CUENCA DE BURGOS NORTE CONTRATO PARA LA …

ANÁLISIS DE RIESGO DEL SECTOR HIDROCARBUROS DE LA PERFORACIÓN DEL PROYECTO POZO

CIENEGUITAS-1 EXPLORATORIO

VERSIÓN: PRIMERA AGOSTO 2019 PÁGINA 1 DE 258

Exploración y Extracción

CUENCA DE BURGOS NORTE

CONTRATO PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN YACIMIENTOS CONVENCIONALES TERRESTRES

BAJO LA MODALIDAD LICENCIA

BLOQUE BG-02

“ANÁLISIS DE RIESGO DEL SECTOR HIDROCARBUROS DE LA PERFORACIÓN DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1

EXPLORATORIO CON EL EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738”

REPORTE PRINCIPAL INTEGRADO

“ESTE DOCUMENTO ESTÁ ELABORADO CONSIDERANDO EL DISEÑO MECÁNICO PRINCIPAL Y LA UBICACIÓN PREVISTA EN EL PROGRAMA DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS-1 EXPLORATORIO. ES VÁLIDO PARA LOS DISEÑOS DE CONTINGENCIA PREVISTOS EN EL PROGRAMA DE PERFORACIÓN, SIEMPRE Y CUANDO NO SE REALICEN CAMBIOS EN DICHO PROGRAMA, EN LOS ESTUDIOS DEL EMPLAZAMIENTO O EN LA DOCUMENTACIÓN TOMADA COMO REFERENCIA PARA SU ELABORACIÓN”

“ESTE DOCUMENTO CONTIENE INFORMACIÓN DE CARÁCTER RESERVADO NO DEBERÁ SER COPIADO, TRANSMITIDO, DISTRIBUIDO O REPRODUCIDO EN FORMA ELECTRÓNICA O MANUAL SIN LA AUTORIZACIÓN EXPRESA DE LOS RESPONSABLES DE SU MANEJO Y CUSTODIA”

VERSIÓN: PRIMERA





ELABORÓ POR CRR INGENIERIA DE PROYECTOS S.A. DE C.V.:

ING. HÉCTOR BALCÁZAR GÓMEZ ING. LILIANA TREJO RAMOS

LÍDER ESPECIALISTA DE ANÁLISIS DE RIESGO

CRR INGENIERIA DE PROYECTOS S.A. DE C.V.

AUXILIAR DEL LÍDER (SECRETARIO TÉCNICO)

CRR INGENIERIA DE PROYECTOS S.A. DE C.V.

ING. ANY GISELLE BAUTISTA RODRÍGUEZ

ESPECIALISTA DE ANÁLISIS DE RIESGOS CRR INGENIERIA DE PROYECTOS

S.A. DE C.V.

REVISAN

ING. CESAR HINOJOSA ING. MOISÉS CASTILLO MORENO

LÍDER DE GRUPO VCD

ESPECIALISTA HSE





El Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación de Riesgo (GMAER), para el Análisis de Riesgo

del Sector Hidrocarburos (ARSH) del Proyecto Pozo EXPLORATORIO CIENEGUITAS-1, se

conformó en apego a la Guía para la elaboración del análisis de riesgo para el sector

hidrocarburos de La Agencia de Seguridad Energia y Ambiente (ASEA) vigente.

El GMAER, quedó integrado de la manera que se presenta a continuación. El Acta Constitutiva

respectiva, se encuentra debidamente firmada por cada uno de sus integrantes en el Anexo M, al

final del presente documento:

N° Especialidad Nombre Compañia

1. Líder Especialista ARSH

Ing. Héctor Balcázar Gómez CRR Ingeniería de proyectos S.A. de C.V.

2. Secretario Técnico ARSH

Ing. Liliana Trejo Ramos CRR Ingeniería de proyectos S.A. de C.V.

3. Especialista Técnico de Análisis de Consecuencias

Ing. Any Giselle Bautista Rodríguez CRR Ingeniería de proyectos S.A. de C.V.

4. Especialista Técnico de Análisis de Frecuencias

Ing. Héctor Balcázar Gómez CRR Ingeniería de proyectos S.A. de C.V.

5. Líder de VCD

Ing. Cesar Hinojosa Newpek Exploración y Extracción

6. Ingeniero de Diseño

Ing. Julio Cumana Newpek Exploración y Extracción

7. Ingeniero de Productividad

Ing. Hiram Mata Newpek Exploración y Extracción

8. Geólogo del VCD

Ing. Víctor Somerfeld Newpek Exploración y Extracción

9. Ingeniero de Terminación

Ing. Hugo Abraham Granados Moreno Newpek Exploración y Extracción

10. Ingeniero de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Ing. Daniel Alejandro Terán Villanueva Newpek Exploración y Extracción

11. Especialista de HSE

Ing. Moisés Castillo Moreno Newpek Exploración y Extracción





Grupo de Apoyo

N° Especialidad Nombre Compañia

12. Representante Técnico Compañía Perforadora

Ing. Alexander Rafael Moya Millán SIMMONS EDECO

13. Superintendente de Mantenimiento Compañía Perforadora

Ing. Umadath Maharaj SIMMONS EDECO

14. Superintendente de operaciones Compañía Perforadora

Ing. Ricardo Quintero Hernández SIMMONS EDECO

15. Geólogo de Operación Geológica

Ing. Teresa Vizcarra Newpek Exploración y Extracción

16. Petrofísico del VCD

Ing. José Manuel Morales Newpek Exploración y Extracción

17. Geofísico del VCD

Ing. Teresa Vizcarra Newpek Exploración y Extracción

18. Geomecánico del VCD

Ing. Sebastian Gonzalez Avalos Newpek Exploración y Extracción

19. Cumplimiento Regulatorio Ing. Luis Alfonso Del Ángel Calles Newpek Exploración y Extracción

20. Representante SSPA Compañía Perforadora

Ing. Iván de Jesús Álvarez Elvira SIMMONS EDECO

21. Supervisor Especialista Ambiental Compañía Perforadora

Ing. Oscar Asdrubal Ancona Romero SIMMONS EDECO





Contenido

GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................................................ 12

LISTADO DE SIGLAS Y ACRÓNIMOS .......................................................................................... 22

MARCO NORMATIVO: ................................................................................................................... 25

I. OBJETIVO DEL ESTUDIO ........................................................................................................... 26

II. ALCANCE ................................................................................................................................... 27

III. DESCRIPCIÓN PROGRAMA DE PERFORACIÓN PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1

EXPLORATORIO. ...................................................................................................................... 29

