requieren los actuadores de

la válvula sub-superficial. [33]

Tubing, accesorios y etiquetas de identificación.

El suministro del tubing y sus accesorios debe ser de acuerdo a la especificación

del proyecto. [33]

Antes de su instalación, el interior se debe limpiar con aire a presión. Se debe

instalar de manera que sea fácilmente desmontable durante las rutinas de

mantenimiento. [33]

Las trayectorias del tubing con dos (2) líneas o más se deben sujetar mediante

abrazaderas de acero inoxidable, no se permite el uso de tubería aplastada como

abrazadera o soporte del tubing. [33]



69

Suministro de potencia del TSCP.

Debe operar con suministro eléctrico (24 VCD, 120 VCA) o neumático (gas

combustible o amargo). [33]

Requisitos de operación del Tablero de Seguridad Control de Pozos.

La función del TCP debe ser la de operar de manera segura las válvulas de cada

uno de los pozos.

Se debe contar con la función de cierre secuencial de las válvulas del pozo (WV’s,

SSV y SSSV) desde el TCP. [33]

Al frente del TCP, se debe indicar el estado cerrado-abierto y permitir la operación

por pozo de las válvulas WV’s, SSV, SSSV. Todas estas señales y acciones se

deben enviar para su monitoreo remoto al SDMC de la instalación, como se indica

en la tabla 3.1. [33]

Tabla 3.1 Señales y acciones para el monitoreo y apertura/cierre de pozos.

Señales y acciones

Monitoreo Apertura

/ Cierre Cierre

Presión Nivel Posición

Actuador Local SDMC SPE

L C L C L C

Bajo nivel líquido en tanque

hidráulico LSL X X

Baja presión fluido de potencia

PSL X X

Cierre de todos los pozos X X



70

L = Indicación en Tablero de Control de Pozos (Local) Local = Activado Localmente.

C = Indicación en Cuarto de Control (SDMC) Remota = Activado desde Cuarto de Control

(SDMC).

Las válvulas SSSV¨s solo son aplicables a las instalaciones marinas.

La operación de las válvulas del pozo deben ser a falla segura, es decir, las

válvulas SSSV, SSV, WV’s deben cerrar bajo una pérdida de presión del fluido de

potencia. [33]

Las funciones de seguridad del TSCP, se deben desarrollar mediante una

secuencia de cierre de pozos por paro de emergencia por acción o señal local, o

señal remota proveniente del SIS (Sistema Instrumentado de Seguridad) de la

instalación (en caso de existir el SIS), si el paro es iniciado por este último, las

válvulas SSSV, SSV, WV’s deben permanecer cerradas hasta que se restablezca

el paro por emergencia, como se indica en la tabla 8. [33]

Estado del Paro de Emergencia

(Desactivado/Activado). X

Restablecimiento de pozos

(listo para abrir) X X

Actuadores de todas las

válvulas X X

Alta presión en bajante (prueba

o producción) PSH X

Baja presión en bajante (prueba

o producción) PSL X

Válvula de Ala (WV) Abrir/Cerrar X

Válvula de Seguridad Superficial

(SSV) Abrir/Cerrar X X

Válvula de Seguridad Sub-

superficial (SSSV*)

Abrir/Cerrar

X



71

Tabla 3.2 Funciones de Seguridad del TCP.[33]

Efecto

Cierre

de todas

las

SSSV’s

Cierre

de todas

las

SSV’s

Cierre

de todas

las WV’s

Cierre

de

SSSV’s

por pozo

Cierre

de SSV

por pozo

Cierre

de WV

por pozo

Restableci

miento para

apertura de

pozos

Causa

Accionamiento estación manual ESS/TSE en el TCP local.

X X X

Accionamiento estaciones manuales de paro ESS.

X X X

Paro por Emergencia (por señal del SPE).

X X X

Detección de fuego local (sistema de tapón fusible).

X X X

Baja presión suministro neumático PSL por módulo.

X X X

Baja presión suministro hidráulico PSL.

X X X

Alta presión bajante (prueba o producción) (por pozo) PSH.

X X X

Baja presión bajante (de prueba o producción (por pozo) PSL.

X X X

Cierre de pozo desde TCP local (por pozo).

X X X

Cierre de todos los pozos desde TCP local.

X X X

Accionamiento de Restablecimiento del paro por emergencia (Local/SPE).

X

Las válvulas SSSV´s solo son aplicables a instalaciones marinas. [33]

Para el caso de las instalaciones marinas, la secuencia de cierre de los pozos se

debe realizar en la siguiente forma:

a) Cierre de las Válvulas de Ala (WV’s).

b) Cierre de la Válvula de Seguridad Superficial (SSV).



72

c) Cierre de la Válvula de Seguridad Sub-superficial (SSSV).

Para el caso de las instalaciones terrestres, la función de cierre solo aplica a los

incisos a) y b)

El TSCP debe permitir regular, el tiempo de cierre de la WV y la SSV, y el tiempo

de la secuencia de cierre de la SSV y SSSV. [33]

Para el caso de las instalaciones marinas, la secuencia de apertura de pozos, se

debe ejecutar con base al procedimiento de apertura de pozos establecido por el

área usuaria, en la siguiente forma:

Apertura de la (SSSV) a través del TSCP local. - Apertura de la (SSV). - Apertura

de las (WV´s). [33]

Figura 3.1 Tablero de Seguridad de Control de Pozos. [33]

3.2 Sistema Contraincendio a Base de Agua de Mar.

Debido a los riesgos de incendio que se presentan en las instalaciones costa

afuera y al existir dificultad en el suministro de agua dulce, es requerido el



73

aprovechamiento de agua de mar, de tal forma que permita implantar un sistema

para la contención, control y extinción de incendios. [32]

Filosofía de operación de las bombas contraincendio.

En condiciones normales, la red contraincendio se debe presurizar mediante las

bombas reforzadoras. [32]

Las bombas reforzadoras (jockey), deben arrancar con la señal del interruptor de

baja presión (PSL) y parar con la señal de alta presión (PSH), los cuales se deben

fijar de acuerdo a lo siguiente:

Si la presión en la red contraincendio baja 10 por ciento de la presión de operación

del sistema, la bomba reforzadora que esté lista para operar, debe arrancar en

forma automática, de acuerdo a la posición del selector (principal/relevo). [32]

El paro se efectúa cuando se tenga la presión de operación del sistema. [32]

Si la presión en la red continúa bajando hasta 10 por ciento por abajo de la presión

de arranque de la bomba reforzadora, la primer bomba contraincendio principal

debe arrancar en forma automática. [32]

Cinco segundos después, si el interruptor de presión de la segunda bomba

contraincendio (o de relevo) no obtiene el valor de presión de operación del

sistema, dicha bomba contraincendio debe arrancar en forma automática. [32]

Desde la interfase hombre-máquina, el operador puede activar cada una de las

bombas contraincendio, tanto principal como de relevo, enviando la señal a través

de la unidad de procesamiento remoto a cada uno de los controles locales

respectivos de las bombas contraincendio. [32]

El paro del accionador de cada una de las bombas contraincendio debe ser

manual y se debe llevar a cabo mediante el botón de paro en su respectivo tablero

de control local. [32]



74

Como resultado del análisis de riesgo de carácter genérico, no se considera la

necesidad de la instalación de bombas contra incendio en las plataformas satélites

después del retiro del equipo de perforación. [32]

3.3 Bombas de Agua Contraincendio.

Tipo de bombas.

Deben ser de tipo centrífugo. Las bombas principales deben ser verticales tipo

turbina, de uno o más pasos, como se requiera, y lubricadas por agua de mar (el

mismo líquido bombeado). Las bombas reforzadoras de presión (jockey) de agua

deben ser verticales tipo turbina. [32]

Cantidad de bombas.

El diseño del sistema de agua contraincendio debe considerar la instalación de

una bomba principal, una de relevo y dos bombas reforzadoras de presión. La

bomba principal se debe accionar por motor eléctrico y la de relevo con motor de

combustión interna (diesel). [32]

Capacidad.

Las bombas principales se deben seleccionar de acuerdo a la capacidad requerida

por el diseño del sistema de agua contraincendio y el gasto nominal indicado en la

siguiente tabla:



75

Características de bombas

Tabla 3.3 Características de Bombas.

Se permite tubería de DN (NPS) diferente al DN (NPS) de la brida de succión de la

bomba.

Aplica solamente para la porción de la tubería de succión.

DN Diámetro nominal (Sistema Internacional).

NPS Nominal Pipe Size (Diámetro nominal de tubería).

Diseño.

Debe cumplir con lo siguiente:

La carga neta positiva de succión disponible (NPSHA) debe ser mayor a la carga

neta positiva de succión requerida (NPSHR), en al menos 600 mm (2 pies). [32]

La sumergencia del segundo impulsor de las bombas verticales tipo turbina, debe

ser como mínimo 3 m (10 pies), por abajo del nivel de bombeo de agua. [32]

Gasto nominal de la

bomba m3/s (gpm)

Succión1,2 DN

(NPS)

Descarga1 DN

(NPS)

Válvula de relevo

DN (NPS)

Descarga de la Válvula

de relevo DN (NPS)

0,032 (500) 125 (5) 125 (5) 75 (3) 125 (5)

0,047 (750 150 (6) 150 (6) 100 (4) 150 (6)

0,063 (1 000) 150 (6) 150 (6) 100 (4) 200 (8)

0,079 (1 250) 200 (8) 200 (8) 150 (6) 200 (8)

0,095 (1 500) 200 (8) 200 (8) 150 (6) 200 (8)

0,126 (2 000) 250 (10) 250 (10) 150 (6) 250 (10)

0,158 (2 500) 250 (10) 250 (10) 150 (6) 250 (10)

0,189 (3 000) 300 (12) 300 (12) 200 (8) 300 (12)

0,221 (3 500) 300 (12) 300 (12) 200 (8) 300 (12)

0,252 (4 000) 300 (12) 300 (12) 200 (8) 350 (14)

0,284 (4 500) 350 (14) 350 (14) 200 (8) 350 (14)

0,316 (5 000) 350 (14) 250 (14) 200 (8) 350 (14)



76

La tubería de la columna de bombeo se debe diseñar y fabricar en tramos no

mayores de 3 m (10 pies) y con los extremos bridados, no son aceptables los

tramos de tubería de columna roscados. [32]

Las velocidades críticas de la flecha de la bomba, deben tener un margen de ± 25

por ciento de la velocidad de operación, la cual debe cubrir todo el rango de

operación de la bomba. [32]

Los sellos mecánicos se pueden utilizar solo con la aprobación de PEMEX. [32]

Materiales. Las bombas se deben fabricar con los materiales indicados en la

siguiente tabla:

Tabla 3.4 Materiales para Bomba tipo Turbina.

No. Parte de la Bomba Materiales ASTM o equivalente

Bronce al Aluminio Acero Inoxidable Acero Superduplex

1 Boquilla de descarga

B 148 aleación UNS

C95800 o UNS C95500

A 351/A 351 M Gr.

CF8M (UNS J92900)

A 351/A 351M Gr.

CK3MCuN (UNS

J93254)

A 995/A 995M Gr. 6A

(UNS J93380)

A 890/A 890M Gr. 4A

(UNS J92205)

2 Tazón(es)

3 Impulsor(es)

4 Anillos de desgaste de

tazones e impulsores

5 Cojinetes de la bomba

6

Carcasa o boquilla de

succión

de la bomba

7 Flecha de la bomba B 150 aleación UNS

C63000

A 479/A 479M aleación

UNS S31803


UNS S32750

8

Colador o filtro en la

succión

de la bomba

B 150/B 150M aleación

UNS C62400

(3)

A 240/A240M aleación

UNS S31803

(4)


UNS S32760

(4)

9

Coples y tramos de

flecha de

columna para bombas

lubricadas con agua

B 150 aleación UNS

C63000


UNS S32750 o UNS

S31803

A 182/A 182M Gr. F 55

(UNS S32760)



77

10

Coples y tramos de

flecha de

columna para bombas

lubricadas con aceite

(1) A 182/A 182M Gr. F51

(UNS S31803)

11 Tramos de tubería de

columna

B 315 aleación UNS

C63020


UNS S31803

A 789/A 789 M aleación

UNS S31803


UNS S32750


UNS S32750

12

Tramos de camisa

tubular

(bombas lubricadas

por

aceite)

B 315 aleación UNS

C63020


UNS S31803


UNS S31803


UNS S32750


UNS S32750

13 Cojinetes de flecha de

columna

B 148 aleación UNS

C95800 o UNS C95500

(2)

A 351/A 351M

Gr.CF8M (UNS

J92900)

(2)

A 351/A 351M Gr. CK-

3MCuN (UNS

J93254)

A 995/A 995M Gr. 6A

(UNS J93380)

A 890/A 890M Gr. 4A

(UNS J92205)

(2)

14

Centradores de flecha

de

columna

B 148 aleación UNS

C95800

o UNS C95500

A 479/A 479M

Aleación UNS S31803


UNS S32750

15

Centradores de

camisa

tubular para bombas

lubricadas con aceite

16 Cabezal de descarga

A 351/A 351M Gr.CF-

8M (UNS J92900)

A 351/A 351M Gr.

CK3MCuN (UNS

J93254)

A 995/A 995M Gr. 6A

(UNS J93380)

A 890/A 890 M Gr. 4A

(UNS J92205)

17

Cojinete de cabezal de

descarga



78

3.4.Tablero de Control de Bomba Contraincendio.

Gabinete metálico, que contiene equipo eléctrico y electrónico que se utiliza para

controlar de manera predeterminada el arranque y paro del motor a diesel de la

bomba contraincendio. [32]

Debe constar de un controlador lógico programable (PLC), tener capacidad de

programación, auto diagnosticar fallas, contar con puertos de comunicación RS

485 para protocolo MODBUS RTU para envío/recepción de información hacia la

UPR (unidad de procesamiento remoto)del sistema para gas y fuego. [32]

La bomba con motor a diesel debe tener su propio tablero de control. [32]

El sistema de arranque del motor debe tener dos opciones: manual y automático,

cada uno de estos debe tener dos usos: local y remoto. El local se debe ubicar en

el tablero de control dentro del patín y el remoto en el cuarto de control principal.

Únicamente al exceder la velocidad del motor diesel debe parar la bomba. [32]

Figura 3.2 Tablero de Control del paquete de bomba contraincendio GA‐2999A.

El tablero de control local (de la bomba con motor a diesel) debe tener la

instrumentación, señalización, indicación y alarmas siguientes:



79

Amperímetro.

Voltímetro

Tacómetro.

Horómetro.

Indicador de temperatura del agua de enfriamiento.

Indicador de presión de aceite de lubricación.

Alarma por alta temperatura del agua de enfriamiento.

Alarma por baja presión de aceite de lubricación.

Paro por sobre velocidad.

Regulador de velocidad.

Indicador de temperatura de aceite de lubricación.

Indicación visible de control en posición automática.

Falla de la máquina para arrancar automáticamente.

Falla en las baterías (carga y operación), si se tiene arranque eléctrico (cada

controlador debe ser suministrado con un indicador visible para cada batería).

Alarma por baja presión de aire para arranque, si se tiene arranque neumático.

Bajo nivel de combustible en el tanque de la unidad.

Las alarmas deben ser audibles y visibles, el tablero de control debe tener las

siguientes salidas hacia la UPR (unidad de procesamiento remoto) para gas y

fuego:

Alarma de bomba en operación.

Selector manual/automático/fuera de operación.

Falla del controlador o de la máquina.

Paro por sobre velocidad.

Alarma por alta temperatura en las chaquetas de enfriamiento.

Alarma por baja presión de aceite.



80

3.5.Red de agua contraincendio.

El diámetro de la tubería principal y sus ramales debe tener la capacidad de

distribución efectiva de la descarga máxima de diseño de las bombas

contraincendio operando simultáneamente. [32]

Debe consistir de un anillo principal con ramales para alimentar a todos los

equipos y dispositivos para combate de incendio y que esté ubicada en la parte

superior de la primera cubierta de la plataforma por rutas perimetrales en áreas

libres de riesgos para evitar daños debido al fuego o explosión. [32]

El diámetro de la tubería que forma el anillo, no debe ser menor de DN (diámetro

nominal) 200 (NPS 8) ni mayor de DN 300 (NPS12), el cual se determina a partir

del cálculo del riesgo mayor. [32]

El equipo contraincendio solo se debe usar para combate de incendios, conatos

de incendio y sus pruebas específicas; no se permiten conexiones ajenas a este

servicio. [32]

El número y posición de los equipos fijos de protección contraincendio, tales como

hidrantes, monitores, gabinetes de manguera, debe ser tal, que dos chorros de

agua a presión no procedan del mismo equipo, y cubran el área a proteger. [32]

De acuerdo al cálculo hidráulico, se deben colocar válvulas reguladoras de presión

en la tubería antes que en los equipos contraincendio, para evitar que la presión

represente un riesgo al personal que maneja el equipo, por seguridad del equipo

mismo y evitar golpes de ariete en la tubería. [32]

Se deben colocar hidrantes, monitores o estaciones de manguera (gabinetes o

carretes) o una combinación de ellos de acuerdo al riesgo esperado y a las

condiciones especificas de la instalación. [32]



81

Figura 3.3 Instalación de líneas de fibra de vidrio para la Red Contraincendio.

Monitores.

Se debe definir la ubicación de los monitores para proteger áreas o lugares

inaccesibles por equipos manuales como las mangueras contraincendio. Se deben

utilizar para manejar agua o solución de agua-espuma; también, pueden ser

sustituto de los sistemas fijos de diluvio, y proporcionar una descarga de chorro

directo y niebla, con un alcance mínimo a chorro directo de 30 m (100 pies) a una

presión de 689 kPa (100 lb/pulg2). [32]

Cada monitor debe girar 360° sobre su eje horizontal y 120º mínimo sobre su eje

vertical, y con mecanismo de bloqueo para fijarlo en la posición seleccionada. [32]

Deben ser de apertura manual o automática y con operación remota o local.

Los monitores que son actuados remotamente se deben ubicar de modo que no

impidan las rutas de escape. [32]

Cualquier monitor que se opere remotamente debe tener un control local manual

en la válvula de accionamiento. [32]



82

Figura 3.4 Sistema de monitoreo.

Válvula de accionamiento para hidrante

Debe estar certificada por UL o equivalente para servicio contra incendio. [32]

Válvula de diluvio.

Accesorio de control de flujo de agua contraincendio que contiene agua corriente

arriba hasta recibir una señal de apertura que puede ser manual, neumática o

eléctrica, debido a la detección de fuego liberando el agua corriente abajo hacia

los sistemas de protección contraincendio constituidos por boquillas de aspersión.

[32]

Válvula de diluvio para el sistema de tubería seca

Para los sistemas fijos de aspersión que se utilicen para protección:

En área que proporcione una cobertura general sobre tuberías y equipos que

manejan hidrocarburos.