III.1 DATOS GENERALES DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO. .......................................................... 29 III.2 OBJETIVO DEL POZO: .............................................................................................................................................. 30 III.3 UBICACIÓN. ............................................................................................................................................................ 31 III.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA. ................................................................................................................................ 31 III.4 OBJETIVOS GEOLÓGICOS DEL PROYECTO POZO ..................................................................................................... 32 III.5 PROFUNDIDAD PROGRAMADA Y OBJETIVO DEL PROYECTO POZO ........................................................................ 34 III.6 ESTADO MECÁNICO DEL PROYECTO POZO ............................................................................................................. 34 III.6.1 ESTADO MECÁNICO PRINCIPAL DEL PROYECTO POZO ........................................................................................................ 34 III.6.2 ESTADO MECÁNICO PROGRAMADOS DE CONTINGENCIA DEL PROYECTO POZO ....................................................................... 36 III.7 DATOS DEL PROYECTO DIRECCIONAL DEL PROYECTO POZO .................................................................................. 37 III.7.1 GRÁFICOS DEL PLAN DIRECCIONAL DEL PROYECTO POZO ................................................................................................... 37 III.8 VENTANA OPERACIONAL DEL PROYECTO POZO ..................................................................................................... 38 III.9 TIPO DE HIDROCARBURO Y POTENCIAL ESTIMADO DEL POZO ............................................................................... 39 III.9.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE PRODUCCIÓN ........................................................................................................ 39 III.9.2 PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 39 III.10 TIEMPOS DE PERFORACIÓN ESTIMADO DEL POZO ............................................................................................... 44 III.10.1 DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS POR ACTIVIDADES. ............................................................................................................. 44 III.10.2 RESUMEN DE TIEMPOS POR ETAPA. ............................................................................................................................ 45 III.10.3 CURVA DE AVANCE PROFUNDIDAD VS TIEMPO. ............................................................................................................. 46 III.11 TERMINACIÓN. ..................................................................................................................................................... 47 III.11.1 DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS POR ACTIVIDADES. ............................................................................................................. 47 III.12 PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA POR ETAPAS. ...................................................................................... 47 III.12 PROGRAMA DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN Y REVESTIMIENTO. ........................................................................ 48 III.12.1 RESUMEN DE REQUERIMIENTOS DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN. ....................................................................................... 48 III.12.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. .................................................................................................................................... 49 III.13 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y CONTROL DE SOLIDOS POR ETAPA. .............................................. 50 III.13.1 RESUMEN DE RECOMENDACIONES GENERALES DEL PROGRAMA DE FLUIDOS ....................................................................... 50 III.13.2 RESUMEN DE PROPIEDADES DE FLUIDOS ...................................................................................................................... 50 III.13.3 RESUMEN CONTROL DE SOLIDOS. ..................................................................................................................... 51 III.14 PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN Y REGISTROS POR ETAPA .................................................................... 51 III.14.1 ETAPA INTERMEDIA ................................................................................................................................................ 51 III.14.2 ETAPA PRODUCTOR ................................................................................................................................................ 51 III.14.3 PROGRAMA DE MEDICIÓN DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN TIEMPO REAL EN SITIO Y REMOTO. ....................................... 52 III.14.4 PROGRAMA DE TOMA DE REGISTRO DE HIDROCARBUROS. ............................................................................................... 52





III.15 CEMENTACIONES POR ETAPAS. ............................................................................................................................ 53 III.15.1 GENERALES. .......................................................................................................................................................... 53 III.15.2 ACCESORIOS. ......................................................................................................................................................... 53 III.16 DISEÑO DE LECHADAS. ......................................................................................................................................... 54 III.16.1 LECHADA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 9 5/8”. ........................................................................................................ 54 III.16.2 LECHADA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 5 1/2”. ........................................................................................................ 55 III.17 SECUENCIA OPERATIVA DE CADA UNA DE LAS ETAPAS ........................................................................................ 56 III.17.1 ACTIVIDAD DE FASE / ETAPA DE 12 1/4" (DESDE 35 HASTA 500 MTS) ............................................................................ 56 III.17.1 FASE / ETAPA DE 8 3/4" (DESDE 500 HASTA 3005 MD) .............................................................................................. 57 III.18 MAPA DE RIESGOS DE LA PERFORACIÓN .............................................................................................................. 59 III.18.1 POSIBLES PROBLEMÁTICAS DURANTE LA PERFORACIÓN POR ETAPAS .................................................................................. 59 III.19 ARREGLO DE PREVENTORES ................................................................................................................................. 60 III.19.1 DIAGRAMA DE ARREGLO DE PREVENTORES .................................................................................................................. 60 III.19.2 PRESIONES DE PRUEBAS DE PREVENTORES ................................................................................................................... 61 III.20 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ................................................................ 61 III.20.1 CARACTERISTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACION ........................................................................................................... 61 III. 20.2 DIMENSIONES Y CAPACIDAD EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738. .................................................................................... 63

IV. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL ENTORNO DONDE SE REALIZARÁ LA PERFORACIÓN

DEL POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO. ...................................................................... 66

IV.1 DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO ................................................................................................................... 66 IV.2 CARACTERIZACIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA AMBIENTAL ..................................................................................... 69 IV.2.1 ASPECTOS ABIÓTICOS ......................................................................................................................................... 70 IV.2.1.1 CLIMA ................................................................................................................................................................ 70 IV.2.1.2 TEMPERATURAS PROMEDIO MÁXIMA Y MÍNIMA .......................................................................................................... 72 IV.2.1.3 PRECIPITACIÓN PROMEDIO (MM) ............................................................................................................................. 75 IV.2.1.4 VIENTOS DOMINANTES (VELOCIDAD Y DIRECCIÓN) ....................................................................................................... 76 IV.2.1.5 HIDROLOGÍA SUPERFICIAL Y SUBTERRÁNEA ................................................................................................................. 77 IV.2.2 ASPECTOS BIÓTICOS ................................................................................................................................................. 79 IV.2.2.1 VEGETACIÓN TERRESTRE ......................................................................................................................................... 79 IV.2.2.2 FAUNA ................................................................................................................................................................ 83

V. PREMISAS CONSIDERACIONES Y CRITERIOS APLICADOS PARA LA SELECCIÓN Y

APLICACIÓN DE LAS METODOLOGÍAS EN EL ANÁLISIS DE RIESGOS DEL SECTOR

HIDROCARBURO. ..................................................................................................................... 86

V.1 DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS SELECCIONADAS Y APLICADAS, PARA LA IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y LA EVALUACIÓN DE LOS RIESGOS. ....................................................................................................................................................................... 88

V.1.1 Análisis Preliminar de Riesgo ......................................................................................................................... 88 V.1.1.1 Lista de Verificación .................................................................................................................................... 88 V.1.1.2 Antecedentes de Accidentes e Incidentes de Proyectos e Instalaciones similares ...................................... 89 V.1.1.3 Identificación de Peligros (Hazard Identification, HazID) ............................................................................ 89 V.1.2 Análisis Cualitativo. ........................................................................................................................................ 89 V.1.2.1 BowTie ........................................................................................................................................................ 90 V.1.2.2 ¿Qué pasa si…? (What if….?). ..................................................................................................................... 91 V.1.3 Matriz de Riesgo ............................................................................................................................................ 95 V.1.4 Análisis Cuantitativo .................................................................................................................................... 101 V.1.4.1 Árbol de Fallas (Fault Tree) ....................................................................................................................... 101 V.1.4.2 Análisis de Consecuencias. ........................................................................................................................ 104





VI. DESARROLLO Y RESULTADOS DE LAS METODOLOGÍAS SELECCIONADAS PARA LA

IDENTIFICACIÓN DE LOS PELIGROS Y LA EVALUACIÓN DE LOS RIESGOS EN EL

ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS, ANÁLISIS DE RIESGOS CUALITATIVOS Y

CUANTITATIVOS. .................................................................................................................... 106

VI.1 LISTA DE VERIFICACIÓN. (PRE-ARRANQUE) ...................................................................................................... 106 VI.2 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES DE PROYECTOS E INSTALACIONES SIMILARES ..................... 106 VI.3 TÉCNICA HAZID. ....................................................................................................................................................... 108

VI. 3.1. Escenarios de Riesgo analizados con la Técnica HazID. ............................................................................ 108 VI.3 TÉCNICA BOWTIE ............................................................................................................................................... 126

VI. 3.1. Escenarios de Riesgo analizados bajo la Técnica BowTie.......................................................................... 126 VI.3.2. Relación de Escenarios de Riesgo No Tolerables (Tipo “A”) e Indeseables (Tipo “B”), evaluados en el Análisis de Riesgo Cualitativo. ............................................................................................................................................ 159

VI.4 TÉCNICA WHAT IF? ............................................................................................................................................. 165 VI. 4.1. Escenarios de Riesgo analizados con la Técnica What if ........................................................................... 165

VII RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE LOS ESCENARIOS DE

RIESGOS “NO TOLERABLES (TIPO A) E INDESEABLES (TIPO B)”.................................. 211

VII.1. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE FRECUENCIAS POR ÁRBOL DE FALLAS. ................................................................................. 211 VII.1.2 Consideraciones de la Modelación de Descontrol del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio. ............ 214 VII.1.3 Estimación de la Frecuencia de Ocurrencia de Descontrol del Pozo. ......................................................... 216 VII.1.4 Principales Resultados. .............................................................................................................................. 216 VII.1.5. Contribuciones de los Casos Particulares del Descontrol del Pozo por sus Causas. .................................. 217

VII. 2. ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS DE LOS ESCENARIOS DE MAYOR RIESGO (NO TOLERABLES E INDESEABLES), CASO ALTERNO Y PEOR

CASO. ............................................................................................................................................................. 218

VIII. RESULTADOS DE LA RE-JERARQUIZACIÓN DE LOS ESCENARIOS DE “RIESGO NO

TOLERABLES (TIPO A) E INDESEABLES (TIPO B)” EVALUADOS EN EL ANÁLISIS

CUANTITATIVOS. .................................................................................................................... 234

VIII.1. REPOSICIONAMIENTO DE LOS ESCENARIOS DE RIESGOS COMO RESULTADO DE LA ESTIMACIÓN CUANTITATIVA .......................... 234

IX. ANALISIS DE VULNERABILIDAD. ......................................................................................... 238

IX. 1. ANÁLISIS DE VULNERABILIDAD. ................................................................................................................................... 238 IX. 2. RECEPTORES DE RIESGO. ........................................................................................................................................... 239

X. DETERMINACIÓN DE MEDIDAS DE REDUCCIÓN DE RIESGO ADICIONALES PARA

ESCENARIOS DE RIESGO NO TOLERABLES Y/O ALARP, (AS LOW AS REASONABLY

PRACTICABLE, TAN BAJO COMO SEA RAZONABLEMENTE FACTIBLE) ....................... 243

XI. SISTEMAS DE SEGURIDAD Y MEDIDAS PARA ADMINISTRAR LOS ESCENARIOS DE

RIESGO. ................................................................................................................................... 244

XII. CONCLUSIONES. ................................................................................................................... 251





XIII. LISTADO DE RECOMENDACIONES (MEDIDAS DE CONTROL) EMITIDAS (ANÁLISIS

PRELIMINAR DE RIESGOS, ANÁLISIS DE RIESGOS CUALITATIVO, ANÁLISIS DE

RIESGOS CUANTITATIVO, ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS). .......................................... 255

XIV. REFERENCIAS ..................................................................................................................... 257

Indice de Tablas

TABLA 1. DATOS GENERALES DEL POZO ............................................................................................................. 29 TABLA 2. UBICACIÓN DEL POZO. ............................................................................................................................. 31 TABLA 3. COORDENADAS NAD27 / UTM ZONE 14N DE PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1

EXPLORATORIO. ................................................................................................................................................. 32 TABLA 4. PROFUNDIDAD TOTAL PROGRAMADA. ............................................................................................... 34 TABLA 5. PROFUNDIDAD Y COORDENADAS DE LOS OBJETIVOS. ................................................................ 34 TABLA 6: CONTROL DIRECCIONAL ......................................................................................................................... 37 TABLA 7: CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO. .............................................................. 39 TABLA 8: GASTO INICIAL DE GAS, CONDENSADO Y AGUA PARA EL POZO CIENEGUITA-1-EXP PARA

LA ARENA FM-19 ................................................................................................................................................. 40 TABLA 9: GASTO INICIAL DE GAS, CONDENSADO Y AGUA PARA EL POZO CIENEGUITA-1-EXP PARA