Con una cobertura específica a equipo critico, como recipientes y cabezales.

De miembros estructurales.

Del personal durante la evacuación mediante cortinas de agua para reducir la

radiación térmica y controlar el movimiento del humo.



83

Válvula de alarma para sistema de tubería húmeda.

Es para los sistemas fijos de rociadores automáticos para protección

contraincendio en plataformas habitacionales mediante agua pulverizada a

presión. [32]

El fluido de empacado de la tubería en el sistema no debe ser agua de mar. [32]

Se deben considerar válvulas de purga en la parte superior de la línea que

permitan a cada parte del sistema ser drenado, para eliminar el aire que se

encuentra en los sistemas llenos de agua. También, incluir válvulas de drenaje en

la tubería después de la válvula de alarma para eliminar el agua salada y

posteriormente ser empacada con agua dulce. [32]

Para sistemas de rociadores dependiendo de la magnitud del riesgo se debe

dividir el sistema con su instrumentación correspondiente, para que cada sección

del sistema se pueda monitorear, indicando cual es la que está funcionando. Se

debe suministrar el equipo como paquete, que incluya tubería, dispositivos y

accesorios del arreglo “trim” de la válvula. [32]

Boquillas de aspersión de agua.

El gasto requerido de agua, así como la localización, la orientación y el DN (NPS)

de las boquillas para el equipo o área de riesgo a proteger deben estar en función

del diseño. [32]

Para el cálculo de la cantidad de boquillas de aspersión de agua, se debe

considerar la siguiente tabla:

Tabla 3.5 Selección de la densidad de aplicación del agua[32].

Área / equipos Densidad de aplicación del

agua m3 • s -1 /m2(gpm/pie2) Comentarios



84

Área de pozos/

cabezales/trampas de

diablos

3,4 x 10-4 (0,5) 6,3 x 10-3 m3/s (100

gpm) por pozo

Bombas/compresores 3,4 x 10-4 (0,5)

Tanques de

almacenamiento

presurizados

3,4 x 10-4 (0,5)

Tanques de

almacenamiento

atmosférico

3,4 x 10-4 (0,5)

Estructuras Verticales y

horizontales 1,7 x 10-4 (0,25)

Turbinas 1,7 x 10-4 (0,25)

Rutas de escape y

evacuación 3,4 x 10-4 (0,5) Cortina de agua

El tipo de boquilla seleccionada y su localización, debe cumplir con el cálculo

hidráulico y el propósito del sistema de diluvio durante el evento del fuego y las

condiciones ambientales que pueden ocurrir. [32]

Figura 3.5 Tipos de boquillas aspersoras. [32]

3.6.Sistema de Detección y Alarma de Gas y Fuego



85

La naturaleza de los procesos y operaciones que se realizan en las instalaciones

de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, implican riesgos de

ocurrencia de incidentes industriales; destacando por su magnitud los de explosión

e incendio que tengan su origen en fugas de hidrocarburos líquidos o gaseosos,

así como aquellos derivados de la presencia de atmósferas contaminadas con

productos tóxicos que ponen en riesgo la integridad del personal, infraestructura y

medio ambiente.[34]

Tabla 3.6 Tipos de detección utilizados en instalaciones costa afuera y terrestres [34].

TIPOS DE DETECCIÓN Y PRINCIPIOS DE OPERACIÓN

De Flama:

Ultra Violeta (UV) Infrarrojo (IR)

Combinación UV/IR

IR multi espectro

Óptico – Visual

Detectores de gas y/o vapores

Combustibles:

Infrarrojo

Oxidación Catalítico

Trayectoria abierta

Oxígeno (O2):

Electroquímico.

Hidrógeno (H):

Oxidación catalítica De Humo:

Fotoeléctrico

Iónico

Combinación

iónico/fotoeléctrico

Combinación calor/fotoeléctrico

Tóxico (H2S):

Electroquímico.

Trayectoria abierta

Otros gases presentes en

los centros de trabajo:

Alquiluros de Aluminio

(ALCH3)n

Cloro (Cl)

Amoniaco (NH3)

Óxido de Etileno (C2H4O)

Acrilo Nitrilo (CH2=CHCN)

Dicloroetano (CH3CH3Cl2)

De Temperatura:

Termoestático

Termovelocimétrico

De mezcla eutéctica. Tapón

fusible.

Tóxico (HF)

Electroquímico

Tóxico (HCN)

Electroquímico

Bióxido de carbono (CO2 ):

Infrarrojo.

Se debe contar con un estudio detallado para que durante el diseño, construcción,

instalación y operación del sistema de detección y alarma se cumpla en orden de

prioridad con los siguientes objetivos:



86

Seguridad e integridad del personal que labora en las instalaciones a proteger. Protección al medio ambiente. Protección a las instalaciones. Minimizar costo y tiempo perdido por las consecuencias de un potencial

siniestro. Ubicación de los componentes del sistema.

3.7.Tipos de detectores.

Detectores de Fuego.

El tipo y cantidad de detectores de fuego con sensores de energía radiante y con

sensores ópticos, se deben determinar en base a las características de diseño del

detector y a la identificación de peligros y evaluación de riesgos, incluyendo las

características de combustión, velocidad de crecimiento del incendio, aumento del

rango del fuego, condición de infraestructura, condiciones ambientales, posibles

fuentes de falsas alarmas y la capacidad de los equipos de extinción. [34]

Figura 3.6 Detector de Fuego.

Detectores de Flama.



87

Se clasifican en ultravioleta, infrarrojo de longitud de onda única, infrarrojo

ultravioleta o infrarrojo de longitud de onda múltiple y óptico. [34]

Detector de Flama (UV/IR).

Debe detectar la radiación ultravioleta e infrarroja producida por un fuego en el

ambiente, por medio de foto-sensores independientes para cada una de las dos

bandas requeridas. [34]

El elemento sensor debe funcionar basándose en el principio fotoeléctrico, a

través del procesamiento dinámico de la señal en las bandas ultravioleta e

infrarrojo y utiliza una señal combinada para indicar la presencia de fuego. [34]

El detector debe tener elementos sensibles a la radiación UV e IR y la electrónica

asociada, tres relevadores y los bloques terminales roscados para el cableado. [34]

El dispositivo debe contar con tres indicadores de estados visibles de operación:

Tabla 3.7 Indicadores de operación. [34]

Color Estado Condición

Verde Encendido fijo Operación normal

Verde Apagado Sin energía eléctrica

Ámbar Fijo Falla del detector

Rojo Fijo Presencia de flama

3.8.Detector de Flama Ultravioleta (UV).



88

El detector debe estar equipado con capacidad de prueba manual y automática de

integridad óptica. Debe tener salida analógica de 0-20 mA, para determinar: falla

general, falla de suministro de energía, falla de integridad óptica, valor de la

variable, operación normal y alarma por fuego. [34]

El campo de visión deberá ser con un mínimo de 90º.

Responde a la radiación en el rango espectral de 0,185 a 0,260 micrones de la

banda UV, buscando patrones específicos al de una flama, para confirmar fuego.

[34]

3.9.Detector de Flama Infrarrojo (IR).

El detector debe estar equipado con capacidad de prueba manual y automática de

integridad óptica. Debe tener salida analógica de 0-20 mA, para determinar: falla

general, falla de suministro de energía, falla de integridad óptica, valor de la

variable, operación normal y alarma por fuego. [34]

El campo de visión deberá ser con un mínimo de 90º.

Responder a la radiación en el rango de 4,4 micrones, buscando patrones

específicos de parpadeo, al de una llama, para confirmar fuego. [34]

Detector de Flama IR Triple.

El detector de flama de múltiple longitud de onda aplica en interiores y en

exteriores, detecta flama a largas distancias, haciendo uso de tres bandas

seleccionadas en el rango del IR entre 4,0 y 5,0 micrones. El ángulo del campo de

visión debe ser de 90º. [34]

La sensibilidad típica de este tipo de dispositivo es localizar como mínimo a una

distancia de 50 m. (164,041 pie) fuegos de gasolina con un área de 0,093 m2 (1

pie2). [34]



89

El detector usa la tecnología de microprocesadores para analizar las longitudes de

onda IR detectadas, así como información térmica de múltiples fuentes de

combustión, para posteriormente relacionarlas entre sí con patrones de flama pre-

programados, minimizando falsas alarmas. [34]

Detector de Flama Óptico.

A base de sensores de imágenes, el cual analiza la imagen de salida desde un

arreglo de CCTV, con la forma o la figura de una flama y de su movimiento a

través de un patrón de reconocimiento, utilizando un proceso avanzado de

algoritmos de señales que se utiliza para distinguir fuegos de fuentes comunes de

alarmas. Cada Unidad proporciona información de video local y señales de alarma

de fuego ó de falla al equipo de Control Central. [34]

Cada detector opera en forma autónoma e incorpora dentro de una unidad

sencilla, un sistema integrado de CCTV; Procesos de Señales Digitales y

Algoritmos Programados procesan imágenes de video e interpretan las

características de la flama. [34]

Detector de Humo.

Fundamental en la detección temprana de incendios, con cámaras sensibles que

utilizan diferentes principios de operación para detectar la presencia de partículas

de combustión (humo), visibles o invisibles que se desprenden en incendios,

activando las alarmas audibles y visibles, para brindar el tiempo que se determine

para que el personal evacue las instalaciones antes de que se propague el fuego y

activarse los sistemas de supresión. [34]

Detector de Humo tipo Iónico.



90

Este dispositivo se debe utilizar en áreas cerradas, registra incendios rápidos con

flamas, son sensibles a partículas invisibles producidas por la mayoría de los

incendios de flama. Son menos sensibles a partículas de mayor tamaño,

característica de la mayoría de los incendios sin flama. [34]

Deben contar con una cámara típica de ionización que consiste de dos placas

eléctricamente cargadas y una fuente radioactiva para ionizar aire entre dichas

placas. [34]

Estos detectores son del tipo:

a) Detección de humo por cámara típica de ionización.

b) Detección de humo por doble cámara de ionización.

Detector de Temperatura.

Este dispositivo se utiliza para detectar el calor en rangos de temperatura

predeterminados. [34]

Las áreas que deben ser protegidas con detectores de calor son las cocina,

comedor, trincheras para cableado cámara plena y áreas de turbo maquinaria

principalmente. [34]

Éstos pueden ser activos y/o pasivos:

Activos son los que llevan a cabo una acción para combatir el fuego

(rociadores) de acuerdo a ISO 13702.

Pasivos, no actúan, únicamente envían una señal al sistema de gas y fuego.

Detectores de gas.



91

Se emplean para monitorear y detectar oportunamente la presencia y la

acumulación de gases tóxicos y/o combustibles en la atmósfera de las

instalaciones, y así evitar riesgos potenciales al personal e instalaciones a través

de los sistemas de alarmas audibles y visibles. [34]

Detector de gas combustible.

El detector debe supervisar continuamente la concentración de gas combustible

en áreas abiertas, enviando una señal al sistema de gas y fuego para la activación

de alarmas audibles y visibles cuando exista una concentración determinada. [34]

Entre los detectores de gas combustible (llamados por aplicación detectores de

mezclas explosivas) se aplican de dos tipos: infrarrojos y catalíticos. Debe tener un

rango de medición de 0 a 100 por ciento LEL del gas ó vapor combustible de

interés y consumir una potencia máxima de 3,5 W para el caso de los catalíticos.

[34]

El equipo detector debe estar compuesto por dos dispositivos principales: sensor y

transmisor. El transmisor procesa la señal proveniente del sensor y la reproduce

como una señal eléctrica, ya sea proporcional a la condición de calibración del

EPM (Elemento Primario de Medición) o como un indicativo de alarma.

Debe contar con un sensor tipo IR o catalítico con equipo protector contra polvo y

agua (salpicaduras), además de ser encapsulado en acero inoxidable 316, para

prevenir fallas en la electrónica por condensación en las instalaciones eléctricas.

[34]



92

Figura 3.8 Detectores de combustible.

Detector de gas combustible-infrarrojo.

Este dispositivo, es usado en atmósferas potencialmente explosivas. El principio

de detección por infrarrojos ofrece alta velocidad de respuesta. Consiste de un

sensor y un transmisor integrados dentro de una unidad. [34]

Detector de gas combustible-catalítico.

El sensor debe operar por medio del principio de celda catalítica con un rango de

medición de 0-100 por ciento LEL de explosividad. [34]

Detectores de gas tóxico.

Estos dispositivos pueden ser para ácido sulfhídrico, ácido fluorhídrico, ácido

cianhídrico u otros gases. [34]

El detector debe tener la capacidad: para fijar al menos dos puntos para activar la

alarma de baja y alta concentración. [34]

Los puntos de ajuste y calibración para las alarmas de baja, alta se deben realizar

en campo de acuerdo al procedimiento del fabricante del dispositivo. [34]

Detectores para Ácido Sulfhídrico (H2S).



93

Debido a la presencia de ácido sulfhídrico en áreas de proceso se debe contar con

detectores para este gas, ya que si se llega a inhalar, es peligroso por su alta

toxicidad. [34]

El elemento sensor debe ser específico para este gas, con baja interferencia y que

opere bajo el principio de celda electroquímica y por difusión. [34]

El detector debe supervisar continuamente la concentración de gas sulfhídrico en

áreas abiertas o enclaustradas, debe ser de alta sensibilidad y consumir poca

energía. [34]

Detector de gas hidrógeno

El sensor debe operar por medio del principio de celda catalítica con un rango de

medición de 0-100 por ciento LEL de explosividad. [34]

Debe contar con una pantalla local de cristal líquido (LCD) integrada al equipo

para verificar su funcionamiento y contar con indicadores locales tipo LED´s

(Diodo emisor de luz) para alarma y falla. Debe contar con despliegue de

mensajes para indicar continuamente el nivel de gas hidrógeno detectado en el

área, con identificación automática de fallas, señales de salida para conexión con

la unidad de control respectiva y auto diagnóstico, como:

Baja concentración de gas hidrógeno 20% LEL (limite bajo de explosividad)

equivalente (configurable en campo).

Alta concentración de gas hidrógeno 40% LEL equivalente (configurable en

campo).

Falla del detector de gas hidrógeno.



94

Otros gases (CO2, CO, O2, SO2 u otros)

El elemento sensor debe ser específico para el gas tóxico en particular a detectar

y que opere de acuerdo a las características del gas. [34]

El instrumento debe detectar el rango permisible en ppm de acuerdo al gas que se

está detectando. Debe tomarse en cuenta el tiempo de respuesta, de acuerdo a

los niveles de concentración que pongan en riesgo al personal. [34]

Operar en rango de voltaje de 18 a 30 V c.c (24 V c.c nominal) y proporcionar una

salida de 0-20 mA proporcional a la concentración del gas. [34]

Los puntos de ajuste para las alarmas de baja y alta concentración se deben

realizar en campo en el detector de acuerdo al procedimiento del fabricante del

dispositivo y a los requerimientos del área usuaria. [34]

Figura 3.9 Detector de Gas Tóxico [34]

Alarmas

Las alarmas para alertar al personal pueden ser sonoras y luminosas,

proporcionando la información necesaria sobre la anomalía detectada para cada

tipo de riesgo, con distintos tonos y luces diferentes. [34]

La alarma sonora debe tener la capacidad de ser silenciada por el personal

autorizado una vez que haya confirmado el alcance de la emergencia, mientras

que la alarma luminosa permanecerá activada durante todo el evento, hasta que

se restablezca a las condiciones normales. [34]



95

Se debe contar con un sistema de señalización (audible/visible) del sistema de

alarmas que permita al personal identificar la ubicación de una emergencia de

manera rápida y precisa, e indicar el estado del equipo de emergencia o de las

funciones de seguridad contra incendio que podrían afectar la seguridad de los

ocupantes en caso de incendio. [34]

El sistema de alarma debe de activarse automáticamente, cuando el sistema de

gas y fuego identifica un posible acontecimiento peligroso, esta activación puede

ser por zona o en la totalidad de la instalación, la activación de las alarmas

también se puede hacer por medio de estaciones manuales localizadas en número

suficiente en lugares dentro de la instalación. [34]

Figura 3.10 Sistema de Gas y Fuego.

3.10.Sistemas de supresión de fuego a base de agente limpio para cuartos

de control.

Agente Limpio.

Dentro de las principales características de este tipo de agente extintor es que no

conduce la electricidad, es volátil y no deja residuos después de su aplicación. Por

lo anterior, es ideal para su uso en cuartos de control.



96

Tabla 3.8 Características de Agente Limpio en Cilindros.

Agentes limpio

en cilindros.

Máxima densidad

de llenado

Kg/m3 (lb/pie3)

Presión mínima de

trabajo KPa

(lb/pulg2)

Presión total @ 294.3

K (70°F) Kpa

(lb/pulg2)

HFC-227ea

Ó

FM-200

1153.3 (72.0) 3447.4 (500) 2482.1 (360)

Las características de máxima densidad de llenado y presiones deben ser

conforme al fabricante, el cual debe presentar sus certificados de llenado, tal y

como se señala:

Tabla 3.9 Características de máxima densidad de llenado y presiones de agente limpio.

Agente

Limpio Aplicación Condiciones o restricciones Comentarios

HFC-

227ea

Aceptable,

sujeto a las

condiciones

de uso

indicadas.

Donde la evacuación de un área no se

pueda completar en menos de 1

minuto, la concentración del agente

limpio no debe exceder el 9.0 por

ciento de cardio toxicidad NOAEL.

Donde la evacuación de un área se

completa entre 30 segundos y 1

minuto, la concentración del agente

limpio no debe exceder el 10.5 por

ciento de cardio toxicidad LOAEL. Las

concentraciones de HFC-227ea

mayores del 10.5 por ciento, sólo se

permiten en áreas normalmente no

ocupadas, donde el usuario asegure

que el personal pueda evacuarse en

30 segundos.

La concentración de diseño

comparativa basada en

pruebas del quemador de

copa es aproximadamente

del 7.0 por ciento, por lo que

es probable que su cardio

toxicidad LOAEL sea mayor

del 10.5 por ciento. La EPA

acepta un valor de 10.5 por

ciento como su LOAEL.

Aceptable para utilizarlo en

áreas normalmente

ocupadas.



97

El usuario debe asegurarse que ninguna persona sin protección ingrese al área

durante la descarga del agente limpio. [34]

3.10 Extintores contraincendio portátiles de polvo químico seco y de bióxido

de carbono.

La selección de extintores de incendios, para una situación dada, será

determinada por la aplicación de los siguientes factores. [34]

Tipo de incendio más probable que ocurra:

Tamaño de incendio más probable que ocurra

Los peligros en el área donde el fuego es más probable que ocurra

Equipo eléctrico energizado en las proximidades del fuego

Las condiciones de temperatura ambiente

Tipos de fuegos que se pueden presentar en una Plataforma de perforación

marina.