LA ARENA FL-09 .................................................................................................................................................. 40 TABLA 10: DISTRIBUCIÓN DE TIEMPO ETAPA 9 5/8”. ......................................................................................... 44 TABLA 11: DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS ETAPA DE 5 1/2". ............................................................................... 45 TABLA 12: RESUMEN DE TIEMPOS POR ETAPA. ................................................................................................ 45 TABLA 13: MACRO-ACTIVIDADES DE TERMINACIÓN, POZO CIENEGUITA-1-EXP. .................................... 47 TABLA 14: PROGRAMA DE BARRENAS. ................................................................................................................. 47 TABLA 15: PROGRAMA HIDRÁULICO ...................................................................................................................... 48 TABLA 16: TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. ............................................................................................................ 49 TABLA 17: CRITERIOS DE DISEÑO DE TR. ............................................................................................................ 49 TABLA 18: PROPIEDADES DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN POR INTERVALO. .......................................... 50 TABLA 19: CONTROL DE SOLIDOS POR ETAPA. ................................................................................................. 51 TABLA 20: PROGRAMA DE ANÁLISIS LITOLÓGICO Y MUESTRAS DE CANAL ............................................. 52 TABLA 21: DATOS DE LA CEMENTACIÓN. ............................................................................................................. 53 TABLA 22: RESUMEN ACCESORIOS DE PERFORACIÓN ETAPA 9 5/8. ......................................................... 53 TABLA 23: RESUMEN ACCESORIOS DE PERFORACIÓN ETAPA 5 1/2”. ........................................................ 53 TABLA 24: LECHADA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 9 5/8”. ...................................................................... 54 TABLA 25: LECHADA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 5 1/2”. ...................................................................... 55 TABLA 26: POSIBLES PROBLEMÁTICAS POR ETAPA. ....................................................................................... 59 TABLA 27: PRESIONES DE PRUEBA DE PREVENTORES. ................................................................................. 61 TABLA 28 ESPECIFICACIONES GENERALES, CAPACIDADES DE ALMACENAMIENTO Y DIMENSIONES

PRINCIPALES DE LA EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738. .................................................................... 63 TABLA 29. CAPACIDADES DE LOS EQUIPOS DE LA EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738. .................... 64 TABLA 30: RESUMEN DE LAS CARACTERISTICAS DE POZOS. ...................................................................... 65 TABLA 31: RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LÍNEAS DE DESCARGA DE POZOS. ................... 65 TABLA 32. COLINDANCIAS DE LOS MUNICIPIOS QUE CONFORMAN EL ÁREA DE ESTUDIO .............. 66 TABLA 33 PRINCIPALES ZONAS COLINDANTES DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1

EXPLORATORIO .................................................................................................................................................. 69 TABLA 34. ZONAS CLIMÁTICAS DEL ESTADO DE TAMAULIPAS. .................................................................... 70 TABLA 35. TIPOS DE CLIMA DEL ÁREA CONTRACTUAL BG-02 ....................................................................... 72 TABLA 36. REGIÓN HIDROLÓGICA EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02 ...................................................... 79





TABLA 37. LISTADO DE ESPECIES CONSIDERADAS MALEZAS DEL ÁREA CONTRACTUAL BG-02 ..... 82 TABLA 38. ESPECIES POR GRUPO FAUNÍSTICO REGISTRADA EN LA ZONA DE ESTUDIO ................... 83 TABLA 39. ESPECIES DE HERPETOFAUNA OBSERVADAS EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02 .......... 84 TABLA 40. ESPECIES DE AVES LOCALIZADAS EN EL ÁREA DE INFLUENCIA ............................................ 84 TABLA 41. ESPECIES DE MAMÍFEROS REGISTRADOS EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02. ............. 85 TABLA 42 METODOLOGÍAS PARA DESARROLLAR LOS ESTUDIOS DE ARSH ............................................ 86 TABLA 43 METODOLOGÍAS DE ANÁLISIS PRELIMINAR DE PELIGROS. ....................................................... 88 TABLA 44 METODOLOGÍAS DE ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS. ..................................................... 90 TABLA 45 CATEGORÍAS DE FRECUENCIAS. ........................................................................................................ 95 TABLA 46 CATEGORÍAS DE CONSECUENCIAS ................................................................................................... 96 TABLA 47. VALORES PARA CLASIFICAR LOS ESCENARIOS DE ACUERDO CON SU MAGNITUD DE

RIESGO. ............................................................................................................................................................... 100 TABLA 48. ACCIDENTES E INCIDENTES DE PROYECTOS E INSTALACIONES SIMILARES. .................. 106 TABLA 49. RELACIÓN DE PELIGROS IDENTIFICADOS EN ANÁLISIS HAZID. ............................................. 110 TABLA 50. RESUMEN HAZID. ................................................................................................................................... 118 TABLA 51. ESCENARIOS DE ANALISIS HAZID POR MAGNITUD DE RIESGO. ............................................ 120 TABLA 52.RESUMEN HAZID POR MAGNITUD DE RIESGO .............................................................................. 126 TABLA 53 RELACIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO DEL ANÁLISIS BOWTIE ............................................ 128 TABLA 54 RESUMEN BOWTIE ................................................................................................................................. 157 TABLA 55 RELACIÓN DE ESCENARIOS POR MAGNITUD DE RIESGO DEL ANÁLISIS BOWTIE. ........... 159 TABLA 56 RESUMEN BOWTIE POR MAGNITUD DE RIESGO .......................................................................... 164 TABLA 57 ESCENARIOS CON MAYOR FRECUENCIA. ...................................................................................... 165 TABLA 58 RELACIÓN DE PELIGROS IDENTIFICADOS EN ANÁLISIS WHAT IF. .......................................... 166 TABLA 59. RESUMEN ESTADÍSTICO DE LOS PELIGROS DE ALTO POTENCIAL IDENTIFICADOS EN EL

WHAT IF. .............................................................................................................................................................. 197 TABLA 60. RESUMEN WHAT IF. .............................................................................................................................. 207 TABLA 61 FRECUENCIAS PARA DIFERENTES CASOS DE DESCONTROL DEL PROYECTO POZO

CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO. ................................................................................................................ 217 TABLA 62 CRITERIOS PARA SELECCIÓN DE TEMPERATURA, HUMEDAD RELATIVA Y PRESIÓN

ATMOSFÉRICA ................................................................................................................................................... 219 TABLA 63 CONDICIONES METEOROLÓGICAS PARA LA MODELACIÓN. .................................................... 220 TABLA 64 CONDICIONES ESPERADAS EN SITIO .............................................................................................. 220 TABLA 65 CLASIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE ESTABILIDAD ATMOSFÉRICA. ........................... 220 TABLA 66 . NIVELES DE REFERENCIA ESTIPULADOS POR SEMARNAT. ................................................... 221 TABLA 67. DETERMINACIÓN DE LOS ORIFICIOS EQUIVALENTES DE FUGA. ........................................... 222 TABLA 68 . ESCENARIOS DE RIESGO IDENTIFICADOS................................................................................... 222 TABLA 69 .COMPOSICIÓN FISICOQUÍMICA DEL FLUIDO DEL YACIMIENTO. ............................................ 223 TABLA 70 . RADIOS DE AFECTACIÓN ESCENARIOS CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO. ................................................... 224 TABLA 71 . RADIOS DE AFECTACIÓN ESCENARIOS CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO. ....................... 224 TABLA 72 JERARQUIZACIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO .......................................................................... 234 TABLA 73 REPOSICION DE ESCENARIOS DE RIESGO. ................................................................................... 235 TABLA 74 EVALUACIÓN DE LA VULNERABILIDAD ............................................................................................ 238 TABLA 75 RECEPTORES DE RIESGO ................................................................................................................... 239 TABLA 76 EQUIPO DE SEGURIDAD ....................................................................................................................... 245 TABLA 77 RECOMENDACIONES DE LA IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

............................................................................................................................................................................... 247 TABLA 78 PROGRAMA CALENDARIZADO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS RECOMENDACIONES

............................................................................................................................................................................... 248 TABLA 79 SEGUIMIENTO Y CIERRE DE RECOMENDACIONES ..................................................................... 250 TABLA 80 REPOSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO ANTES DE SU CUANTIFICACIÓN ...................... 254 TABLA 81. REPOSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO DESPUES DE SU CUANTIFICACIÓN. .............. 254





TABLA 82 . RECOMENDACIONES PARA EL ARSH DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1

EXPLORATORIO ................................................................................................................................................ 255

Indice Figuras

FIGURA 1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO

RESPECTO A LOS POZOS DE CORRELACIÓN. .......................................................................................... 31 FIGURA 2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA PROVINCIA PETROLERA BURGOS (ECHÁNOVE, 1986;

TÉLLEZ ET AL., 2000). ........................................................................................................................................ 32 FIGURA 3 CORTE ESTRUCTURAL A TRAVÉS DE POZO CIENEGUITA-1-EXP EN DIRECCION NORTE-

SUR ......................................................................................................................................................................... 33 FIGURA 4 CORTE ESTRUCTURAL A TRAVÉS DE POZO CIENEGUITA-1-EXP EN DIRECCION OESTE-

ESTE ....................................................................................................................................................................... 33 FIGURA 5: ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO. ................................................................................................ 35 FIGURA 6 ESQUEMA MECÁNICO DE CONTINGENCIA ....................................................................................... 36 FIGURA 7: GRÁFICO DIRECCIONAL. ....................................................................................................................... 37 FIGURA 8: VENTANA OPERATIVA. ........................................................................................................................... 38 FIGURA 9: ANÁLISIS NODAL PARA ARENA FM-19. CONDICIONES INICIALES DE PRODUCIÓN Y

EVALUACIÓN DE CONDICIONES FINALES DE PRODUCCIÓN. ............................................................... 41 FIGURA 10: ANÁLISIS NODAL PARA ARENA FL-09. CONDICIONES INICIALES DE PRODUCIÓN Y

EVALUACIÓN DE CONDICIONES FINALES DE PRODUCCIÓN. ............................................................... 42 FIGURA 11: PERFIL PROBABILÍSTICO DE PRODUCCIÓN DIARIA P90. .......................................................... 42 FIGURA 12: PERFIL PROBABILÍSTICO DE PRODUCCIÓN DIARIA P50 ........................................................... 43 FIGURA 13: PERFIL PROBABILÍSTICO DE PRODUCCIÓN DIARIA P10. .......................................................... 43 FIGURA 14: CURVA DE AVANCE PROFUNDIDAD VS TIEMPO. ........................................................................ 46 FIGURA 15: CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN. .......................................................... 48 FIGURA 16: DIAGRAMA DE ARREGLO DE PREVENTORES .............................................................................. 60 FIGURA 17. EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738. ............................................................................................... 62 FIGURA 18. UBICACIÓN DEL ÁREA CONTRACTUAL BG-02. ............................................................................. 67 FIGURA 19. REGISTRO DIARIO DE TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS ............................................... 73 FIGURA 20. GRÁFICA TEMPERATURA MÍNIMA MENSUAL. ............................................................................... 73 FIGURA 21. GRÁFICA TEMPERATURA MÁXIMA MENSUAL. ............................................................................. 74 FIGURA 22. TEMPERATURAS MEDIA, MÁXIMA Y MÍNIMA DE ACUERDO A ESTACIONES DEL AÑO .... 75 FIGURA 23. GRÁFICA PRECIPITACIÓN Y TEMPERATURA MENSUAL. .......................................................... 76 FIGURA 24. VIENTOS DOMINANTES EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02 ................................................... 77 FIGURA 25. REGIONES HIDROLÓGICAS DEL ESTADO DE TAMAULIPAS EN EL BG-02 ............................ 78 FIGURA 26. FAMILIAS PRESENTES EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02 ..................................................... 82 FIGURA 27. DIAGRAMA DE BOWTIEXP PRO ADV. ® UTILIZADO EN LOS TALLERES CON EL GMAER. 91 FIGURA 28. MATRIZ DE JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS PARA NEWPEK. .................................................. 99 FIGURA 29. RANGOS PARA CLASIFICAR LOS ESCENARIOS DE ACUERDO A SU MAGNITUD DE

RIESGO. ............................................................................................................................................................... 100 FIGURA 30 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR ÁRBOL DE FALLAS (AFF). ................................................ 103 FIGURA 31. PROCEDIMIENTO PARA ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS. ...................................................... 105 FIGURA 32 ESCENARIOS DE RIESGOS EVALUADOS POR HAZID ............................................................... 118 FIGURA 33 UBICACIÓN DE ESCENARIOS EVALUADOS POR HAZID DE ACUERDO A SU CATEGORIA

DE FRECUENCIA Y CONSECUENCIA. ......................................................................................................... 119 FIGURA 34 ESCENARIOS DE RIESGOS EVALUADOS POR BOWTIE. ........................................................... 157 FIGURA 35 UBICACIÓN DE ESCENARIOS EVALUADOS POR BOWTIE DE ACUERDO A SU CATEGORIA

DE FRECUENCIA Y CONSECUENCIA. ......................................................................................................... 159 FIGURA 36 UBICACIÓN DE ESCENARIOS DE MAYOR MAGNITUD DE RIESGO EVALUADOS POR BOW

TIE ......................................................................................................................................................................... 164 FIGURA 37 ESCENARIOS DE RIESGOS EVALUADOS POR WHAT IF ........................................................... 206





FIGURA 38 UBICACIÓN DE ESCENARIOS EVALUADOS POR WHAT IF DE ACUERDO A SU CATEGORIA

DE FRECUENCIA Y CONSECUENCIA. ......................................................................................................... 208 FIGURA 39 ÁRBOL DE EVENTOS DEL DESCONTROL DEL POZO EN PERFORACIÓN ............................ 211 FIGURA 40 ÁRBOL DE FALLOS DE DESCONTROL DE POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO EN LA