Fuego tipo A. Son los fuegos de los materiales de combustible ordinario, tales

como madera, ropa, papel, goma y plásticos. [34]

Fuego tipo B. Son los fuegos de líquidos inflamables, líquidos combustibles,

grasas de petróleo, aceites, pinturas, solventes, alcoholes y gases inflamables. [34]

Fuego tipo C. Son los que involucran equipo eléctrico. [34]

Extintor de Polvo Químico Seco Portátil.

Clases de polvo químico seco.



98

Bicarbonatos de sodio

Bicarbonato de potasio

Fosfato mono amoniaco

Capacidad: De 0.700 gr. a 14 kg.

Composición:

Bicarbonato de sodio y potasio para fuegos de clase “B” y “C”.

Fosfato mono amónico para fuegos “A”, “B” y “C”.

Tiempo de descarga: De 15 a 20 segundos.

Alcance: De 5 a 8 m. en su primer disparo.

Extintor de Polvo Químico Seco Montado sobre Ruedas.

El extintor móvil o sobre ruedas de dos partes, es un cilindro metálico grande en

que se almacena el agente extintor (polvo químico seco) y un cilindro donde se

almacena el agente propulsor (nitrógeno), está montado sobre ruedas debido a su

peso para un traslado más fácil. [34]

Como ya se vio, existen 3 clases de polvo químico seco elaborados a base de

bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio y de fosfato de mono amoniaco. [34]

Capacidad: De 25 a 800 kg.

Tiempo de descarga: Aproximadamente 180 segundos.

Alcance: De 8 a 10 metros.



99

Extintor de bióxido de carbono (CO2).

El bióxido de carbono está contenido en un estado líquido, almacenando en un

cilindro metálico a temperatura por debajo de 31 °C. El extintor consta de un

contenedor cilíndrico a presión, un tubo sifón y una válvula de descarga. El cambio

rápido de estado líquido a gaseoso que sucede al salir CO2por la boquilla de

descarga, produce un efecto refrigerante que convierte el 30% aproximadamente

del líquido en sólido (hielo seco), el cual se sublima convirtiéndose nuevamente en

gas. Conocido también como gas carbónico, hielo seco o por fórmula CO2es

capaz de reducir los grados del calor y desplazar el oxígeno provocando la

sofocación, este gas es nulo extinguiendo materiales sólidos en incendios

ocurridos en espacios exteriores, ya que se diluye en la atmósfera y su capacidad

de extinción se limita a unos cuantos segundos. [34]

En espacios interiores donde no hay ventilación al desplazar el oxígeno puede

producir asfixia, a este gas se le ha dado usos específicos en donde están

instalados equipos delicados y sofisticados como equipos de cómputo. [34]

Este tipo de extintores está construido con acero para soportar una presión hasta

de 900 lb/pulg2(63 kg/cm2). [34]

Los extintores portátiles los encontramos con dos diferentes formas de operación.

1. El extintor de presión contenida (presurizado) contiene solo una cámara en la

que se alojan los dos agentes. Propulsor (nitrógeno) y agente extinguidor

(polvo químico). [34]

2. El extintor de presión externa o de cartucho consta de una cámara grande

donde se almacena el agente extintor (polvo químico) y una pequeña donde se

aloja el propulsor (nitrógeno de bióxido de carbono). [34]

Polvos químicos secos.



100

Son los agentes extintores más usuales, se cuenta con:

BC: Su base es el bicarbonato de sodio (blanco).

PURPURA K: Su base es el potasio.

SUPER K: Su base es el bicarbonato de potasio.

Este polvo absorbe las partículas del fuego restándoles oxígeno y cortando la

flama. Sin embargo las mismas partículas al estar en contacto directo con el fuego

se van destruyendo y esto impide que se forme una capa y puede haber reignición

por lo que su acción en fuegos de la clase (A) es nula. [34]

Polvo químico seco tipo (ABC).

Su acción frente al fuego es diferente a la de los otros polvos pues al contacto con

el fuego la vitrifica para formar una capa sobre el combustible y no permite el paso

del oxígeno sofocándolo, además en presencia del calor sufre una reacción

endotérmica es decir, reduce los grados de calor y rompe las reacciones en

cadena. [34]

Figura 3.11 Extintor de Polvo Químico Seco tipo ABC.



101

Figura 3.12 Extintor de Polvo Químico Seco de Presión Contenida.

Polvos especiales.

Estos materiales no deben confundirse con polvos químicos secos por ser

preparados para combatir el fuego de metales pirofóricos de manera específica. [34]

PIRENE G-1 METAL WARD.

LITH-XTBM-LIQUID.

LITH-X-POWERFOUDRY FLUX

MEX LX

Los polvos anteriores se pueden emplear materiales comunes como asbesto,

arena, cloruro de sodio, grafitico en polvo, en incendios de metales no porofóricos

(son aquellos materiales sólidos, líquidos o gaseosos que en desprendimiento de

grandes cantidades de luz y calor). [34]

Los extintores de polvo químico seco están elaborados con bicarbonato de sodio,

bicarbonato de potasio y mono fosfato de amonio. Los primeros dos se usan para

combatir fuegos de la clase B y C, cuando los combustibles sean líquidos,

semilíquidos, grasas y equipos electrónicos y eléctricos. El último se emplea

contra fuegos de la clase A, B y C. [34]



102

El polvo químico seco se envasa en extintores portátiles y fijos. Los equipos

portátiles se suministran de dos tipos: con caucho o cápsula exterior y los de

presión contenida y con capacidad para 9kg. (20 lb.) Cada uno. [34]

Extintor de Polvo Químico Seco Montado sobre Ruedas.

En este tipo de extintor la presión para expulsar el polvo seco es suministrada por

un cilindro de nitrógeno. La boquilla de este tipo de extintor está provista de

tuberías diseñadas para operar en dos posiciones. Una en forma de abanico

(niebla), en la que se descarga un volumen grande de polvo a baja velocidad. En

la otra posición se obtiene un alcance 2 o 3 veces mayor que en la primera

posición. [34]

Este tipo de extintor se puede usar en incendios de gran intensidad, que dificultan

el acercamiento, o en incendios en los que resulto difícil el acceso por existir

obstáculos. [34]

Figura 3.13 Extintor de Polvo Químico Seco sobre ruedas. [34]

Extintor de bióxido de carbono.

Está compuesto de tres partes principales:

1. Un cilindro de acero para contener en bióxido de carbono a alta presión.

2. Una válvula que evita la salida de gas del cilindro.

3. Una manguera con corneta.



103

Figura 3.13 Extintor de Bióxido de Carbono [34]

El bióxido de carbono a la temperatura y presión atmosféricas es un gas, que pesa

una y media veces más que el aire. Puede transformarse en líquido por medio de

presión. [34]

Es muy eficaz en fuegos de la clase B y C. Hay de varios tamaños 5, 10, 15, 20,

50, 67, y 75 lb. El tamaño indica el número de libras de CO2que contiene y debido

a la alta presión del CO2el carbono se encuentra en forma líquida. Su alcance del

extintor de CO2es de 2 a 3 metros en forma líquida. [34]

Su alcance del extintor de CO2esde 2 a 3 metros de forma horizontal y de 1.5 en

forma vertical y en los móviles de 5 metros, pero para mejores resultados se debe

usar lo más cerca posible del fuego. Su uso se considera higiénico, se recomienda

para incendios en maquinaria eléctrica como tableros, ya que cuando se evapora

no deja rastros. [34]

El tiempo de descarga es de aproximadamente 3 segundos por libra.

3.11.Muro Contraincendio.

El requerimiento de la implementación de muros contra incendio, se origina debido

a los eventos probables de derrame y fuga de hidrocarburos, con consecuencias

de fuego y explosión en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y sus

Organismos Subsidiarios. [29]



104

Estos dispositivos tienen como objetivo contener e impedir la propagación del

fuego y/o una onda expansiva, mediante la utilización de materiales resistentes al

fuego, permitiendo así el aislamiento, confinamiento y aseguramiento de áreas de

alto riesgo en plataformas marinas e instalaciones terrestres. [29]

Los muros contraincendio deben diseñarse para soportar y mantener sus

características de integridad estructural durante una exposición al fuego directo

ocasionado por la combustión de los hidrocarburos que se encuentran presentes

en las instalaciones petroleras. [29]

Deben tener la rigidez estructural que soporte una onda expansiva generada por

una explosión. Así mismo se deben considerar otras cargas, como las cargas

sísmicas o diferentes presiones debidas al viento que pueden regir el diseño.

Deben construirse con materiales que resistan condiciones ambientales extremas,

tales como: corrosión, salinidad, temperatura, humedad, ataque de insectos o

microorganismos y sin favorecer al desarrollo de hongos. [29]

Deben ser prefabricados en secciones o módulos que faciliten su colocación sin

alterar o modificar los arreglos de tuberías, equipos de proceso, accesorios o

estructuras de acero críticas como soportes o vigas en plataformas marinas e

instalaciones terrestres existentes.

Los muros deben ser resistentes a la vibración constante originada por equipo

dinámico, tales como tuberías, moto generadores, equipos de perforación,

potabilizadoras, grúas, compresores, entre otros. [29]

Clasificación de muros contra incendio

La clasificación de un muro se evalúa con base en sus propiedades de resistencia

al fuego durante un periodo de tiempo determinado, antes de que presente

disminución en sus propiedades físicas. [29]



105

Existen dos características fundamentales en la clasificación de los muros contra

incendio, una de ellas es el tiempo durante el cual los materiales de construcción,

mantienen sus propiedades de estabilidad e integridad, y la otra es el periodo de

resistencia al fuego durante el cual el aislamiento térmico mantiene sus

propiedades aislantes antes de degradarse. [29]

Tabla 3.10 Clasificación de Muros Contraincendio [29]

Clasificación Estabilidad e integridad

(minutos) Aislamiento térmico

H-120 120 120

H-60 120 60

H-0 120 0

Características de resistencia al fuego

La letra "H" en la clasificación, indica que el sistema debe estar probado para

resistir un fuego generado por hidrocarburos a una temperatura de por lo menos 1

423.15 K; 1 150 °C (2 102 °F), durante un periodo de 2 horas, sin presentar

cambios en sus propiedades de estabilidad e integridad. [29]

H-0: Muro contra incendio para fuego generado por hidrocarburos,

manteniendo su estabilidad estructural e integridad de sus propiedades físicas

durante un periodo de 2 horas.


manteniendo su estabilidad estructural e integridad de sus propiedades físicas

durante un periodo de 2 horas y un aislamiento térmico de 60 minutos.



106


manteniendo la estabilidad estructural e integridad de sus propiedades físicas

durante un periodo de 2 horas y un aislamiento térmico de 120 minutos.

Diseño por viento en plataformas marinas de perforación.

Todos los muros contra incendio deben ser diseñados para resistir cualquier

fenómeno atmosférico con velocidades máximas de viento. Estas velocidades con

tiempo promedio de una hora, están referidas a 10 metros SNMM (sobre el nivel

medio del mar). [29]

Los muros contra incendio deben contar con un sistema de apoyo o soporte que

transmita las fuerzas generadas por la acción del viento sobre ellos, hacia

elementos estructurales con la suficiente capacidad para absorber estas cargas

sin sufrir deformaciones excesivas y sin que se rebasen las propiedades

mecánicas del material. [29]

Tabla 3.11 Propiedades Mecánicas del Acero Inoxidable [29]

Propiedades mecánicas Valores

Resistencia a la tensión 515 MPa mínimo

Límite elástico 205 MPa mínimo

Alargamiento en 50 mm 40 por ciento mínimo

Dureza Rockwell “B” 95 grados máximo

a) Muro tipo "H-0". Para este tipo de muros las caras metálicas deben ser

construidas de un acero inoxidable serie 316 que reúna las propiedades

químicas y mecánicas.

Tabla 3.12 Composición Química del Acero Inoxidable

Elemento químico Porcentaje máximo en peso



107

Carbono 0,08

Manganeso 2

Fósforo 0,045

Azufre 0,03

Silicio 0,75

Cromo 16 a 18

Níquel 10 a 14

Nitrógeno 0,1

Molibdeno 2 a 3

b) Muro tipo "H-60". Para este tipo de muro "H-60" las caras metálicas deben ser

construidas de un acero inoxidable que reúna las propiedades químicas y

mecánicas definidas en la tabla 1 y 2.

El aislamiento térmico, contenido entre las dos caras metálicas de los muros tipo

“H-60”, debe tener como función principal el atenuar el nivel de radiación térmica

en ambas caras del muro. [29]

El muro “H-60” debe integrar un aislamiento térmico para 1 hora de servicio, las

especificaciones de este aislamiento deben cumplir los parámetros indicados en la

tabla siguiente. [29]

Tabla 3.13 Especificación del aislante para Muros tipo “H‐60”

Propiedades Valor requerido

Temperatura de cara fría 413, 15 K, 140 °C (284 °F) máximo

Temperatura de servicio 727, 15 K; 454 °C ( 849.2 °F) máxima (*)

Densidad 160 kg/m3máxima

Espesor de prueba 2,54 cm mínimo (**)



108

Conductividad térmica a una

temperatura (k) media de:

297

311

366

422

477

533

W/m2 K máxima (coeficiente de transferencia de

calor):

0,036

0,039

0,049

0,062

0,079

0,101

(*) Valor a partir del cual, se inicia la degradación del aislamiento térmico sin perder sus

propiedades aislantes durante 60 minutos.

(**) El valor de espesor indicado en la tabla, corresponde al espesor de la probeta de

prueba para la determinación de la conductividad térmica, no es un espesor de diseño.

Muro tipo "H-120". Para este tipo de muro "H-120" las caras metálicas deben ser

construidas de un acero inoxidable que reúna las propiedades químicas y

mecánicas definidas en las tablas 1 y 2.

El aislamiento térmico, contenido entre las dos caras metálicas de los muros tipo

“H-120”, debe tener como función principal el atenuar el nivel de radiación térmica

en ambas caras del muro. El muro “H-120” debe integrar un aislamiento térmico

para 2 horas de servicio, las especificaciones de este aislamiento deben cumplir

los siguientes parámetros. [29]

Tabla 3.14 Especificación del aislante para Muros tipo "H‐120"

Propiedades Valor requerido

Temperatura de cara fría 413, 15 K; 140 °C (284 °F) máximo

Temperatura de servicio 922, 15 K; 649 °C (1 200.2 °F) máxima (*)

Densidad 192 kg/m3 máxima



109

Espesor de prueba 2,54 cm mínimo (**)

Conductividad térmica a una

temperatura (K) media de:

297

311

366

422

477

533

589

649

W/m2 K máxima (coeficiente de transferencia

de calor):

0,036

0,039

0,049

0,060

0,076

0,092

0,108

0,124

(*) Valor a partir del cual se inicia la degradación del aislamiento térmico, sin perder sus

propiedades aislantes durante 120 minutos, como el tiempo requerido para este tipo de

muros.

(**) El valor de espesor indicado en la tabla, corresponde al espesor de la probeta de

prueba para la determinación de la conductividad térmica, no es un espesor de diseño.

Características de resistencia a la onda expansiva.

El escenario de explosión debe desarrollarse como parte del análisis de riesgo, en

donde se establezcan el tamaño de la nube de vapor, los valores de sobrepresión

generados y la duración de la explosión. Así mismo, se deben desarrollar las

curvas de tiempo-presión para poder determinar las cargas por explosión, como se

muestra en la figura. [29]

Los muros contra incendio que se instalen en cualquier instalación ya sea nueva o

existente, deben tener la capacidad de resistir la onda expansiva o de

sobrepresión que por diseño, cubra estrictamente los valores resultantes del

análisis de riesgo. [29]

En el caso de explosiones que ocurran en áreas no confinadas, el valor de

sobrepresión esperado es de 0,7 bar, con una duración de 20 milisegundos. Para



110

el caso de explosiones en áreas parcialmente confinadas, la onda de sobrepresión

generalmente alcanza un valor de 1 bar, con una duración de 30 milisegundos.

En cualquier caso tanto el valor de sobrepresión seleccionado, como su duración,

deben sustentarse con el estudio de riesgo específico para cada instalación. [29]

Figura 3.14 Curva de Presión‐Tiempo para estimar las cargas de explosión Fuente: API‐RP"A‐WSD. [29]

3.12.Equipo Autónomo de Respiración.

Actualmente existe una diversidad de equipos autónomos de respiración en el

mercado nacional e internacional, sin embargo, Petróleos Mexicanos requiere de

estándares adecuados a las actividades que se desempeñan en los diversos

organismos, con la finalidad de proteger la integridad física de sus trabajadores.[36]

3.13.Equipo de Respiración Autónomo (SCBA)

Aparato utilizado para el suministro de aire respirable, independiente del aire del

medio ambiente, el cual está diseñado para ser portado por el usuario, y cuenta

con los siguientes componentes: pieza facial de cara completa, reguladores de



111

reducción de presión, alarmas de baja presión, arnés para portar el equipo, cilindro

para contener y suministrar el aire comprimido, manómetros e indicadores

luminoso de presión y alertas. [36]

SCBA de Circuito Abierto

Equipo de respiración autónoma, que tiene la característica especial de desalojar

la exhalación hacia el ambiente a través de una válvula de exhalación

independiente colocada en la pieza facial. En éste tipo de equipo la exhalación no

es reutilizada, así la presión de aire dentro del cilindro va disminuyendo mientras

el equipo autónomo es utilizado. [36]

SCBA de Presión Positiva

Esta es una característica de funcionamiento de los Equipos Autónomos de

Respiración, ya que se refiere a que siempre existirá una presión positiva dentro

de la pieza facial, es decir, el flujo de aire dentro de la máscara, nunca permitirá

que la presión sea igual o menor a la presión atmosférica alrededor de la pieza

facial; siempre existirá una presión ligeramente mayor dentro de la pieza facial

creando una presión positiva. [36]

Tabla 3.15 Componentes del Equipo Autónomo de Respiración. [36]

Componentes Descripción

Pieza Facial de Cara

Completa

Es un respirador de cara completa que forma parte

integral del equipo de respiración autónoma, y que por

su configuración brinda sello facial a toda la cara del

usuario. Entre sus principales componentes se

encuentran, visor, válvulas “check” de exhalación y de

inhalación independientes una de la otra, diafragma

parlante, copa nasal y arnés para sujetar a la cabeza.

Componente Cualquier material, parte o sub-ensamblaje

suministrado como requerimiento de protección, para



112

ser usados en la construcción o para la operación del

equipo autónomo de respiración.

Cilindro de Almacenamiento

de Aire Respirable

Recipiente presurizado que forma parte integral del

equipo autónomo de respiración y en el cual se

almacena el aire de respiración.

Regulador de Presión

Mecanismo que forma parte integral del equipo de

respiración autónoma, utilizado para la reducción de la

presión de aire de respiración.

Accesorio

Cualquier artículo, fabricado y suministrado para ser

usado con el equipo autónomo de respiración, que aún

cuando forma parte de él, no es necesario para la

función principal del equipo.

Alarmas de Baja presión

Dispositivos que forman parte integral del equipo de

respiración autónoma cuya función es avisar al usuario

cuando el aire contenido en el cilindro de

almacenamiento está llegando a su fin.

Figura 3.15 Equipo de Respiración [36]

Tipos de Equipos Autónomo de Respiración de circuito abierto:

Tipo “A”



113

Equipo para atención en servicios de emergencia para protección respiratoria del

personal durante operaciones de combate de incendios, rescate, materiales

peligrosos, incidentes terroristas y operaciones similares, donde los productos de

combustión, deficiencia de oxigeno, partículas, productos tóxicos u otras

atmósferas inmediatamente peligrosas para la vida y la salud que existe o podrían

existir en la escena del incidente. [36]

Estos equipos deben contar con mecanismos de emergencia de trasvase de aire

para rescate, sin tener que dejar de usar el equipo, alarmas audibles en el equipo

y visuales en la pieza facial que indican baja presión de aire o estado de alerta por

alguna condición adversa al usuario como la falta de movimiento. [36]

Estos equipos y accesorios deben ser resistentes a atmósferas químicas,

biológicas, radiológicas y nucleares. [36]

Tipo “B”

Equipo para ingreso en áreas con deficiencia de oxígeno, ó emergencias con

atmósfera contaminada por materiales con peligro inmediato para la vida y la

salud.

Debe contar con mecanismos de emergencia para trasvase de aire sin tener que

dejar de usar el equipo, alarmas audibles en el equipo y visuales en la pieza facial

que indica baja presión de aire. Además, todos los componentes de este equipo

deben ser de materiales resistentes a exposiciones de agentes químicos. [36]

Componentes de los Equipos Autónomos de Respiración Tipo “A” y “B”.

Cilindro de Aire de Respiración.

Los cilindros podrán requerirse en las siguientes presentaciones:

De 15.2 mPa (2216 psig), 1.27 m3 (45 ft3) con manómetro. (30 minutos de

duración Aprox.)



114


duración Aprox.)


duración Aprox.)

El cilindro debe tener un manómetro en su base junto a la válvula de alimentación,

el cuál debe indicar el contenido de presión de aire en su interior. Así como una

válvula de alivio para evitar el sobrellenado. [36]

Pieza Facial de Cara Completa.

La pieza facial debe estar fabricada en hule natural modificado ó material

elastomérico, con alta resistencia térmica, química y que sea hipoalergénico, con

diseño que permita lograr un sello facial que mantenga una presión positiva entre

la cara y la pieza facial.

La pieza facial debe contar con un mecanismo para pasar del aire del cilindro al

aire atmosférico y viceversa, sin necesidad de retirarse la pieza facial.

La pieza facial debe incluir un sistema de comunicación de voz, que como mínimo

transmita el 80% de la voz a 1.5 metros, por medio de un diafragma parlante

mecánico; dicho mecanismo debe poder sumergirse completamente en agua para

su limpieza. [36]

Arnés portador.

El armazón soporte arnés portador de la espalda debe ser de material

termoplástico, aluminio, o una combinación de ambos, ergonómico, ajustable a

la persona, ligero y confortable, diseñado para proteger los componentes

neumáticos y electrónicos del equipo contra atmósferas peligrosas, incendios y

golpes. Debe contar con elementos de sujeción para rescate del usuario.

Debe contar con una almohadilla de soporte lumbar ergonómica, de material

retardarte a la flama.



115

Las correas de ajuste de la cintura y hombros deben ser de material

inherentemente resistente a la flama. [36]

Alarmas y señalizaciones

El Equipo Autónomo de Respiración debe contar con alarmas indicadoras de

término de presión de aire, que nos debe indicar el final del tiempo de servicio.

Cada alarma indicadora debe constar de un mecanismo de detección y un

dispositivo de alarma. Los dos tipos requeridos son: neumático y electrónica

visual.

Alarma neumática audible de 80 a 110 dB sonora, Tiene como función

advertir al usuario que el contenido de aire del cilindro es bajo, y se activa al 25

% de contenido de aire.

Alarma visual en la pieza facial dentro o fuera, con luces indicadoras de

presión. La pantalla debe contar con luces tipo LED que indique la cantidad de

aire remanente en el cilindro, las cuales se irán apagando a intervalos de un

cuarto de decrementos de contenido total de aire en el cilindro, excepto el

último cuarto, el cual mantendrá la alerta con destellos intermitentes. Debe

utilizar para su funcionamiento pilas alcalinas ó recargables de tipo AA, AAA, C

ó D convencionales de fácil disponibilidad y no debe ser necesario utilizar

herramientas especiales para su reemplazo. [36]

Mangueras y conectores.

El equipo debe contar con dos tipos de mangueras para suministro de aire del

cilindro de respiración, las cuales deben ser:

Manguera de alta presión. Que lleva el aire del cilindro al regulador de

primera etapa y que está fabricada en neopreno de alta resistencia a la presión

y con una capa de material retardante a la flama y resistente a agresiones

químicas y del medio ambiente. Esta manguera se puede omitir si el regulador



116

de primera etapa reduce directamente de alta a baja presión el sistema y será

sustituida por una de baja presión.

Manguera de baja presión. Que lleva el aire del regulador de primera etapa al

de segunda etapa, fabricada en silicón o neopreno resistente a la flama y

agresiones químicas del ambiente. [36]

Reguladores.

El equipo debe contar con dos reguladores que proporcionen el siguiente servicio:

Regulador de primera etapa, reduce la presión existente en el cilindro a rango

de intervalo de 551.58 a 965.27 kPa (80 a 140 psig), debe contar con válvula

de seguridad para alivio en caso de sobre presión.

Regulador de presión positiva a presión-demanda de segunda etapa, debe

proveer de 0 a 85 mm. de H2O (columna de agua) y debe contar con válvula

de paso directo independiente del mecanismo de presióndemanda, así como la

accesibilidad de retirarse sin retiro de la pieza facial, con aditamento soporte

para sujeción del regulador; éste regulador debe de ser capaz de mantener

siempre una presión positiva dentro de la máscara, y deberán ser resistentes a

atmósferas químicas, biológicas, radiológicas y nucleares.

El regulador debe contar con un dispositivo de conexión rápida. [36]

Manómetro de operación

El equipo debe contar con un manómetro visible el cual indica la presión del

cilindro; para verificación instantánea del usuario, este debe de ser independiente

de cualquier otra alarma. [36]



117

3.14.Equipo de Bomberos.

La ropa de protección personal debe garantizar condiciones seguras y cómodas al

personal en la actividad laboral y deben cumplir con los requisitos mínimos de

seguridad para el cual fueron diseñados.[35

Todas las prendas y los trajes, deben cumplir los requisitos de NFPA 1971 edición

2007 “Norma para los conjuntos de protección contra fuego en estructuras y

aproximación al fuego” o equivalente en su última edición, pero el chaquetón y

pantalón deben tener además un desempeño superior en el Rendimiento de

Protección Térmica (TPP), el cual no debe ser menor a 40 cal/cm2 y la Pérdida

Total de Calor (THL) no debe ser menor a 250 W/m2, y las cintas reflejantes

deben tener un Coeficiente Mínimo de Retro reflexión igual o superior a 400

cd/lux/m2. [35]

Figura 3.16 Equipo de Bomberos.

Materiales de construcción

La tela de la capa exterior, los componentes del forro de la ropa y traje de

protección personal contra incendio, ganchos de sujeción y arillo “D”, cintas

reflejantes y cierres entre otros. [35]

No se aceptan materiales reciclados.



118

Los dispositivos de apertura y cierre rápido deben ser resistentes a la flama

(Flame Resistance: Método de prueba para la resistencia a la flama de los textiles

ASTM D6413 o equivalente). [35]

Especificaciones del traje para combate de incendios en estructuras.

Pemex debe seleccionar el material requerido y las opciones de construcción, de

los indicados en la presente norma. [35]

Barrera contra la humedad

La barrera contra la humedad debe ser construida de una película laminada de bi-

componente incorporando PTFE laminado a una membrana de base aramida. [35]

Barrera Térmica

La barrera térmica debe consistir de al menos dos capas, una de aramida 100 por

ciento, cosida con hilo de aramida a un acolchonado (capitonado) de la misma

fibra. No es aceptable espuma o arafill en la barrera térmica. [35]

Construcción del chaquetón

Todas las dimensiones en la presente norma se basan en un chaquetón estándar,

el cual se clasifica con 116,84 cm (46 pulg.) en el pecho, pueden variar para otros

tamaños según se requiera. [35]

Cuerpo del chaquetón

Puede ser construido de tres a cinco partes por separado que consisten en:

-Dos partes delanteras y una parte trasera.

-Dos partes delanteras, dos laterales y una parte trasera unidas en una sola pieza.



119

Mangas

Las mangas deben ser diseñadas y construidas, ergonómicamente. La

construcción debe asegurar que no permita la entrada de agua al interior de la

manga cuando se tengan los brazos levantados. [35]

Para asegurar el forro se deben coser al tejido de la muñequera en la orilla del

pozo de agua, dos tiras de aramida de 2,5 cm de largo, con broche de presión

metálico hembra. Como mínimo con dos broches de presión hembra, que deben

hacer juego con los broches de presión macho en la manga del forro. [35]

Muñequeras y pozo de agua

El interior de los extremos de la manga (puños) debe terminar en una muñequera

de tejido de doble grosor elástica y autoajustable de fibra 100 por ciento aramida,

de 10,1 cm (4 pulg) de largo. Estas muñequeras deben ser cosidas a un pozo de

agua de 7,62 cm (3 pulg) de longitud como mínimo, del material la capa exterior,

formando una barrera de agua entre la muñequera y la manga. [35]

Las muñequeras y la configuración del pozo de agua deben evitar que el agua y

escombros penetren entre la capa exterior y el forro interior cuando se levantan los

brazos. [35]

Figura 3.17 Muñequeras.



120

La muñequera se debe configurar de acuerdo a lo siguiente (seleccionar uno):

Muñequera con lazo para sujeción al dedo pulgar.

Figura 3.20 Muñequera con Lazo.

Muñequera (sin lazo para sujeción al dedo pulgar) mas guanteleta tipo

mitón, de fibra 100 por ciento aramida, con orificio para dedo pulgar (doble

muñequera).

Figura 3.21 Muñequera sin Lazo.

Cuello y tapa boca

El cuello debe consistir de dos capas de tela de la capa exterior con una capa de

barrera contra humedad y barrera térmica entre estas. El cuello debe ser de un

mínimo de 7,5 cm (3 pulg) de alto. La barrera contra la humedad debe continuar

con 1,9 cm (3/4 pulg) debajo de la línea del cuello. [35]

El tapa boca debe consistir de dos capas de tela de la capa exterior con una capa

de barrera contra la humedad entre estas. El tapa boca debe ser de 10,16 cm (4

pulg) por 25,4 cm (10 pulg) cosido con costura doble al lado derecho o izquierdo

del bajo cuello ya segurado cuando no esté en uso mediante dispositivo de

apertura y cierre rápido. [35]



121

Dispositivo de rescate para personal contra incendio caído (DRD)

Todos los chaquetones deben ser equipados de un dispositivo desplegable de

rescate para contra incendio caído. El dispositivo debe consistir en una correa de

para-aramida, de 3,81 cm colocada entre el forro y la capa exterior, formando un

lazo alrededor de los hombros. [35]

La manija del arnés debe ser situada fuera del chaquetón, y debe permanecer

oculta debajo de una solapa de material de la capa exterior cuando no esté en

uso. Se debe aplicar cinta reflejante a las letras DRD (Dispositivo de rescate para

personal contra incendio caído) para permitir la fácil identificación de su ubicación

en condiciones de poca luz. Los extremos traslapados cosidos de las correas de

para-aramida, se deben probar para al menos 8006,8 N (1800 lb fuerza). [35]

Bolsas

Debe tener un bolsillo interior en el forro, del lado izquierdo, de al menos

22,86x21,59 cm (9x8 ½ pulg). El bolsillo debe ser construido del mismo material

de la barrera térmica. [35]

Bolsillos para radio

Debe tener una solapa con espacio para antena en los laterales izquierdo y

derecho y con un dispositivo de apertura y cierre rápido para ajuste. El bolsillo de

radio debe ser equipado de un ojal para el drenaje. [35]

Cintas reflejantes

La cinta reflejantes se debe coser al chaquetón usando costura de seguridad del

tipo 301, en los bordes de la cinta reflejante. La cinta reflejante debe ser colocada



122

consistentemente y ambos extremos deben estar alineados cuando son cosidos

alrededor de las mangas y del cuerpo del chaquetón. [35]

Seleccionar color:

Amarillo lima fluorescente /plata/amarillo lima fluorescente

Amarillo lima fluorescente

La colocación de la cinta reflejante debe ser configurada con una banda

alrededor del antebrazo de cada manga del chaquetón, una banda horizontal a

través de la parte superior de la espalda, una banda alrededor de la

circunferencia entera del dobladillo del chaquetón y una banda horizontal a

través del pecho. [35]

Se debe costurar en la espalda de los chaquetones, un parche de la misma tela de

la capa exterior con el símbolo-logotipo de Pemex bordado con hilo de aramida. [35]

Figura 3.22 Traje para combate de incendios. [35]

Construcción del pantalón

Nota: Todas las dimensiones en este apartado de la norma se basan en

pantalones regulares que se clasifican según su talla. [35]

Cuerpo del pantalón

El pantalón debe tener un diseño ergonómico, con un tiro (costura de la

entrepierna a la cintura. Debe tener botones de metal en la cintura (cuatro



123

adelante y cuatro atrás) para unirse a las lengüetas de los tirantes, o el tipo de

sujeción requerido de acuerdo a los tirantes solicitados. [35]

Bolsillos

Debe tener dos bolsillos tipo fuelle completo o semifuelle de al menos 25.4x25.4

cm (10x10 pulg), con 5,08 cm (2 pulg) de profundidad del fuelle y solapa de

10.16x26.03 cm (4x10 ¼ pulg). La solapa debe ser asegurada en la posición de

cerrado con tiras de 5,08x5,08 cm (2x2 pulg) de dispositivo de apertura y cierre

rápido o mediante broche de presión de uso rudo resistente a la corrosión. [35]

Cada bolsillo debe tener dos ojales para drenaje. Cada bolsillo se debe reforzado

con presillas de refuerzo en los puntos de tensión. [35]

Cintas reflejantes

La cinta debe consistir en una banda simple reflejante cosida con costura de

seguridad por la orilla de la alrededor de la parte más baja de la pierna.

Se debe usar un sistema de alineación para asegurar que la cinta reflejante se

coloque apropiadamente y que ambos extremos de la banda estén alineados

cuando se cosen alrededor de la pierna. [35]

El tipo, ancho y color de la cinta reflejante debe ser el mismo que el especificado

para el chaquetón. [35]

Figura 3.23 Pantalón para Combate de Incendios [35]



124

Letras y/o números.

Las letras y/o los números reflexivos para permitir la identificación de cada ropa

deben ser de 7,62 cm (3 pulg), costurados a la ropa. Las letras y/o los números

deben ser de color amarillo lima fluorescente o rojo naranja fluorescente. [35]

Aramida.- Fibra polimérica (meta-aramidas) resistente a la flama.

Mitón.- Especie de guante de punto, que solo cubre desde la muñeca inclusive

hasta la mitad del pulgar y el nacimiento de los demás dedos.

3.15.Balsas salvavidas.

Construcción de las balsas salvavidas

Toda balsa salvavidas estará fabricada de modo que pueda resistir 30 días de

exposición a la intemperie a flote, sea cual fuere el estado de la mar. [35]

La balsa salvavidas estará construida de tal manera que si se la lanza al agua

desde una altura de 18 m, tanto la balsa como su equipo sigan funcionando

correctamente.

Si la balsa ha de ir estibada a una altura de más de 18 m por encima de la

flotación correspondiente a la condición de calado mínimo en agua de mar, será

de un tipo que haya sido sometido con resultados satisfactorios a una prueba de

caída desde una altura por lo menos igual a la de estiba. [35]

La balsa salvavidas habrá de poder resistir, hallándose a flote, saltos repetidos

dados sobre ella desde una altura mínima de 4,5 m por encima de su piso tanto

con su capota abatible armada como sin armar.

La balsa salvavidas y sus accesorios estarán construidos de manera que sea

posible remolcar la balsa a una velocidad de hasta 3 nudos en aguas tranquilas,



125

cargada con su asignación completa de personas y su equipo, y con una de sus

anclas flotantes largada. [35]

La balsa salvavidas irá provista de una capota abatible que proteja a los

ocupantes de la exposición a la intemperie y que quede automáticamente

levantada cuando la balsa sea puesta a flote. Dicha capota reunirá los requisitos

siguientes:

Dará aislamiento contra el calor y el frío, ya mediante dos capas de material

separadas por un espacio de aire, ya por otros medios igualmente eficaces; se

proveerán los medios necesarios para impedir la acumulación de agua en el

espacio de aire.

El interior será de un color que no ocasione molestias a los ocupantes.

Cada entrada estará claramente indicada e irá provista de medios de cierres

ajustables y eficaces que puedan abrirse fácil y rápidamente desde el interior y

el exterior de la balsa, de modo que hagan posible la ventilación e impidan la

entrada de agua de mar, el viento y el frío.

En las balsas salvavidas que puedan dar cabida a más de ocho personas,

habrá por lo menos dos entradas diametralmente opuestas.

Dejará penetrar en todo momento aire suficiente para los ocupantes, incluso

con las entradas cerradas.

Irá provista por lo menos de una murilla.

Llevará los medios precisos para recoger agua de lluvia

Tendrán la altura suficiente para que los ocupantes puedan sentarse en todas

las partes cubiertas por ella.

Capacidad mínima de transporte y masa de las balsas salvavidas

No se aprobará ninguna balsa salvavidas cuya capacidad de transporte, calculada

de conformidad con lo prescrito en las reglas 39.3 ó 40.3, sea de menos de seis

personas. [35]



126

A menos que la balsa salvavidas haya de ponerse a flote con un dispositivo

aprobado que cumpla con lo prescrito en la regla 48 y no se exija que sea portátil,

la masa total de la balsa con su envoltura y su equipo no excederá de 185 kg. [35]

Accesorios de balsa salvavidas

La balsa llevará guirnaldas salvavidas bien afirmadas alrededor de su exterior y de

su interior. [35]

La balsa salvavidas irá provista de una boza resistente de longitud igual por lo

menos al doble de la distancia que haya entre la posición de estiba y la flotación

correspondiente a la condición de calado @nimo en agua de mar o 15 m, si esta

segunda magnitud es mayor. [35]

Balsas salvavidas de pescante

Además de cumplir con las prescripciones precedentes, toda balsa salvavidas

destinada a ser utilizada con un dispositivo aprobado de puesta a flote:

Habrá de poder resistir, llevando su asignación completa de personas y su

equipo, un golpe lateral contra el costado del buque a una velocidad de

impacto de al menos 3,5 m/s, y una caída al mar desde una altura mínima de 3

m sin sufrir daños que afecten a su funcionamiento.