ETAPA DE PERFORACIÓN OBJETIVO. ........................................................................................................ 213 FIGURA 41. PERFIL LATERAL DE NUBE DE GAS. .............................................................................................. 226 FIGURA 42. INTENSIDAD DE RADIACIÓN VS DISTANCIA JET FIRE. ............................................................ 226 FIGURA 43 DISTANCIA ALCANZADA POR FLAMAZO. ....................................................................................... 227 FIGURA 44 RADIO DE AFECTACIÓN POR FLAMAZO ........................................................................................ 227 FIGURA 45 RADIO DE AFECTACIÓN POR FLAMAZO ........................................................................................ 228 FIGURA 46 INTENSIDAD DE RADIACIÓN POR JET FIRE. ................................................................................ 228 FIGURA 47 INTENSIDAD DE RADIACIÓN POR JET FIRE. ................................................................................ 229 FIGURA 48. PERFIL LATERAL DE NUBE DE GAS. .............................................................................................. 230 FIGURA 49. INTENSIDAD DE RADIACIÓN VS DISTANCIA JET FIRE. ............................................................ 230 FIGURA 50 DISTANCIA ALCANZADA POR FLAMAZO. ....................................................................................... 231 FIGURA 51 RADIO DE AFECTACIÓN POR FLAMAZO ........................................................................................ 231 FIGURA 52 RADIO DE AFECTACIÓN POR FLAMAZO ........................................................................................ 232 FIGURA 53 INTENSIDAD DE RADIACIÓN POR JET FIRE. ................................................................................ 232 FIGURA 54 INTENSIDAD DE RADIACIÓN POR JET FIRE. ................................................................................ 233 FIGURA 55 POSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO IDENTIFICADOS , ANTES DE LA REDUCCIÓN

DEL RIESGO, EN LAS MATRICES DE DAÑO AL PERSONAL, EFECTO EN LA POBLACIÓN, IMPACTO AMBIENTAL, PÉRDIDA O DIFERIMIENTO DE PRODUCCIÓN / DAÑOS A LA

INSTALACIÓN ..................................................................................................................................................... 236 FIGURA 56 POSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO IDENTIFICADOS , DESPUES DE LA REDUCCIÓN

DEL RIESGO, EN LAS MATRICES DE DAÑO AL PERSONAL, EFECTO EN LA POBLACIÓN, IMPACTO AMBIENTAL, PÉRDIDA O DIFERIMIENTO DE PRODUCCIÓN / DAÑOS A LA INSTALACIÓN. .................................................................................................................................................... 237

FIGURA 57 UBICACIÓN DE EQUIPO DESEGURIDAD. ....................................................................................... 246 FIGURA 58 RESUMEN DE ESCENARIOS DE RIESGO POR BOW TIE ........................................................... 252 FIGURA 59. RADIOS DE AFECTACIÓN, INTENSIDAD DE RADIACIÓN POR CHORRO DE FUEGO ....... 253





GLOSARIO DE TÉRMINOS

Abandono: Etapa final de un proyecto del sector hidrocarburos, posterior al cierre definitivo y

desmantelamiento de una instalación en la que el sitio queda en condiciones seguras y ya no existen

causas supervenientes de impacto al medio ambiente y/o a la comunidad.

Accidente: Es aquel incidente no deseado y repentino que ocasiona afectaciones a los trabajadores,

a la comunidad, al medio ambiente, al equipo y/o instalaciones, al proceso, transporte y distribución

del producto y que debe ser reportado e investigado para establecer las medidas preventivas y/o

correctivas que deben ser adoptadas para evitar su recurrencia.

Accidente Mayor: Acontecimiento agudo de eventos tales como una gran fuga, derrame, emisión,

fuego o explosión, que de manera inmediata o retrasada llevan a serias consecuencias para la salud

humana y/o fatalidades y/o daños ambientales y/o grandes pérdidas económicas.

Administración del Riesgo: Proceso de toma de deciciónes que parte del estudio de riesgos y del

análisis de opciones técnicas de control, considerando aspectos legales, sociales y económicos;

establece un programa de medidas de eliminación, prevención y control, hasta los planes de

respuesta a emergencia.

Ambiente: Entorno dentro del cual una organización opera, incluyendo aire, agua, suelo, flora,

fauna, personas y sus interrelaciones.

Amenaza: Es el acto que por sí mismo o encadenado a otros, puede generar un daño o afectación

al bienestar o salvaguarda al personal, población, medio ambiente, Instalación, producción, otro;

Análisis Cualitativo de Riesgo: Es el desarrollo de técnicas que consisten en identificar los peligros

en los procesos y examinar de qué manera se pueden reducir o eliminar los riesgos que presentan

estos peligros, a los trabajadores, a la población aledaña o al medio ambiente. Ejemplo: Lista de

Verificación, HazOp, ¿Qué pasa sí?

Análisis de Consecuencias: Estudio y predicción cualitativa de los efectos que pueden causar

eventos o accidentes que involucran fugas de tóxicos, incendios o explosiones entre otros, sobre la

población, el medio ambiente y las instalaciones.





Análisis de Frecuencias: Estimación de frecuencias mediante técnicas cuantitativas de análisis de

riesgos.

Análisis de Riesgo: Uso estructurado de la información disponible con el fin de identificar peligros

y riesgo.

Análisis de Riesgo de Procesos (ARP): Aplicación sistemática de una o más metodologías

específicas para identificar Peligros y evaluar Riesgos de un proceso o sistema, con el fin de

determinar metodológicamente los Escenarios de Riesgo y verificar la existencia de dispositivos,

Sistemas de Seguridad, salvaguardas y barreras suficientes ante las posibles Amenazas que

propiciarían la materialización de algún escenario de Riesgo identificado.

Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH): Documento que integra la identificación

de peligros, evaluación y Análisis de Riesgos de Procesos, con el fin de determinar metodológica,

sistemática y consistentemente los Escenarios de Riesgo generados por un Proyecto y/o Instalación,

así como la existencia de dispositivos, Sistemas de Seguridad, salvaguardas y barreras apropiadas

y suficientes para reducir la probabilidad y/o consecuencias de los escenarios de Riesgo

identificados; incluye el análisis de las interacciones de Riesgo y vulnerabilidades hacia el personal,

población, medio ambiente, instalaciones y producción, así como las recomendaciones o medidas

de prevención, control, mitigación y/o compensación para la reducción de Riesgos a un nivel

Tolerable.

Análisis Preliminar de Peligros: Es el resultado de realizar un primer intento para identificar en

forma general los posibles Riesgos que pueden originar los Peligros en un Diseño o Instalaciones

en operación, para ubicar la situación actual que se tiene respecto de la Administración de los

Riesgos

Árbol de Eventos: Método inductivo que sirve para determinar las secuencias y distintas

consecuencias (salidas) de accidentes que pueden producir a partir de un evento iniciador dado.