Irá provista de medios que permitan arrimarla a la cubierta de embarco y

mantenerla firmemente en esa posición mientras se realiza el embarco.

Toda balsa salvavidas de pescante que lleven los buques de pasaje estará

dispuesta de modo que su asignación completa de personas pueda embarcar en

ella rápidamente. [35]

Equipo



127

El equipo normal de toda balsa salvavidas será el siguiente:

Un pequeño aro flotante sujeto a una rabiza flotante de por lo menos 30 m de

longitud.

Un cuchillo de hoja fija y mango flotante, sujeto por una piola y estibado en un

bolsillo del exterior de la capota abatible, cerca del punto en que la boza esté

sujeta a la balsa; además, la balsa autorizada a llevar 13 personas o más irá

provista de un segundo cuchillo, que no necesitará ser de hoja fija.

Si se trata de una balsa autorizada a llevar 12 personas como máximo, un

achicador flotante; si se trata de una balsa autorizada a llevar 13 personas o

más, dos achicadores flotantes.

Dos esponjas.

Dos anclas flotantes provistas de estacha a prueba de socolladas y de cabo

guía, una de ellas de respeto y la otra penitentemente sujeta a la balsa de un

modo tal que haga que, cuando ésta se infle o esté flotando, quede orientada

con respecto al viento de la manera más estable posible; la resistencia de

ambas anclas flotantes y de sus estachas y cabos guía habrá de ser suficiente

para todos los estados de la mar; estas anclas llevarán grilletes en ambos

extremos del cabo y serán de un tipo que no esté expuesto a quedar vuelto del

revés entre sus vientos.

Dos zaguales flotantes.

Tres abrelatas (las navajas de muelle provistas de hoja abrelatas especial

satisfacen esta prescripción).

Un botiquín de primeros auxilios en un estuche impenetrable al agua que se

pueda cerrar herméticamente tras haber sido utilizado.

Un silbato o medio equivalente para dar señales acústicas.

Cuatro cohetes lanza bengalas con paracaídas que cumplan con lo prescrito

en la regla 35.

Seis bengalas de mano que cumplan con lo prescrito en la regla 36.



128

Una linterna eléctrica impenetrable al agua, adecuada para hacer sefíales

Morse, un juego de pilas de respeto y una bombilla también de respeto, todo

ello en un receptáculo impenetrable al agua

Un reflector de radar eficaz, a menos que se haya estibado en la balsa

salvavidas un respondedor de radar para embarcaciones de supervivencia.

Un espejo de señales diurnas con las instrucciones necesarias para hacer

señales a buques y aeronaves.

Un juego de aparejos de pesca.

Una ración de alimentos que dé como mínimo 10 000 kj por cada una de las

personas que la balsa esté autorizada a llevar; estas raciones irán en envases

herméticos metidos en un receptáculo estanco.

Recipientes estancos con 1,51 de agua dulce por cada persona que la balsa

esté autorizada a llevar; de esa cantidad, 0,51 por persona podrá ser sustituido

por un aparato desalinizador que pueda producir un volumen igual de agua

dulce en dos días.

Un vaso graduado inoxidable para beber.

Seis dosis de medicamentos contra el mareo y una bolsa para casos de mareo,

por cada persona que la balsa esté autorizada a llevar.

Instrucciones relativas a las medidas que procede tomar inmediatamente.

3.16.Aro salvavidas.

Figura 3.24 Balsa Salvavidas. [35]



129

Dispositivo flotante de forma anular, de dimensiones específicas, con los que debe

contar toda embarcación y artefacto naval como parte del equipo de seguridad y

salvamento destinado a salvaguardar la vida humana en el mar. [35]

Cocas

Es la formación de nudos en la guirnalda y en la rabiza.

Guirnalda

Cuerda hecha de fibra sintética flotante que no haga cocas y que se encuentra

colocada firmemente alrededor del aro salvavidas con un diámetro mínimo de 9.5

milímetros. [35]

Rabiza (Cabo)

Cuerda de fibra sintética flotante que no haga cocas y que se emplea para sujetar

el aro salvavidas a la embarcación, y que tiene un diámetro mínimo de 8.0

milímetros, con una resistencia a la rotura de 510 kilogramos fuerza y una longitud

mínima de 30.00 metros. [35]

Todo aro salvavidas debe:

Tener un diámetro exterior no superior a 800 milímetros e interior no inferior a

400 milímetros.

Estar fabricado con materiales que mantengan su propia flotabilidad, queda

prohibida la utilización de aros salvavidas fabricados de anea (junco), viruta de

corcho, corcho granulado o cualquier otro material granulado suelto y aquéllos

cuya flotabilidad dependa de compartimientos de aire que deban de inflarse.

Tener una masa mínima no inferior de 2.5 kilogramos y, si está construido para

llevar una señal fumígena y una luz de encendido automático su masa no será

inferior a 4 kilogramos.



130

Estar provistos de una guirnalda con una resistencia mínima de 450 Kg/Fuerza

y cuya longitud igual por lo menos a cuatro veces el diámetro exterior del

cuerpo del aro, dicha guirnalda irá firmemente sujeta en cuatro puntos

equidistantes en la circunferencia del aro, de modo que forme cuatro senos

iguales.

Debe ser color muy visible en las gamas del amarrillo, naranja y rojo, pudiendo

usarse también los tonos fluorescentes en los tres colores antes señalados.

Soportar el fuego generado por la acción de la combustión de hidrocarburos

y/o de sus derivados.

Llevar colocada de manera equidistante en forma de cinturón o en ambos

lados del cuerpo del aro salvavidas, en cuatro puntos de la circunferencia del

aro, cinta retro-reflejante que cumpla con SOLAS

3.17.Chalecos salvavidas.

Dispositivo de salvamento individual flotante que al colocarse a través de los

brazos y/o cuello, puede sujetarse al cuerpo por medios mecánicos y que permite

a cualquier persona mantenerse a flote y boca arriba. [35]

Materiales de flotación

Deberán ser materiales reciclables, quedando prohibido el uso de corcho, capoc y

cualquier otro material elaborado mediante el uso de clorofluorocarbonos (CFC),

como material de flotabilidad en la fabricación de chalecos salvavidas. [35]

Recubrimiento estructural

Figura 3.25 Aro Salvavidas. [35]



131

Textiles con retardante al fuego.

Recubrimiento vinílicos con retardante al fuego. [35]

Cinturones y cordones

De nylon o polipropileno.

Hebillas y herrajes

Hebillas plásticas de alto impacto: Nylon o acetal, o metálicas de aluminio o acero

inoxidable, o Herrajes metálicos inoxidables o aluminio. [35]

Materiales y procesos utilizados en las costuras

Hilo Sintético: Calibre 40 como mínimo, retardante al fuego, o

Sellado: Alta frecuencia.

Dimensiones de los cilindros de prueba

Para adulto. 125 milímetros de diámetro.

Para niño. 50 milímetros de diámetro.

El chaleco salvavidas debe estar en función de los diferentes pesos o tallas, con el

objeto de que mantenga a flote a cualquier persona durante 24 horas como

mínimo sin importar talla, peso, edad o sexo. [35]

El chaleco salvavidas debe estar diseñado de manera que permita a la persona

que lo va a usar, determinar fácilmente cómo ponérselo correctamente sin ayuda,

orientación o demostración previa, de acuerdo a su talla y peso, en menos de 1

minuto.

Deberá ser posible su uso por ambas vistas, según muestre claramente su

aspecto, para que no exista el riesgo de que se lo pongan incorrectamente. [35]



132

Permita al usuario lanzarse al agua desde una altura de al menos 4.5 metros, sin

lesionarse y que el chaleco salvavidas no quede desajustado o sufra daños.

Debe de ser color muy visible en las gamas del amarillo, naranja, o rojo. Pudiendo

usarse también los tonos fluorescentes de los tres colores antes señalados. [35]

3.18.Letreros de seguridad y rutas de escape.

Colores de seguridad.

Los colores de seguridad, su significado y ejemplos de aplicación se establecen en

la siguiente tabla de la presente Norma.[22]

Tabla 3.16 Colores de seguridad, significado, indicaciones y precisiones. [22]

COLOR DE

SEGURIDAD SIGNIFICADO INDICACIONES Y PRECISIONES

ROJO

Paro. Alto y dispositivos de desconexión para

emergencias.

Prohibición. Señalamientos para prohibir acciones

específicas.

Material, equipo y

sistemas para combate de

incendios.

Ubicación y localización de los mismos

identificación de tuberías que conducen

fluidos para el combate de incendios.

AMARILLO

Advertencia de peligro.

Atención, precaución verificación e

identificación de tuberías que conducen

fluidos peligrosos.

Delimitación de áreas. Límites de áreas restringidas o de usos

específicos.

Advertencia de peligro por

radiaciones ionizantes.

Señalamiento para indicar la presencia de

material radiactivo.

VERDE Condición segura. Identificación de tuberías que conducen

fluidos debajo riesgo. Señalamientos para



133

indicar salidas de emergencia, rutas de

evacuación, zonas de seguridad y primeros

auxilios, lugares de reunión, regaderas de

emergencia, lavaojos, entre otros.

AZUL Obligación. Señalamientos para realizar acciones

específicas.

Señales de seguridad e higiene.

Tabla 3.17 Señales de seguridad e higiene. [22]

SIGNIFICADO FORMA

GEOMÉTRICA DESCRIPCIÓN DE FORMA GEOMÉTRICA UTILIZACIÓN

PROHIBICIÓN

Círculo con banda circular y banda diametral oblicua a 45°, con la horizontal, dispuesta de la parte superior izquierda a

la inferior derecha.

Prohibición de una acción susceptible

de provocar un riesgo.

OBLIGACIÓN

Círculo Descripción de una acción obligatoria.

PRECAUCIÓN

Triángulo equilátero. La base deberá ser paralela a la

horizontal.

Advierte de un peligro.

INFORMACIÓN

Cuadrado o rectángulo.

La relación de lados será como máximo 1:2.

Proporciona información para

casos de emergencia.

Señales indicativas e informativas.

Tabla 3.18 Señales indicativas e informativas. [22]

Indicación Contenido de imagen del símbolo Ejemplo

UBICACIÓN DE UNA SALIDA DE EMERGENCIA

Silueta humana avanzando Hacia una salida en el sentido requerido.

Opcionalmente puede adicionar la flecha

direccional y el texto “salida de emergencia”



134

UBICACIÓN DE RUTA DE EVACUACIÓN

flecha indicando el sentido Requerido y, en su caso, el numero de la

ruta de evacuación.

UBICACIÓN DE UNA REGADERA DE EMERGENCIA

Silueta humana bajo una regadera y flecha

direccional

UBICACIÓN DE ESTACIONES Y BOTIQUÍN DE PRIMEROS AUXILIOS

Cruz griega y flecha direccional

UBICACIÓN DE UN LAVAOJOS

Contorno de cabeza humana inclinada sobre un chorro de agua de un lavaojos, y flecha

direccional

Señales en caso de incendio.

Tabla 3.19 Señales en caso de incendio. [22]

Indicación Contenido de imagen del

Símbolo

Ejemplo

UBICACION DE UN

EXTINTOR

Silueta de un extintor con flecha direccional

opcional, en el sentido

requerido

UBICACION DE UN

HIDRANTE

Silueta de un hidrante con flecha direccional



135

Señales prohibitivas.

Tabla 3.20 Señales prohibitivas. [22]

INDICACIÓN CONTENIDO DE IMAGEN DEL

SÍMBOLO EJEMPLO

PROHIBIDO FUMAR Cigarrillo encendido

PROHIBIDO EL PASO Silueta humana caminando

PROHIBIDO EL PASO A

PERSONAS CON

MARCAPASOS

Silueta estilizada de

corazón y cable

PROHIBIDO EL USO DE

ARTICULOS METALICOS O

RELOJES DE PULSERA

Figura estilizada de reloj

de pulsera y silueta

lateral de llave

NO UTILIZAR AGUA COMO

AGENTE EXTINGUIDOR

Cubo derramando agua

sobre llama

Señales de salvamento.

Tabla 3.21 Señales de salvamento. [22]

INDICACIÓN EJEMPLO

EQUIPO DE PROTECCIÓN RESPIRATORIA

ESTACIÓN DE BALSA INFLABLE

CAMILLA DE EMERGENCIA



136

Señales obligatorias.

Tabla 3.22 Señales obligatorias. [22]

INDICACIÓN

CONTENIDO DE IMAGEN DEL

SÍMBOLO EJEMPLO

INDICACION GENERAL DEOBLIGACION Signo de admiración

USO OBLIGATORIO DE CASCO

DEPROTECCION

Contorno de cabeza

humana, portando casco

USO OBLIGATORIO DE

PROTECCION AUDITIVA

Contorno de cabeza humana

portando protección auditiva

USO OBLIGATORIO DE

PROTECCION OCULAR


portando anteojos

USO OBLIGATORIO DE CALZADODE

PROTECCION Un zapato de protección

USO OBLIGATORIO DE GUANTESDE

PROTECCION Un par de guantes

USO OBLIGATORIO DE

PROTECCION RESPIRATORIA


portando dispositivo de

protección respiratoria

USO OBLIGATORIO DE EQUIPO DE

PROTECCION PERSONAL

CONTRA CAIDAS DE ALTURA

Contorno de figura humana

portando arnés, atado a una

cuerda

PROTECCION OBLIGATORIA DELA

CARA


portando protector facial



137

4. CAPITULO IV. Resultados y Análisis.

4.1 Relación y Ponderación de los Escenarios Identificados.

Sucesos iniciadores identificados de un evento, en este caso;

Fuga de Gas Tóxico.

Fuga de Liberación de Líquidos.

Una vez identificados los riesgos se procede a la jerarquización de riesgos

conforme al documento de referencia denominado “Guías Técnicas para realizar

Análisis de Riesgos de Proceso” clave 800-16400-DCO-GT-75, 2012.

La ponderación de las desviaciones para cada una de las afectaciones:

Daño al Personal (DP)

Efecto a la Población (EP)

Impacto Ambiental (IA)

Perdida de Producción (PP)

Daño a la Instalación (DI)

Figura 4.1 Matriz de Riesgos de las consecuencias encontradas.



138

Tabla 4.1 Descripción de los índices de riesgo que contiene la matriz de riesgos de las

consecuencias encontradas.

ÍNDICEDE

RIESGO

JERARQUIZACIÓN/ACEPTACIÓN

DESCRIPCIÓN

ARiesgo No tolerable

Los riesgos de este tipo deben provocar acciones inmediatas para implantar las recomendaciones generadas en el análisis de riesgos. El costo no debe ser una limitación y el hacer nada no es una opción aceptable. Estos riesgos representan situaciones de emergencia y deben establecerse Controles Temporales Inmediatos. Las acciones deben reducirlos a una región de

Riesgo ALARP y en el mejor de los casos, hasta riesgo tolerable.

B

Riesgo ALARP (As Low As Reasonably

Practicable) (Región Amarilla)

Tan bajo como sea razonablemente practico. Los riesgos que se ubiquen en esta región deben estudiarse a detalle mediante análisis de tipo costo beneficio para que pueda tomarse una decisión en cuanto a que se tolere el riesgo o se implanten

recomendaciones que permitan reducirlos a la región de riesgo tolerable.

CRiesgo Tolerable (Región Verde)

El riesgo es de bajo impacto y es tolerable, aunque pudieran tomarse acciones para reducirlo. Se debe continuar con las

medidas preventivas que permiten mantener estos niveles de riesgo en valores tolerables.

4.1.1 Método del Árbol de Eventos (o sucesos).

El árbol de eventos o análisis de secuencia de sucesos, es un método inductivo

que describe de forma cualitativa y cuantitativa la evaluación de un suceso

iniciador hasta el accidente final en función de las características del iniciador, del

entorno y de los sistemas de protección.[20]

Partiendo del fallo inicial o iniciador y considerando los factores condicionantes

involucrados, el árbol describe las secuencias accidentales que conducen a los

posibles eventos. [20]

La construcción y evaluación del árbol de eventos comienza por la identificación

de los factores condicionantes y sus probabilidades de ocurrencia (éxito/fallo). A



139

continuación se colocan cada uno de los N factores identificados como cabezales

y partiendo del iniciador se plantea sistemáticamente para cada uno de ellos dos

bifurcaciones: en la parte superior se refleja el éxito o la ocurrencia del suceso

(con probabilidad P) y en la parte inferior se representa el fallo o no ocurrencia del

suceso (probabilidad 1-P). [20]

Se obtienen así las 2N combinaciones o secuencias. Sin embargo, las

dependencias entre los sucesos hacen que la ocurrencia o éxito de uno de ellos

pueda eliminar la posibilidad de otros reduciéndose así el número total de

secuencias. [20]

La disposición horizontal de los “cabezales” se suele hacer por orden cronológico

de evolución del accidente, si bien este criterio es difícil de aplicar en algunos

casos. [20]

El árbol de sucesos representado a continuación pretende ilustrar su construcción

y evaluación:

Dónde:

f = frecuencia del suceso iniciador

Pi = probabilidad de ocurrencia (éxito) del suceso i

1-Pi = probabilidad de no ocurrencia (fallo) del suceso i

Figura 4.2 Árbol de sucesos. [6]



140

fEi = frecuencia del evento Ei, con:

fE1= f·P1 · P2

fE2= f·P1 · (1-P2)

fE3= f · (1-P1)

Para un determinado evento se suman las frecuencias de las distintas secuencias

que conducen a él.

Para definir y justificar las zonas de seguridad en torno a las instalaciones objeto

de estudio se utilizaron los parámetros que se indican en la NFR-018-PEMEX-

2007 “Estudios de Riesgo”. [20]

Tabla 4.2 Zonas de Riesgo por Toxicidad, Inflamabilidad y Explosividad. SEMARNAT. NFR‐018‐

PEMEX‐2007 [20]

Definición de

Zona

Toxicidad

(Concentración

ppm)

Inflamabilidad

(Radiación

Térmica)

Explosividad

(Sobrepresión)

Zona de Alto

Riesgo

IDHL 5 kW/m2 o

1,500 BTU/Pie2h

1.0 lb/plg2

0.070 kg/cm2

Zona de

Amortiguamiento

TLV8 o TLV15 1.4 kW/m o

440 BTU/Pie2h

0.5 lb/plg2

0.035 kg/cm2

4.2 Escenarios Indeseables.

4.2.1 Dispersión de Nube/Inflamable.



141

Los vapores y gases emitidos por la mezcla gas-aceite, pueden generar una

dispersión la cual va rebajando la concentración de la sustancia emitida, al tiempo

que la extiende sobre regiones cada vez mayores del espacio. [20]

Esta dispersión dependerá de la estabilidad atmosférica. Su afectación dependerá

de la toxicidad de los vapores o gases emitidos (siendo en este caso la mayor

afectación al personal cercano a la fuente de emisión), y de la cantidad de gas

entre los límites de inflamabilidad que puedan encontrar un punto de ignición. [20]

La siguiente tabla muestra el índice de mortalidad y las lesiones presentada en un

evento de dispersión de nube tóxica cuando un porcentaje de la población está

expuesta a concentraciones letales (LC). [20]

Tabla 4.3 Efectos de emisiones tóxicas. [20]

LC

(%) Índice de Mortalidad Lesiones

1

El personal ubicado en

esta zona presenta un

índice de mortalidad bajo

(1%)

Daños a la epidermis: Inflamaciones leves y

reacciones alérgicas ligeras.

Daño a los ojos: Conjuntivitis

50



índice de mortalidad medio

(50%)

Daños a la epidermis: Inflamaciones crónicas o

agudas, reacciones alérgicas neoplasia y

ulceraciones diversas.

Daño a los ojos: Daño permanente con resultado de

ceguera.

Daño a vías respiratorias: Bloqueo físico de alvéolos

(polvos insolubles) o reacción con la pared del



142

alvéolo para producir sustancias tóxicas.

99



índice de mortalidad alto

(99%) debido a la alta

concentración de

sustancias tóxicas.

Lesiones irreversibles.

Bloqueo físico permanente de alvéolos.

Muerte en un corto tiempo.

La siguiente tabla presenta los umbrales olfativos y de seguridad en un evento de

dispersión de nube tóxica para el Sulfuro de Hidrógeno, considerado sustancia

química peligrosa de acuerdo con su TLV-TWA e I.P.V.S. (IDLH).

Tabla 4.4 Substancias con un nivel de seguridad por el umbral olfativo aceptable. [20]

Nombre y

Fórmula

Umbral

Olfativo

(ppm)

TLV-TWA

(ppm)

TLV-STEL

(ppm)

I.D.L.H.

(ppm)

Sulfuro de

Hidrógeno 0.0047 10* 15 100* (30 min)

* Substancias con un nivel de seguridad por el umbral olfativo aceptable, pues más del 50

% de los individuos olerán la sustancia antes de alcanzar unos niveles de concentración

que puedan suponer riesgos agudos o crónicos, datos tomados de NIOSH 2003.

4.2.2.Incendio de tipo charco (Pool Fire).

Como consecuencia de un derrame, fuga o escape de líquidos inflamables, se

forma un charco de líquido cuya extensión dependerá de la geometría y naturaleza



143

del suelo. Por evaporación se generan gases inflamables si la temperatura del

líquido está por encima de la temperatura de ignición de la sustancia, lo que puede

conducir a un incendio del propio charco. Al incendiarse se producen unas llamas,

cuya altura dependen principalmente del diámetro del charco y del calor de

combustión. [20]

Figura 4.3 Pool Fire envolviendo un equipo. [20]

4.2.3.Flamazo (Flash Fire).

Cuando se trata de líquidos inflamables que se vaporizan o de fugas de gases más

densos que el aire, la nube de gas se diluye en el aire existente, haciendo que en

determinados instantes y zonas existan mezclas de combustible y comburente en

condiciones de efectuar la combustión. Si en una de estas zonas se encuentra un

punto de ignición puede desprenderse la cantidad de calor necesaria para acelerar



144

la velocidad de combustión de forma que se produzca una explosión, denominada o

UVCE en su acrónimo inglés. También es posible si la cantidad premezclada es

muy grande, que se produzca una llamarada o "flash fire", sin efectos explosivos,

pero con una intensa radiación. Los efectos por radiación se muestran en las tablas

Efectos presentados a diferentes niveles de radiación térmica, Vulnerabilidad de

Materiales La Tabla Efectos del Flash Fire, muestra los efectos producidos a

personas y objetos durante el evento denominado “Flash Fire”. [20]

Figura 4.4 Representación de un flash Fire [20]

Tabla 4.5 Efectos presentados a diferentes niveles de radiación térmica. [20]

Intensidad de

Radiación

kW/m2

Descripción

1.4

Puede tolerarse sin sensación de incomodidad durante largos periodos

(con vestimenta normal), se considera inofensivo para personas sin

ninguna protección especial.

En general se considera que no hay dolor – sea cual sea el tiempo de

exposición - con flujos térmicos inferiores a 1.7 kW/m2 (mínimo

necesario para causar dolor).

3 Zona de alerta.

5

Zona de intervención con un tiempo máximo de exposición de 3

minutos.

Máximo soportable por personas protegidas con trajes especiales y

tiempo limitado.



145

El tiempo necesario para sentir dolor (piel desnuda) es

aproximadamente de 13 segundos, y con 40 segundos pueden

producirse quemaduras de segundo grado.

Cuando la temperatura de la piel llega hasta 55 °C aparecen ampollas.

11.7 El acero delgado, parcialmente aislado, puede perder su integridad

mecánica.

12.5

Extensión del incendio, fusión de recubrimiento de plástico en cables

eléctricos.

La madera puede prender después de una larga exposición.

100 % de letalidad.

25 El acero delgado aislado puede perder su integridad mecánica.

37.5 Suficiente para causar daños a equipos de proceso, colapso de

estructuras.

Tabla 4.6 Tabla de vulnerabilidad de materiales. [20]

RADIACIÓN (KW/M2) MATERIAL

60 Cemento

40 Cemento prensado

200 Hormigón armado

40 Acero

33 Madera (Ignición)

30 – 300 Vidrio

400 Pared de ladrillos

13 Daños en depósitos

12 Instrumentación



146

La Tabla de Efectos del Flash Fire, muestra los valores umbrales para la

vulnerabilidad de los materiales, cuando se presenta un evento de radiación

térmica.

Tabla 4.7 Tabla efectos de Flash Fire.

PERSONAS U

OBJETOS DESCRIPCIÓN

Fuera de la nube Como la duración del fenómeno es muy corta el daño es

limitado y muy inferior.

Dentro de la nube

sometidos a un

contacto directo

con la llama.

Las personas sufrirán quemaduras graves de 2° grado

sobre una gran parte del cuerpo, la situación se agrava a

quemaduras a 3° y 4° grado por la ignición más que

probable de la ropa o vestidos

La probabilidad de muerte es muy elevada.

Aproximadamente morirá 14% de la población sometida a

esta radiación con un 20 % como mínimo de quemaduras

importantes.

En el caso de que la persona porte ropa de protección que

no se queme, su presencia reducirá la superficie del cuerpo

expuesta (se considera en general que solo se irradia el 20

% de esta superficie que comprendería la cabeza 7 %;

manos 5 % y los brazos 8 %).

En el caso de personas situadas en el interior de viviendas,

probablemente estarán protegidas – aunque sea

parcialmente - de la llamarada, pero estarán expuestas a

fuegos secundarios provocados por la misma.

Explosión de nube de gas no confinada (UVCE) y confinada (VCE)



147

La explosión de nube de vapor no confinada se presenta cuando la sustancia ha

sido dispersada y se incendia a una distancia del lugar de descarga. [20]

La magnitud de la explosión depende del tamaño de la nube y de las propiedades

químicas de la sustancia. Se pueden ocasionar ondas de sobrepresión y los

efectos térmicos suelen ser menos importantes que los anteriores. Asimismo las

explosiones confinadas pueden dar lugar a deflagraciones y los efectos adversos

que pueden provocar son: ondas de presión, formación de proyectiles y radiación

térmica. [20]

Tabla 4.8 Efectos derivados de sobrepresión [20]

VALOR UMBRAL DESCRIPCIÓN

mbar bar kPa psi

34.5 0.0345 3.45 0.5

Destrucción de ventanas, con daño a los marcos y bastidores.

Daños menores a techos de casa.

Daños estructurales menores.

50 0.05 5 0.725 Zona de alerta

Daños estructurales de pequeña magnitud en casa.

68.9 0.0689 6.89 1

Demolición parcial de casas, que quedan inhabitables.

Daños estructurales menores, comparables a los daños ocasionados

por una tormenta, fallas en estructuras o paredes de madera.

Rompimiento de ventanas.

El techo de los tanques de almacenamiento sufren un colapso.

Falla de paneles y mamparas de madera, aluminio, etc.



148

Conexiones o uniones de aluminio o acero muestran fallas.

125 0.125 12.5 1.81 Zona de Intervención.

Dislocación / colapso de paneles, paredes y techos.

500 0.5 50 7.25

Colapso parcial de paredes y techos de casas.

Destrucción de paredes de cemento de 20 a30 cm. de grosor.

Destrucción del 50 % de la obra de ladrillo en edificaciones.

25% de todas las paredes muestran fallas.

Las paredes hechas de bloques de concreto se colapsan.

Daños menores de marcos de acero en ventanas y puertas.

Daños moderados o menores.

Deformación de paredes y puertas, falla de juntas.

Se desprende el recubrimiento de las paredes.

Daños serios al resto de los elementos de soporte.

Umbral (1 %) de ruptura de tímpano.

1 000 1 100 14.50

Desplazamiento de los tanques de almacenamiento cilíndrico.

Daño a columnas de fraccionamiento.

La estructura de soporte de un tanque de almacenamiento redondo

se colapsa.

Daños severos y desplazamiento de maquinaria pesada (3 500 kg).

Falla de las conexiones de tuberías.

Demolición total de edificios.

Colapso total de casas habitación tipo o estilo Americano.

Umbral de letalidad (1%) de muerte por hemorragia pulmonar y

efectos directos de la sobrepresión sobre el cuerpo humano.

1 750 1.75 175.8 25.5

Ruptura parcial de tanques de almacenamiento.

Daño parcial mayor a columnas de fraccionamiento.

Daños severos a maquinaria pesada (3 500 kg).

Ruptura parcial de tuberías.


90 % de probabilidad de muerte por hemorragia pulmonar

2 000 2 200 29

Ruptura total de tanques de almacenamiento.

Pérdida total a columnas de fraccionamiento.

Pérdida total de maquinaria pesada (3 500 kg).

Ruptura total de tuberías.


99 % de probabilidad de muerte por hemorragia pulmonar



149

20 680 20.68 2 068 299.94 Límite para formación de cráter.

Nota: los valores de sobrepresión sombreados indican el valor y los efectos que pueden

producirse en la zona de alto riesgo y la zona de amortiguamiento, de acuerdo a lo

establecido en la tabla Zonas de riesgo por toxicidad, inflamabilidad y explosividad, para

explosividad. [20]

4.2.4.Dardo de fuego (Jet Fire)

Ocurre cuando un material inflamable ha sido liberado a alta presión y se incendia a

una distancia del punto de la descarga. La nube formada produce el incendio (Jet

Fire) en cualquier momento, siempre y cuando esté por encima de su límite inferior

de inflamabilidad y por debajo del superior, esta zona de la nube es la que se

considera para determinar los efectos de radiación térmica. Para ver los posibles

efectos de este evento, ver lo descrito en radiación térmica. [20]

En base a los criterios establecidos y a los escenarios identificados en la tabla

siguiente podrán observarse las condiciones alimentadas al simulador para la

realización de la evaluación de consecuencias.

Figura 4.5 Representación de un Jet Fire. [20]

4.2.5.Incendio Tipo Bola de Fuego (Fire Ball).

Este tipo de riesgo potencial se representa principalmente en las instalaciones que

almacenen gases Licuados a Presión manejados en estado líquido. [20]



150

En estas condiciones existe un riesgo potencial de accidente debido a un posible

escape del contenido provocado por la ruptura parcial o total de los contenedores.

Cuando los gases son inflamables del escape puede ir seguido de su posterior

ignición, produciéndose la bola de fuego. Un caso particular del mismo,

especialmente grave es el denominado BLEVE seguido de bola de fuego a

continuación se presenta la imagen de una bola de fuego o lo que se denomina

Fire Ball. [20]

4.2.6.BLEVE (Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición).

El término BLEVE se utiliza para designar mediante su acrónimo en inglés una

explosión mecánica en la que interviene un líquido en ebullición que se incorpora

rápidamente al vapor en expansión. La traducción literal sería la de “expansión

explosiva del vapor de un líquido en ebullición” correspondiente a “boiling liquid

expanding vapour explosión” o BLEVE. Es un caso especial de estallido de un

depósito en cuyo interior se almacena un líquido bajo presión. [20]

Cuando se almacena un líquido a presión elevada (normalmente a su presión de

vapor a la temperatura de almacenamiento), la temperatura de almacenamiento

suele ser notablemente mayor que su temperatura de ebullición normal. Cuando

se produce la ruptura del recipiente, el líquido de su interior entra en ebullición

Figura 4.6 Representación de un Fire Ball. [20]



151

rápidamente debido a que la temperatura exterior es muy superior a la

temperatura de ebullición de la sustancia. [20]

En cambio masivo a fase vapor, provoca la explosión del depósito por que se

supera la resistencia mecánica del mismo. Se genera una onda de presión

acompañada de proyectiles del propio depósito y piezas menores unidad a él que

alcanzan distancias considerables. Además, en el caso de que la sustancia

almacenada sea un líquido inflamable, se produce la ignición de la nube formando

lo que se denomina bola de fuego que se irá expandiendo a medida que va

ardiendo la masa de vapor. [20]

La característica principal de una BLEVE es precisamente la expansión explosiva

de toda la masa de líquido evaporada súbitamente. Normalmente, la causa más

frecuente de este tipo de explosiones es debida a un incendio externo que

envuelve al depósito en cuestión, debilita mecánicamente el contenido, lo que

produce una fisura o ruptura del mismo, con la despresurización, ondas de presión

y el BLEVE del conjunto. [20]

Figura 4.7 Representación de un BLEVE. [20]



152

4.3 Evaluación de Riesgos.

4.3.1 Matrices de Riesgo.

Una escala de valores de riesgo se diseña para contar con una medida de

comparación entre diversos riesgos. Aunque un sistema de este tipo puede ser

relativamente simple, la escala debe representar valores que tengan un significado

para la organización y que puedan apoyar la toma de decisiones.

Las matrices de riesgos normalmente se emplean para calificar inicialmente el

nivel de riesgo y podría ser la primera etapa dentro de un análisis cuantitativo de

éstos. Esa matriz aplica única y exclusivamente para la organización que la

desarrolla. [20]

Las matrices de riesgos son gráficas en dos dimensiones en cuyos ejes se

presenta la categoría de frecuencia de ocurrencia y la categoría de severidad de

las consecuencias sobre él personal, la población, el medio ambiente, el negocio,

bienes de terceros y bienes de la nación. [20]

Con base en la información que se ha presentado en la sección anterior, las

categorías de frecuencia, las categorías de consecuencias, así como sus

correspondientes matrices de riesgo, que deben utilizarse para realizar los Análisis

de Riesgos.

Las ventajas en el uso de las matrices de riesgos son las siguientes:

• Son simples de entender y fáciles de aplicar

• Bajo costo de aplicación

Las desventajas que se tienen al utilizar las matrices de riesgo son las siguientes:

• La evaluación de la frecuencia de ocurrencia es subjetiva, de “Muy Frecuente” a

“Extremadamente raro”

• Las categorías de frecuencias y de consecuencias son cualitativas y generan un

alto grado de incertidumbre.



153

Tabla 4.9 Categorías de frecuencia para aplicaciones en PEMEX.[20]

CATEGORÍA DE FRECUENCIA

TIPO DESCRIPCIÓN DE LA FRECUENCIA

OCURRIDA

6 MUY FRECUENTE Ocurre una o más veces por año.

5 FRECUENTE Ocurre una vez en un periodo entre 1 y 3

años.

4 POCO FRECUENTE Ocurre una vez en un periodo entre 3 y 5

años.

3 RARO Ocurre una vez en un periodo entre 5 y 10

años.

2 MUY RARO Ocurre solamente una vez en la vida útil de

la planta.

1 EXTREMADAMENTE

RARO

Evento que es posible que ocurra, pero

que a la fecha no existe ningún registro.

Tabla 4.10 Categorías de consecuencia para aplicaciones de PEMEX. [20]

CATEGORIA

DE

CONSECUENC

IA

DAÑOS AL

PERSONAL

EFECTO EN LA

POBLACIÓN

IMPACTO

AMBIENTAL

PÉRDIDA

DE

PRODUC

CIÓN

(MILLON

ES DE

USD)

DAÑOS A LA

INSTALACIÓN

(MILLONES

DE USD)

DAÑOS A

BIENES DE

TERCEROS

O DE LA

NACIÓN

(MILLONES

DE USD)

6

Heridas o daños físicos que

pueden resultar en más

de 15 fatalidades

Heridas o daños físicos que pueden

resultar en más de 100

fatalidades

Fuga o derrame externo que no

se pueda controlar en

Mayor

de 50

Mayor de

50

Mayor de

50

5

Heridas o daños físicos que

pueden resultar de 4 a 15

fatalidades


resultar de 15 a 100 fatalidades

Fuga o derrame externo que se pueda controlar en una semana

De 15 a

50 De 15 a 50 De 15 a 50

4 Heridas o daños

físicos que pueden

resultar en hasta


resultar de 4 a

Fuga o derrame externo que se pueda controlar

De 5 a

15 De 5 a 15 De 5 a 15



154

3 fatalidades

15 fatalidades en un día

3

Heridas o daños físicos que generan

incapacidad médica

Heridas o daños físicos que pueden resultar en

hasta 3 Fatalidades. Evento que requiere de

hospitalización a gran escala.


en algunas horas

De

0.500 a

5

De 0.500 a

5

De 0.500 a

5

2

Heridas o daños físicos

reportables y/o que se

atienden con primeros

auxilios

Heridas o daños físicos

reportables y/o que se atienden

con primeros auxilios.


en menos de una hora

(incluyendo el tiempo para

detectar)

De 0.250 a 0.500

De 0.250 a 0.500

De 0.250 a 0.500

1

No se esperan heridas o daños

físicos No se esperan

heridas o daños físicos. Ruidos

No se esperan heridas o daños

físicos. Ruidos, olores e impacto visual imperceptibles

No hay fuga o derrame externo

Hasta

0.250

Hasta

0.250

Hasta

0.250



155



156

4.4.Análisis de Riesgo.

4.4.1 Árbol de Eventos – Fuga de Gas Tóxico.



157

4.4.2 Árbol de Eventos – Fuga de Liberación de Líquidos.



158

4.5 Costos de los Sistemas de Seguridad de la Plataforma Marina de

Perforación de Pozos.