Árbol de Fallas: Método deductivo que sirve para determinar las combinaciones de fallas (conjuntos

mínimos) que pueden ocasionar un evento indeseado dado, que es el suceso tope del mismo.





Barrera de Protección: Son medios físicos o no físicos planeados para evitar, controlar o mitigar

eventos no deseados o accidentes. Las barreras pueden restringir el uso de energía donde “barrera”

se define como “la medida física o procedimiento para dirigir la energía a canales deseados y

controlar la liberación indeaseable”. Una barrera debe “reducir la probabilidad o reducir las

consecuencias”.

BLEVE: ("Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion" por sus siglas en inglés). Explosión de vapores

en expansión de líquido en ebullición.

BowTie: Metodología empleada en la evaluación de riesgos. Es una manera esquemática de poder

describir las rutas de un evento desde las causas hasta las consecuencias.

Brote: Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como aceite, gas o agua,

manifestándose en la superficie con un incremento en el volumen de lodo en presas.

Capa de Protección: Cualquier Mecanismo independiente que reduzca el Riesgo mediante el

control, la prevención o la mitigación

Caso Alterno: Es el evento creíble de una liberación accidental de un material o sustancia peligrosa;

que es simulado, pero no corresponde al peor caso ni al caso más probable.

Caso Mas Probable: Con base a la experiencia operativa, es el evento de liberación accidental de

un material o sustancia peligrosa, que tiene la mayor probabilidad de ocurrir.

Consecuencias: Posibles efectos causados por eventos o accidentes que involucran derrames de

sustancias peligrosas, tóxicas inflamables y/o explosivas.

Control Primario del Pozo: Primera barrera que evita la salida incontrolable de fluidos de la

formación, constituida por la columna de lodo de perforación desde la línea de flote a la barrena.

Control Secundario del Pozo: Segunda barrera que evita la salida incontrolada de fluidos de la

formación, ante el fallo de la primera barrera, está constituida por los dispositivos de cierre y control

de presión del pozo (BOP, múltiple de estrangulación, líneas de matar estrangular, quemador

ecológico) y acciones para la actuación de estos.

Criterios de Aceptación del Riesgo: Criterios que son utilizados para expresar un nivel de riesgo

que es considerado como límite superior para que la actividad en cuestión sea tolerable.





Derrame: Cualquier descarga, liberación, evacuación, rebose, achique, o vaciamiento de

hidrocarburos u otras sustancias peligrosas en estado líquido, gas o sólido, cuya presencia altere

las condiciones naturales de un sitio y pongan en peligro uno o varios ecosistemas; puede

presentarse en tierra, aguas superficiales o en el mar y se originan dentro o fuera de las instalaciones

petroleras, durante las actividades de explotación, transformación, comercialización o transporte de

hidrocarburos y sus derivados.

Descontrol de Pozo: Cuando en el pozo se tiene la presencia de flujos de fluidos invasores, que no

pueden ser manejados a voluntad por haber perdido el control de estos y existe la manifestación de

los fluidos de la formación hasta la superficie.

Determinación de Riesgo: Proceso general de realizar la valoración de riesgo incluyendo:

establecer el contexto, desempeño del análisis de riesgo, evaluación del riesgo y asegurar que la

comunicación y consultas, las actividades de revisión y supervisión, realizadas antes, durante y

después del análisis han sido ejecutadas, resultan adecuadas y apropiadas con respecto a lograr

las metas de la determinación.

Disponibilidad: Es la proporción del tiempo durante la cual un componente o sistema se desempeña

tal cual y como se pretende según su diseño.

Efecto Dominó: También conocido como encadenamiento de eventos, evento asociado a un

incendio o explosión en una Instalación, que multiplica sus consecuencias por efecto de la

sobrepresión, proyectiles o la radiación térmica que se generan sobre elementos próximos y

vulnerables, tales como otros recipientes, tuberías o equipos de la misma Instalación o Instalaciones

próximas, de tal forma que puedan ocurrir nuevas fugas, derrames, incendios o explosiones que a

su vez, pueden nuevamente provocar efectos similares.

Error: Es la discrepancia calculada, observada o medida entre un valor o condición y el valor

verdadero, ya sea especificado o teórico.

Escenario de Riesgo: Determinación de un evento hipotético derivado de la aplicación de la

metodología de identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos, en el cual se considera la

probabilidad de ocurrencia y severidad de las consecuencias y, posteriormente, determinar las zonas

potencialmente afectadas mediante la aplicación de modelos matemáticos para la Simulación de

consecuencias.





Evacuación: Método planeado para abandonar la instalación en caso de emergencia.

Evaluación de Riesgo: Determinar si un riesgo resulta o no tolerable sobre la base del Análisis de

Riesgo y la relación entre la Frecuencia y Consecuencia de los Eventos.

Evento: Suceso relacionado con las acciones del ser humano, con el desempeño del equipo o con

sucesos externos al sistema, que pueden causar interrupciones y/o problemas en el sistema. En

este documento, evento es causa o contribuyente de un incidente o accidente o es también una

respuesta a la ocurrencia de un evento iniciador.

Evento Peligroso: Incidente que ocurre por la liberación de un peligro.

Explosión: Liberación súbita y violenta de energía que causa un cambio transitorio en la densidad,

presión y velocidad del aire circundante a la fuente de energía. Esta liberación de energía puede

generar una onda de presión con el potencial de causar daño en su entorno.

Exposición: Contacto de las personas, población o elementos que constituyen el medio ambiente

con Sustancias Peligrosas o contaminantes químicos, biológicos o físicos o la posibilidad de una

situación Peligrosa derivado de la materialización de un Escenario de Riesgo.

Falla o Fallo: La interrupción en la capacidad de una unidad funcional para realizar su función

operativa requerida.

Fuga: Liberación repentina o escape accidental por pérdida de contención, de una sustancia en

estado líquido o gaseoso.

Fuego: Consecuencia visible de la combustión.

Función Instrumentada de Seguridad (FIS): Una combinación de sensores, controlador lógico y

elemento final de control con un determinado Nivel de Integridad de Seguridad (SIL) que detecta una

condición fuera de límite (anormal) y lleva al proceso a un estado seguro funcionalmente sin

intervención humana, o iniciado por un operador entrenado en respuesta a una alarma.

Guía: Documento que tiene por objetivo conducir, encaminar o dirigir uno o varios procedimientos,

para garantizar la aplicación de estos.





Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación de Riesgos de Procesos (GMAER): Grupo

compuesto por personal del Centro de Trabajo (Equipo VCDSE y su Grupo Interno de Apoyo), o de

otros (Compañía Perforadora y Compañía Consultora de Riesgos), que apoyen en el desarrollo de

un Análisis de Riesgos de Procesos, tales como especialistas en las disciplinas de riesgos,

seguridad, operación, mantenimiento, ingeniería de diseño de proceso, salud, higiene industrial,

protección ambiental, ergonomía y contra incendio, así como cualquier otra disciplina que se

considere como necesaria dependiendo del caso que se trate.