Los costos de los equipos de seguridad mostrados en las siguientes tablas están

basados en las cotizaciones hechas a Pemex Exploración y Producción por una

empresa constructora y cada uno de los conceptos comprende la procura,

instalación y puesta en operación. El costo del desarrollo de ingeniería no forma

parte de los precios aquí mostrados, ya que fue realizada por otra empresa y, por

lo general es alrededor del 10% del costo total de la plataforma.

Los costos de los diferentes equipos que conforman un sistema de seguridad

completo se muestran en las siguientes tablas 4.11, 4.12, 4.13, 4.14 y 4.15. Donde

se toma el valor del dólar a 13.99 pesos.

Tabla 4.11 Costo de Sistema de Seguridad. Tablero de Seguridad de Control de Pozos. [44]

CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD

PRECIO UNITARIO IMPORTE

M.N. U.S.D M.N. U.S.D.

CONTROL DE POZOS INSTRUMENTOS

TABLERO DE SEGURIDAD Y

CONTROL HIDRONEUMÁTICO DE

POZOS, INCLUYE SUMINISTRO Y

PRESENTACIÓN EN PATIO.

SISTEMA 1 9,602.41 322,344.20 9,602.41 322,344.20

TABLERO DE SEGURIDAD Y

CONTROL SISTEMA 1 202,990.58 759,179.80 202,990.08 759,171.80

$212,592.49

MXN $1,081,516.00

USD



159

Tabla 4.12 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio. [44]

CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD



SISTEMA AGUA CONTRAINCENDIO

TUBERÍAS/VÁLVULAS SUMINISTRO Y PREFABRICACIÓN DE

TUBERÍA T 1 37,313.39 9,031.89 37313.39 9031.89

TUBERÍA DE 2 1/2” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, DIFERENTES ESPESORES, EXTREMOS BISELADOS, ACERO AL CARBÓN ASTM A-106 GR. B. ASME

B36.10M; SUMINISTRO Y PREFABRICACIÓN.

T 29 43,668.26 4,158.31 1266379.54 120590.9

9

SUMINISTRO, PRUEBAS DE HERMETICIDAD Y PINTURA DE VÁLVULAS Y FILTRO TIPO “Y”

PIEZA 11 1,139.91 1,832.97 12539.01 20162.67

VÁLVULA DE COMPUERTA DE 4” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150,

EXTREMOS BRIDADOS CON CARAS REALZADAS (CR), CUERPO DE

ACERO AL CARBÓN ASTM A-216 GR. WCB.

PIEZA 40 4,103.27 1,009.43 164130.8 40377.2

VÁLVULA DE COMPUERTA DE 8” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150.

PIEZA 6 3,287.42 2,465.35 19724.52 14792.1

VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO ENTRE BRIDAS DE 8” A

10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150, CARA REALZADA (CR), CUERPO DE

ACERO AL CARBÓN

PIEZA 2 4,975.54 1,801.68 9951.08 3603.36

VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO, 4"-DIÁMETRO NOMINAL.,

CLASE 150 #, CARA REALZADA (C.R.), CUERPO DE ACERO AL

CARBÓN

PIEZA 2 4,198.87 440 8397.74 880

FILTRO TIPO “Y” DE 3” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150#, EXTREMOS BRIDADOS ASME 16.5

CON CARA REALZADA (CR), CUERPO DE ACERO AL CARBÓN

PIEZA 4 91,906.49 0 367625.96 0

MONTAJE DE TUBERÍAS TUBERÍA DE 1/2” A 2” DIÁMETRO

NOMINAL, CÉDULA 80, EXTREMOS ROSCADOS, ACERO AL CARBÓN

ASTM A-53 GR. B TIPO “S” GALVANIZADA. ASME B36.10M;

MONTAJE.

T 1 29,154.68 68.92 29154.68 68.92

TUBERÍA DE 2 1/2” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, DIFERENTES ESPESORES,

EXTREMOS BISELADOS. T 29 14,579.39 206.21 422802.31 5980.09

MONTAJE DE VÁLVULAS Y FILTROS TIPO “Y”



160

VÁLVULA DE COMPUERTA DE 1/2” A 2” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 300, EXTREMOS ROSCADOS, CUERPO DE

UNS N08020,

PIEZA 11 1,139.81 0 12537.91 0

VÁLVULA DE COMPUERTA DE 4” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150.

PIEZA 40 3,327.88 0 133115.2 0

VÁLVULA DE COMPUERTA DE 8” A 10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150

PIEZA 6 2,381.63 0 14289.78 0

VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO OBLEA (WAFER) ENTRE

BRIDAS DE 8 A 10” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150

PIEZA 2 4,372.14 0 8744.28 0

VÁLVULA DE RETENCIÓN TIPO COLUMPIO, 4"-DIÁMETRO NOMINAL.,

CLASE 150

PIEZA 2 3,327.88 0 6655.76 0

FILTRO TIPO “Y” DE 3” A 6” DIÁMETRO NOMINAL, CLASE 150

PIEZA 4 2,864.45 0 11457.8 0

PRUEBA HIDROSTÁTICA DE TUBERÍA DE ACERO AL CARBÓN DE 1/2” A 10”

DIÁMETRO.

PRUEBA 1 71,178.46 638.59 71178.46 638.59

SOPORTES DE TUBERÍA A BASE DE ESTRUCTURA METÁLICA DE ACERO

AL CARBON. T 15 61,283.01 1,928.84 919245.15 28932.6

INSTRUMENTACIÓN

DETECTOR DEL SISTEMA DE GAS Y FUEGO, SUMINISTRO E INSTALACION

PIEZA

39 4,014.40 4,496.43 156,561.10 175,360.77

VÁLVULAS DE DILUVIO (VD-1/1), (VD-1/3), (VD-1/4) Y (VD-1/2) OPERADA

POR DIAFRAGMA DOS DE 6” Y DOS DE 4” DE DIÁMETRO

PQE 1 127,494.54 72,866.83 127494.54 72866.83

MANÓMETRO CON ELEMENTO SENSOR TIPO BOURDÓN MONTAJE

EN YUGO

PIEZA

4 4,024.47 245.36 16097.88 981.44

MANÓMETRO CON ELEMENTO SENSOR TIPO BOURDÓN MONTAJE

EN VÁLVULA,

PIEZA

6 4,134.59 0 24807.54 0

EQUIPOSSISTEMA DE PARO POR

EMERGENCIA (SPPE) CON CERTIFICADO DE APROBACION

SUMINISTRO, MANEJO, CONFIGURACION, PROGRAMACION Y

PRUEBAS DE ACEPTACION

SISTEMA 1 3,881.07 192,818.07 3,881.07 192,818.07

SISTEMA DE PARO POR EMERGENCIA (SPPE) CON

CERTIFICADO DE APROBACION, INSTALACION, CONFIGURACION,

ASISTENCIA TECNICA, INTERCONEXION Y PRUEBAS DE

FUNCIONAMIENTO

SISTEMA 1 2,416,919.57 68,249.96 2,416,919.57 68,249.96

BOQUILLA DE ASPERSIÓN TIPO FULLJET CONO LLENO DE 1” DE

DIAM.

PIEZA 34 183.14 163.66 6226.76 5564.44

BOQUILLA DE ASPERSIÓN TIPO FULLJET CONO LLENO DE 1 ½” DE

DIAM.

PIEZA 16 207.09 235.12 3313.44 3761.92



161

MONITOR ES E HIDRANTES MONITOR, EL MONITOR PARA

AMBOS CASOS SERA TIPO CORAZÓN.

LOTE 1 60,559.03 276,514.01 60559.03 276514.01

GABINETE PARA MANGUERA DE 1 ½” DE DIÁMETRO Y 15 METROS DE LONGITUD PARA AGUA CONTRA

INCENDIO.

PIEZA 2 3,922.52 2,242.87 7845.04 4485.74

CASA DE MANGUERAS FABRICADA CON ACERO ELECTROGALVANIZADO CAL. 14, PARA ALOJAR 1 MANGUERA

Y BOQUILLA DE 2 ½” DE DIAM.

PIEZA 2 3,922.52 4,620.49 7845.04 9240.98

SUPRESIÓN DE INCENDIO / EXTINTORES EQUIPO

SOPORTE PARA EXTINTOR PORTÁTIL DE 20 LBS Y TRAZO DE

SEÑALAMIENTO DE CIRCULO DE 500 MM.

PIEZA 8 361.22 301.13 2889.76 2409.04

SOPORTE PARA EXTINTOR PORTÁTIL DE 10 LBS Y TRAZO DE

SEÑALAMIENTO DE CIRCULO DE 500 MM DE DIÁMETRO COLOR ROJO

PIEZA 1 361.22 249.06 361.22 249.06

$6,350,045.36 MXN

$9,161,047.50 USD

Tabla 4.13 Costo de Sistema de Seguridad. Bombas Contraincendio. [44]

CONCEPTO UNIDAD CANTIDA

D



BOMBAS CONTRAINCENDIO CON MOTOR DIESEL, CLAVE

GA-300 1/R. DISEÑO, FABRICACIÓN, PRUEBAS DE FÁBRICA,

SUMINISTRO Y PRESENTACIÓN EN SITIO.

EQUIPO 2 179,115.76 844,645.95 358,231.52 1,689,291.90

BOMBAS CONTRAINCENDIO CON MOTOR DIESEL, CLAVE

GA-300 1/R. INSTALACIÓN INTERCONEXIÓN Y PRUEBAS

PREOPERACIONALES.

EQUIPO 2 29,669.59 1,749.43 59,339.19 3,498.86

$417,570.71

MXN $1,692,790.76

USD



162

Tabla 4.14 Costo de Sistema de Seguridad. Equipo de Salvamento[44]

CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO IMPORTE


SEGURIDAD INDUSTRIAL

EQUIPO DE SALVAMENTO

SOPORTE PARA BALSA SALVAVIDAS AUTOINFLABLE

PARA 25 PERSONAS PIEZA 1 4,912.72 5.39 4912.72 5.39

GABINETE SIN PUERTA PARA CUATRO EQUIPOS DE

RESPIRACIÓN AUTÓNOMA FABRICADO EN ACERO

INOXIDABLE 304.

PIEZA 1 2,312.08 3,832.54 2312.08 3832.54

SOPORTE PARA AROS SALVAVIDAS DE 31.5” DE

DIÁMETRO EXTERIOR Y DE 15.75” DE DIÁMETRO

PIEZA 21 299.66 29.51 6292.86 619.71

CONTENEDOR PARA CHALECOS SALVAVIDAS FABRICADO EN FIBRA DE

VIDRIO REFORZADO COLOR NARANJA INTERNACIONAL

PIEZA 1 3,057.61 2,120.45 3057.61 2120.45

LETREROS DE SEGURIDAD FABRICADOS A BASE DE ALUMINIO CON ACABADO

LUMINISCENTE PARA INTERIORES

PIEZA 96 508.87 66.87 48851.52 6419.52

TRAZO Y SEÑALAMIENTO DE RUTA DE ESCAPE DE 1 METRO DE ANCHO, ÁREA EN COLOR

VERDE CON FLECHAS

M2 310 1,317.46 0 408412.6 0

LETREROS DE SEGURIDAD FABRICADOS A BASE DE

ALUMINIO DE 3 MM DE ESPESOR CON ACABADO

REFLEJANTE

PIEZA 6 489.49 59.52 2936.94 357.12

EQUIPO DE RESPIRACIÓN AUTÓNOMO PIEZA 6 5 292.78 6,273.79 31,756.56 37,842.74

GABINETE PARA EQ. DE BOMBEROS SUMINISTRO E

INSTALACION PTE 1 262.75 13.358.65 262.75 13,358.65

TRAZO Y SEÑALAMIENTO DE RUTA DE ESCAPE DE 1 METRO

DE ANCHO M2 15 1,317.46 0 19761.9 0



163

$528,557.54

MXN $6,054,717.38

USD

Tabla 4.15 Costo de Sistema de Seguridad. Muro Contraincendio. [44]

CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO IMPORTE


MURO CONTRAINCENDIO

MURO CONTRAINCENDIO INGENIERIA, SUMINISTRO E

INSTALACIÓN PZA 1 198,121.08 322,607.92 198,121.08 322,607.92

$198,121.08

MXN $322,607.92

USD

Tabla 4.16 Costo Total de los Sistemas de Seguridad de una Plataforma Marina de Perforación de

Pozos.

COSTO DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE UNA PLATAFORMA MARINA DE

PERFORACIÓN DE POZOS

SISTEMAS DE SEGURIDAD (MDP) MXN (MDD) USD

TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL

DE POZOS

$212,592.49 $1,081,516.00

CONTRAINCENDIO $6,350,045.36 $9,161,047.50

BOMBAS CONTRAINCENDIO $417,570.71 $1,692,790.76 EQUIPO SALVAMENTO $528,557.54 $6,054,717.38

MURO CONTRAINCENDIO $198,121.08 $322,607.92

COSTO TOTAL DE LOS SISTEMAS DE

SEGURIDAD = $7,706,624.43 $18,299,320.91



164

4.6 Costos estimados de una plataforma marina de perforación de pozos y sus sistemas de seguridad.

Tabla 4.17 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus Sistemas

de Seguridad.

COSTOS ESTIMADOS POR ESCENARIO DE UNA PLATAFORMA MARINA DE

PERFORACIÓN DE POZOS Y SUS SISTEMAS DE SEGURIDAD

ESCENARIOS (MDP) MXN (MDD) USD

1

PLATAFORMA CON TODOS LOS SISTEMAS

DE SEGURIDAD INSTALADOS (Ingeniería,

Procura, Construcción, Carga y Amarre) (No se

tomó en cuenta la Transportación)

$370,069,514.26 $69,877,371.27

2 PLATAFORMA DE PERFORACIÓN SIN

SISTEMAS DE SEGURIDAD $362,362,889.83 $51,578,050.36

3

PLATAFORMA DE PERFORACIÓN CON

TODOS LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD, SIN

TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL DE

POZOS

$369,856,921.77 $68,795,855.27

4

PLATAFORMA DE PERFORACIÓN CON

TODOS LOS SISTEMAS, SIN BOMBAS

CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR $369,651,943.55 $68,184,580.51

La Gráfica 1, muestra los valores presentados en la tabla 45, en referencia a los

costos de las plataformas marinas de perforación con un sistema de seguridad

básico, basado en un Tablero de Control de Pozos; un sistema de seguridad

intermedio que cuenta con un Tablero de Control de Pozos y Sistema

Contraincendio sin Bombas de agua de mar; así como, un sistema completo

integrado por un Tablero de Control de Pozos y Sistema Contraincendio con

Bombas de agua de mar.



165

Gráfica 4.1 Costos por Escenario de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos y sus

Sistemas de Seguridad.

La producción de petróleo de una plataforma de perforación marina instalada en la

Sonda de Campeche, por lo general, se mide en miles de barriles de petróleo por

día (MPBD) debido a la gran cantidad de crudo que se extrae del subsuelo de

dicha zona. Cabe mencionar que el crudo que se extrae es de un alto grado de

API (American Petroleum Institute), lo cual se traduce como un crudo súper ligero.

En la Tabla 46, se presenta la producción mínima, Normal y Máxima para un pozo

de una plataforma marina de perforación.

Este crudo se combina con crudo de menor grado API y se produce la conocida

Mezcla Mexicana. Además del aceite extraído se obtiene una gran cantidad de

gas que requiere ser tratado químicamente para su uso comercial, en la Tabla 46,

la cantidad extraída se muestra en millones de pies cúbicos estándar por día.

$0.00

$50,000,000.00

$100,000,000.00

$150,000,000.00

$200,000,000.00

$250,000,000.00

$300,000,000.00

$350,000,000.00

$400,000,000.00

PLATAFORMA CON TODOS LOSSISTEMAS DE SEGURIDAD

INSTALADOS

PLATAFORMA DE PERFORACIÓNSIN SISTEMAS DE SEGUIRIDAD

PLATAFORMA DE PERFORACIÓNCON TODOS LOS SISTEMAS DESEGURIDAD, SIN TABLERO DESEGURIDAD DE CONTROL DE

POZOS

PLATAFORMA DE PERFORACIÓNCON TODOS LOS SISTEMAS, SINBOMBAS CONTRAINCENDIO A

BASE DE AGUA DE MAR

COSTOS POR ESCENARIO DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS Y SUS SISTEMAS DE SEGURIDAD (MDP) MXN

COSTOS POR ESCENARIO DE UNA PLATAFORMA MARINA DE PERFORACIÓN DE POZOS Y SUS SISTEMAS DE SEGURIDAD (MDD) USD



166

Tabla 4.18 Producción promedio de Hidrocarburos de un Pozo de una Plataforma marina de la

Sonda de Campeche [2]

PRODUCCIÓN

FLUJO DE ACEITE

MBPD

FLUJO DE GAS

MMPCSD

°API

MÁXIMO 8 40 45

NORMAL 4.5 28 40

Tabla 4.19 Precio del Petróleo Mezcla Mexicana (MME)

http://portalweb.sgm.gob.mx/economia/es/energeticos.html

PRECIO DE MEZCLA MEXICANA

$79.00 DÓLARES



167

4.7.Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados.

En una plataforma marina de producción existen en operación varios pozos, para

este estudio se toma en cuenta la producción de 30,000 barriles de crudo diarios y

tomando en cuenta el precio de la Mezcla Mexicana (MME) en $79.00 dólares de

acuerdo a la Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta

plataforma es de $69,877,371.27 dólares, tomando en cuenta que el tiempo

estimado de recuperación es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción

de $71,100,000.00 dólares.

Tabla 4.20 Tiempo Estimado de recuperación monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados.

1

Periodo Días

Miles de Barriles Diarios (MME)

Dólares Producción

Diaria

Costo de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos

con todos los Sistemas de

Seguridad Instalados

1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $69,877,371.27

1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $69,877,371.27

2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $69,877,371.27

3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $69,877,371.27

6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $69,877,371.27

1 AÑO 365 30,000 $79.00 $865,050,000.00 $69,877,371.27



168

Gráfica- 4.2 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad Instalados.

4.7.1 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados.

Se toma en cuenta la producción de 30,000 barriles de crudo diarios y tomando en

cuenta el precio de la Mezcla Mexicana (MME) en $79.00 dólares de acuerdo a la

Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta plataforma es de

$51,578,050.36 dólares, tomando en cuenta que el tiempo estimado de

recuperación es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción de

$71,100,000.00 dólares.

$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00Producción Diaria

Días

Miles de Barriles Diarios Crudo(Mezcla Mexicana)

Costo de una Plataforma Marinade Perforación de Pozos contodos los Sistemas de SeguridadInstaladosDólares



169

Tabla.4.21 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN los Sistemas de Seguridad Instalados.

2

Periodo Días

Miles de

Barriles

Diarios (MME)

Dólares Producción Diaria

Costo de una Plataforma

Marina de Perforación de

Pozos SIN Sistemas de

Seguridad Instalados

1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $51,578,050.36

1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $51,578,050.36

2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $51,578,050.36

3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $51,578,050.36

6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $51,578,050.36

1 AÑO 365 30,000 $79.00 $865,050,000.00 $51,578,050.36

Gráfica 4.3 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos SIN Sistemas de Seguridad Instalados.

$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00

Producción Diaria

Días


Costo de una Plataforma Marinade Perforación de Pozos SINSistemas de Seguridad Instalados

Dólares



170

4.7.2 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos Instalado.



Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta plataforma es de $68,

795,855.27 dólares, tomando en cuenta que el tiempo estimado de recuperación

es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción de $71, 100,000.00

dólares.

Tabla.4.22 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos

Instalado.

3

Periodo Días

Miles de

Barriles

Diarios

(MME)


Costo de una Plataforma Marina de

Perforación de Pozos con todos los

Sistemas de Seguridad, SIN

Tablero de Control de Seguridad

de Pozos Instalado

1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $68,795,855.27

1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $68,795,855.27

2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $68,795,855.27

3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $68,795,855.27

6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $68,795,855.27

1 AÑO 365

30,000 $79.00 $865,050,000.00 $68,795,855.27



171

Gráfica 4.4 Recuperación Monetaria de una Plataforma Marina de Perforación de Pozos con todos los Sistemas de Seguridad, SIN Tablero de Control de Seguridad de Pozos Instalado.

4.7.3 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de

Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de

Agua de Mar.



Nueva Reforma, tenemos que la producción diaria para esta plataforma es de $68,

184,580.51 dólares, tomando en cuenta que el tiempo estimado de recuperación

es en un periodo de 1 mes, con un costo de producción de $71,100, 000.00

dólares.

$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00 Producción Diaria

Días


Costo de una Plataforma Marina dePerforación de Pozos con todos losSistemas de Seguridad, SIN Tablerode Control de Seguridad de PozosInstaladoDólares



172

Tabla 4.23 Tiempo Estimado de Recuperación Monetaria de una Plataforma de Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar.

4

Periodo Días

Miles de Barriles

Diarios Crudo

(Mezcla

Mexicana)


Plataforma de

Perforación con Todos

los Sistemas, SIN

Bombas

Contraincendio a Base

de Agua de Mar

1 DIA 1 30,000 $79.00 $2,370,000.00 $68,184,580.51

1 MES 30 30,000 $79.00 $71,100,000.00 $68,184,580.51

2 MESES 60 30,000 $79.00 $142,200,000.00 $68,184,580.51

3 MESES 90 30,000 $79.00 $213,300,000.00 $68,184,580.51

6 MESES 182 30,000 $79.00 $431,340,000.00 $68,184,580.51

1 AÑO 365 30,000 $79.00 $865,050,000.00 $68,184,580.51



173

Gráfica 4.5 Plataforma de Perforación con Todos los Sistemas, SIN Bombas Contraincendio a Base de Agua de Mar.

$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00

1 DIA 1 MES 2MESES

3MESES

6MESES

1 AÑO

Producción Diaria

Días


Costo de una Plataforma Marina dePerforación de Pozos con todos losSistemas de Seguridad, SIN BombasContraincendio a Base de Agua deMarDólares



174

4.8 Análisis Costo-Riesgo-Beneficio.

Tabla.4.24 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Probable, Menos Severo, Más Controlable.

ANÁLISIS COSTO-RIESGO-BENEFICIO

Evento: MÁS PROBABLE, MENOS SEVERO MÁS CONTROLABLE

No. Escenario Periodos [A] Costo

Plataforma [MDD]

[B] Costo Riesgo [MDD]

[C] Costo Riesgo TOTAL (A+B) [MDD]

[D] Costo Beneficio

Producción [MDD]

1

PLATAFORMA CON TODOS

LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD

INSTALADOS

1 DÍA

$69,877,371.27 $782,000.00 $70,659,371.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00 2 MESES $142,200,000.00 3 MESES $213,300,000.00 6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

2

PLATAFORMA DE

PERFORACIÓN SIN SISTEMAS

DE SEGURIDAD

1 DÍA

$51,578,050.36 $782,000.00 $52,360,050.36

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

3

PLATAFORMA DE

PERFORACIÓN CON TODOS

LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD,

SIN TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL

DE POZOS

1 DÍA

$68,795,855.27 $782,000.00 $69,577,855.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

4

PLATAFORMA DE


LOS SISTEMAS, SIN BOMBAS

CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA DE MAR

1 DÍA

$68,184,580.51 $782,000.00 $68,966,580.51

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00



175

Gráfica 4.6 Evento: Más Probable, Menos Severo, Más Controlable.

Escenario 1. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes.

COSTO RIESGO $70, 659,371.27 ___ $71, 100,000.00 COSTO BENEFICIO







$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

PLATAFORMA CONTODOS LOS SISTEMAS

DE SEGURIDADINSTALADOS

PLATAFORMA DEPERFORACIÓN SIN

SISTEMAS DESEGURIDAD

PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CONTODOS LOS SISTEMASDE SEGURIDAD, SIN

TABLERO DESEGURIDAD DE

CONTROL DE POZOS

PLATAFORMA DEPERFORACIÓN CON

TODOS LOSSISTEMAS, SIN

BOMBASCONTRAINCENDIOA BASE DE AGUA

DE MAR

1 2 3 4

[A] Costo Pataforma[MDD]

[B] Costo Riesgo[MDD]

[C] Costo RiesgoTOTAL (A+B) [MDD]

[D] Beneficio CostoProducción [MDD]



176

Tabla 4.25 Análisis Costo-Riesgo-Beneficio - Evento: Probable, Severo.


Evento: PROBABLE, SEVERO


Plataforma [MDD]



[D] Beneficio Costo

Producción [MDD]

1

PLATAFORMA CON TODOS LOS

SISTEMAS DE SEGURIDAD INSTALADOS

1 DÍA

$69,877,371.27 $1,941,000.00 $71,818,371.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

2

PLATAFORMA DE PERFORACIÓN

SIN SISTEMAS DE SEGURIDAD

1 DÍA

$51,578,050.36 $1,941,000.00 $53,519,050.36

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

3


CON TODOS LOS SISTEMAS DE

SEGURIDAD, SIN TABLERO DE

SEGURIDAD DE CONTROL DE

POZOS

1 DÍA

$68,795,855.27 $1,941,000.00 $70,736,855.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

4


CON TODOS LOS SISTEMAS, SIN

BOMBAS CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA

DE MAR

1 DÍA

$68,184,580.51 $1,941,000.00 $70,125,580.51

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00



177

1 AÑO $865,050,000.00

Gráfica 4.7 Evento: Probable, Severo

Escenario 1. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 2 meses.

COSTO RIESGO $71, 818,371.27 ___ COSTO BENEFICIO $71, 100,000.00





Escenario 4. – Se recupera el costo de pérdida en un periodo estimado de 1 mes


$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

PLATAFORMA CONTODOS LOSSISTEMAS DESEGURIDADINSTALADOS




TODOS LOSSISTEMAS DE

SEGURIDAD, SINTABLERO DE

SEGURIDAD DECONTROL DE POZOS

PLATAFORMA DEPERFORACIÓNCON TODOS LOSSISTEMAS, SIN


DE MAR

1 2 3 4

[A] Costo Pataforma [MDD]


[C] Costo Riesgo TOTAL(A+B) [MDD]




178

Tabla 4.26 Análisis Costo-Riesgo-Beneficio - Evento: Más Severo y Menos Indeseable.


Evento: MÁS SEVERO Y MENOS INDESEABLE


Plataforma [MDD]



[D] Beneficio Costo Producción [MDD]

1



INSTALADOS

1 DÍA

$69,877,371.27 $22,824,000.00 $92,701,371.27

$2,370,000.00 1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

2

PLATAFORMA DE


DE SEGURIDAD

1 DÍA

$51,578,050.36 $22,824,000.00 $74,402,050.36

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

3

PLATAFORMA DE


LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD, SIN TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL DE

POZOS

1 DÍA

$68,795,855.27 $22,824,000.00 $91,619,855.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

4

PLATAFORMA DE




1 DÍA

$68,184,580.51 $22,824,000.00 $91,008,580.51

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00



179

Gráfica 4.8 Evento: Más Severo y Menos Indeseable.








$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

PLATAFORMA CONTODOS LOSSISTEMAS DESEGURIDADINSTALADOS




TODOS LOSSISTEMAS DE

SEGURIDAD, SINTABLERO DE

SEGURIDAD DECONTROL DE POZOS

PLATAFORMA DEPERFORACIÓNCON TODOS LOSSISTEMAS, SIN


DE MAR

1 2 3 4

[A] Costo Pataforma[MDD]


[C] Costo Riesgo TOTAL(A+B) [MDD]




180


Tabla 4.27 Análisis Costo-Riesgo Beneficio - Evento: Más Severo y Menos Indeseable.


Evento: MÁS SEVERO Y MENOS INDESEABLE


Plataforma [MDD]



[D] Beneficio Costo Producción

[MDD]

1



INSTALADOS

1 DÍA

$69,877,371.27 $32,824,000.00 $102,701,371.27

$2,370,000.00 1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

2

PLATAFORMA DE


DE SEGURIDAD

1 DÍA

$51,578,050.36 $32,824,000.00 $84,402,050.36

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

3

PLATAFORMA DE



SIN TABLERO DE SEGURIDAD DE CONTROL

DE POZOS

1 DÍA

$68,795,855.27 $32,824,000.00 $101,619,855.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

4

PLATAFORMA DE




1 DÍA

$68,184,580.51 $32,824,000.00 $101,008,580.51

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00



181

Gráfica 4.9 Evento: Más Severo y Menos Indeseable.


COSTO RIESGO $102, 701,371.27 ___$142, 200,000.00 COSTO BENEFICIO







$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO







CONTROL DE POZOS




DE MAR

1 2 3 4

[A] CostoPataforma [MDD]


[C] Costo RiesgoTOTAL (A+B) [MDD]




182

Tabla 4.28 Análisis Costo‐Riesgo‐Beneficio ‐ Evento: Más Catastrófico y Menos Probable.


Tipo Evento: MÁS CATASTRÓFICO Y MENOS PROBABLE


Plataforma [MDD]



[D] Beneficio Costo Producción

[MDD]

1



INSTALADOS

1 DÍA

$69,877,371.27 $102,824,000.00 $172,701,371.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

2

PLATAFORMA DE


DE SEGURIDAD

1 DÍA

$51,578,050.36 $102,824,000.00 $154,402,050.36

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

3

PLATAFORMA DE



SIN TABLERO DE SEGURIDAD

DE CONTROL DE POZOS

1 DÍA

$68,795,855.27 $102,824,000.00 $171,619,855.27

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00

4

PLATAFORMA DE




1 DÍA

$68,184,580.51 $102,824,000.00 $171,008,580.51

$2,370,000.00

1 MES $71,100,000.00

2 MESES $142,200,000.00

3 MESES $213,300,000.00

6 MESES $431,340,000.00

1 AÑO $865,050,000.00



183

Gráfica 4.10 Evento: Más Catastrófico y Menos Probable.









$0.00

$100,000,000.00

$200,000,000.00

$300,000,000.00

$400,000,000.00

$500,000,000.00

$600,000,000.00

$700,000,000.00

$800,000,000.00

$900,000,000.00

$1,000,000,000.00

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO

1 DÍA

1 M

ES

2 M

ESES

3 M

ESES

6 M

ESES

1 AÑO







CONTROL DE POZOS



BOMBASCONTRAINCENDIO ABASE DE AGUA DE

MAR

1 2 3 4

[A] CostoPataforma [MDD]


[C] Costo RiesgoTOTAL (A+B)[MDD]

[D] BeneficioCosto Producción[MDD]



184

4.9 Conclusiones.

Después de conocer los costos financieros para la Planeación, Diseño, Licitación,

Procura, Construcción, Instalación y puesta en Operación de una Plataforma

Marina de Perforación de Pozos, tenemos que es factible la realización de

proyectos de construcción de plataformas que cuenten con todos los Sistemas de

Seguridad, en este caso instalar fijamente las Bombas Contraincendio a base de

Agua de Mar, ya que según en los datos mostrados en el Análisis Costo-Riesgo-

Beneficio, el tiempo estimado de recuperación de la inversión es de tan solo 1

mes, con una producción de 30,000 mil barriles diarios. Así mismo, se observa

que los daños ocasionados a la infraestructura, por la presencia de un escenario

de fuego, pueden ser mayores que el costo del sistema de seguridad industrial

completo, tomando en cuenta de que ocurriese un riesgo tipo “MÁS PROBABLE,

MENOS SEVERO Y MÁS CONTROLABLE” el tiempo de recuperación monetaria

estimada sería de 1 mes, lo cual es insignificante comparado con los 20 años de la

vida útil de la plataforma.

4.10.Recomendaciones.

Es deseable conocer los parámetros que limitan este estudio sobre “Las

Plataformas Marinas de Perforación de Pozos y sus Sistemas de Seguridad” como

los Costos de Operación y Mantenimiento reales, Primas de Seguros de una

Plataforma de Perforación reales, y Deducibles de los Seguros de las Plataformas

Marinas, para incrementar la sustentabilidad de los datos aquí mostrados, los

cuales puedan ser de utilidad en la toma de decisiones para la conceptualización

de nuevas plataformas marinas de perforación de pozos.



185

4.11 Bibliografía.

[1]http://elpolvorin.over-blog.es/article-explotacion-submarina-de-petroleo-en-

escalada-de-siniestros-63510484.htmL

[2] http://ssap.pemex.pmx.com/gps/gpdm/Paginas/gpm.aspx

[3] http://sidoe2.dpep.pep.pemex.com

[4] http://www.pemex.org.mx

[5] RISKTOOLS Developing Fire Risk Tolerance Profiles An Overview

[6] RISKTOOLS Event Tree Loss Scenario Analysis

[7] Guía técnica de ARP 800-16400-DCO-GT-75-2012

[8] Purpule Book (Guidelines for quantitative Risk Assessment).

[9] Manual de seguridad industrial en plantas químicas petroleras, Tomo 1, pág-

343

[10] Blank, Leland. Tarquin Anthony. (2006): Ingeniería económica. Sexta edición,

México, Mc Graw-Hill

NORMAS OFICIALES MEXICANAS

[11] NOM-002-STPS-2010- CONDICIONES DE SEGURIDAD PARA LA

PREVENCIÓN Y PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS

[12] NOM-008-SCFI-2002 SISTEMA GENERAL DE UNIDADES DE MEDIDA

[13] NOM-026-STPS-2008 COLORES Y SEÑALES DE SEGURIDAD E HIGIENE,

E IDENTIFICACION DE RIESGOS POR FLUIDOS



186

[14] NOM-093-SCFI-1994 VÁLVULAS DE RELEVO DE PRESIÓN

NORMAS OFICIALES MEXICANAS

[15] NOM-100-STPS-1994- SEGURIDAD-EXTINTORES CONTRA INCENDIO A

BASE DE POLVO QUÍMICO SECO (PQS)

[16] NOM-102-STPS-1994 SEGURIDAD- EXTINTORES CONTRA INCENDIO A

BASE DE BIÓXIDO DE CARBONO

[17] NOM-104-STPS-2001, AGENTES EXTINGUIDORES- POLVO QUÍMICO

SECO TIPO ABC A BASE DE FOSFATO MONO AMÓNICO

[18] NOM-106-STPS-1994, SEGURIDAD- AGENTES EXTINGUIDORES - PQS

TIPO BC - A BASE DE BICARBONATO DE SODIO

NORMAS DE REFERENCIA

[19] NRF-016-PEMEX-2010 DISEÑO DE REDES CONTRAINCENDIO

INSTALACIONES TERRESTRES

[20] NRF-018-PEMEX-2007F ESTUDIO DE RIESGOS

[21] NRF-019-PEMEX-2011- PROTECCIÓN CONTRAINCENDIO EN CUARTOS

DE CONTROL QUE CONTIENEN EQUIPO ELECTRÓNICO

[22] NRF-029-PEMEX-2002- SEÑALES DE SEGURIDAD E HIGIENE PARA LOS

EDIFICIOS ADMINISTRATIVOS DE PEMEX

[23] NRF-032-PEMEX-2005 SISTEMAS DE TUBERÍAS-ESPECIFICACIÓN DE

MATERIALES

[24] NRF-036-PEMEX-2010 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS

[25] NRF-044-PEMEX-2004 - TUBERÍA, CONEXIONES Y ACCESORIOS



187

[26] NRF-046-PEMEX-2003 - PROTOCOLOS DE COMUNICACION EN SDMC

[27] NRF-050-PEMEX-2007 BOMBAS CENTRÍFUGAS

NORMAS DE REFERENCIA

[28] NRF-053-PEMEX-2006 SISTEMAS DE PROTECCION ANTICORROSIVA A

BASE DE RECUBRIMIENTOS

[29] NRF-072-PEMEX-2009 - MUROS CONTRA INCENDIO

[30] NRF-095-PEMEX-2005 MOTORES ELÉCTRICOS

[31] NRF-125-PEMEX-2005- SISTEMAS FIJOS CONTRAINCENDIO ESPUMA

[32] NRF-127-PEMEX-2007 - SISTEMAS CONTRAINCENDIO A BASE DE AGUA

DE MAR

[33] NRF-180-PEMEX-2007 - TABLEROS DE CONTROL DE POZOS

[34] NRF-210-PEMEX-2011- SISTEMA DE GAS Y FUEGO DETECCIÓN Y

ALARMAS

[35] NRF-231-PEMEX-2010- ROPA Y TRAJES DE PROTECCIÓN PERSONAL

CONTRAINCENDIO

[36] NRF-239-PEMEX-2009- EQUIPO AUTÓNOMO DE RESPIRACIÓN

[37] NRF-049-PEMEX-2001 INSPECCIÓN DE BIENES Y SERVICIOS

[38] NRF-105-PEMEX-2005 SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y

CONTROL (SDMC),

[40] NRF-009-PEMEX-2001, la cual se define como, IDENTIFICACIÓN DE

PRODUCTOS TRANSPORTADOS POR TUBERÍAS O CONTENIDOS EN

TANQUES DE ALMACENAMIENTO



188

NORMAS ISO

[41] ISO 10418 – 2003

NORMAS INTERNACIONALES

[42] NFPA 10 STANDARD FOR PORTABLE FIRE EXTINGUISHERS – 2010

[43] NFPA 2001 CLEAN AGENT FIRE EXTINGUISHING SYSTEMS – 2012

ANEXOS

[44] Anexo C – Licitación Pública Internacional TLC, No. 18575106-508-12 rev.2

Documents

“ANÁLISIS DE COSTO-RIESGO-BENEFICIO DE LOS SISTEMAS DE