HPHT: High Pressure High Temperature (Pozos con Alta Presión y Alta Temperatura) Pozos con

una presión de fondo mayor a 69 MPa o con una temperatura de fondo mayor a 150 °C.

Identificación de Peligros: Determinación de las características de los materiales, sustancias y las

condiciones peligrosas de los procesos e instalaciones, que pueden provocar daños en caso de

presentarse un fallo o accidente.

IDLH (“Immediately Dangerous to Life or Health”, por sus siglas en inglés):. Inmediatamente

Peligroso para la vida o la salud: Concentración máxima de una Sustancia Peligrosa, expresada en

partes por millón (ppm) o en miligramos sobre metro cúbico (mg/m3), que se podría liberar al

ambiente en un plazo de treinta minutos sin experimentar síntomas graves ni efectos irreversibles

para la salud;

Impacto Ambiental: Cualquier cambio al ambiente, sea adverso o benéfico, resultado en parte o en

su totalidad a consecuencia de las actividades, productos o servicios de la organización o del Ser

Humano.

Incendio: Combustión No Controlada.

Incidente: Evento No Deseado que ocasiona o puede ocasionar afectaciones a los trabajadores, a

la comunidad, al medio ambiente, al equipo y/o instalaciones, al proceso, transporte y distribución

del producto y que debe ser reportado e investigado para establecer las medidas preventivas y/o

correctivas, que deben ser adoptadas para evitar su recurrencia.

Inflamabilidad: Sustancia que arde o se inflama ante la presencia de oxígeno.

Instalación: Es el conjunto de estructuras, equipos de proceso y servicios auxiliares, sistemas

instrumentados, dispuestos para un proceso productivo específico. Las instalaciones forman parte

de los centros de trabajo.





Jerarquización (Ponderación, Categorización): Ordenamiento realizado con base en criterios de

prioridad, valor, riesgo y relevancia, el cual se realiza con el propósito de identificar aquellas

actividades de mayor importancia que pueden afectar la operación de la instalación y/o los procesos.

Jettear: Se define a la acción de bajar la tubería de perforación, tocar el fondo marino e introducirla

dentro del mismo, sin utilizar fluidos químicos (lodo de perforación) solo mediante el bombeo de

agua de mar.

Manifold: Arreglo de válvulas y tuberías que permiten reunir y distribuir fluidos. Los manifold se

configuran para funciones específicas como por ejemplo el choke manifold, utilizado en operaciones

de control de pozos, manejo y distribucion de fluidos.

Nivel de Integridad de Seguridad (SIL, Safety Integrity Level, por sus siglas en inglés); Es el nivel

discreto (uno de cuatro) para especificar los requisitos de integridad de las funciones instrumentadas

de seguridad que se asignarán a los sistemas instrumentados de seguridad.

Nube Tóxica o Inflamable: Porción de la atmósfera con una concentración de material tóxico o

inflamable que tiene el potencial de causar daño al Ser Humano y al Ambiente, o entrar en

combustión. Su formación se debe a la liberación de una sustancia peligrosa.

Peligro: Es toda condición física o química que tiene el potencial de causar daño al personal, a las

instalaciones o al medio ambiente.

Peor Escenario: Corresponde a la liberación accidental del mayor inventario del material o sustancia

peligrosa contenida en un yacimiento, pozo, plataforma de perforación, recipiente, línea de proceso

o ducto, o bien al mayor evento, el cual resulte en la mayor afectación al medio ambiente, bienes,

personas, población, economía o a la imagen de Petróleos Mexicanos.

Preventores (BOP: Blowout Preventer, por sus siglas en inglés): Es un Sistema de válvulas y

elementos de corte y sello total del pozo, operadas generalmente en forma remota a través de

accionadores hidráulicos, conformadas por elementos sellantes de los espacios anulares, que se

conectan directamente al cabezal del pozo y se utilizan para evitar el flujo descontrolado de fluidos

del hoyo hacia la superficie y prevenir un reventón.

Probabilidad de un Suceso: Es un número, comprendido entre 0 y 1, que indica la posibilidad de

ocurrencia de ese suceso, correspondiendo la probabilidad 0 a un suceso imposible y la probabilidad

1 a un suceso cierto.





Recomendaciones: Son propuestas derivadas de la identificación de riesgos con la intención de

evitar el riesgo y/o disminuir las consecuencias, cuando se considera que el nivel de protección

existente no es el adecuado.

Respuesta ante Emergencia: Acciones tomadas por el personal, arriba o fuera de las instalaciones,

para controlar o mitigar un evento peligroso o iniciar y ejecutar la evacuación.

Responsable del Análisis de Riesgos de Procesos: Especialista encargado de realizar el análisis

de riesgos de procesos.

Riesgo: Combinación de la probabilidad o la frecuencia de un evento y las consecuencias que

pudiera generar sobre las personas, población, medio ambiente, instalaciones y/o producción.

Riesgo Aceptable: Es el riesgo impuesto por una actividad considerada como peligrosa, pero que

se considera aceptable dados los costos-beneficios en los que se puede tolerar dicho riesgo.

Riesgo Individual: Riesgo al que un individuo se expone durante un período de tiempo definido.

Riesgo Inherente: Es propio del trabajo o proceso, que no puede ser eliminado del sistema, es

decir, en todo trabajo o proceso se encontrarán Riesgos para las personas o para la ejecución de la

actividad en sí misma. Es el Riesgo intrínseco de cada actividad, sin tener en cuenta los controles y

medidas de reducción de Riesgos.

Riesgo Residual: Es el Riesgo remanente después del tratamiento de Riesgo, es decir, una vez

que se han implementado controles y medidas de reducción de Riesgos para mitigar el Riesgo

inherente; el Riesgo residual puede contener Riesgos no identificados, también puede ser conocido

como Riesgo retenido

Riesgo Tolerable: Es el riesgo al cual las personas expuestas, pueden tolerar sin una preocupación

excesiva, cuando todas las medidas de reducción que resultan prácticas o factibles han sido

adoptadas.

Salvaguardas: Son dispositivos, equipos y sistemas físicos orientados a proteger la integridad de

las instalaciones. Son procedimientos operativos, acciones manuales de los operadores,

procedimientos de ingeniería, diseño y cálculos, manuales, guías, normas y estándares orientados

a la seguridad, procedimientos de mantenimiento que tienen el fin de proteger las instalaciones.





Seguridad Funcional: parte de la seguridad relacionada con el proceso y cada uno de los sistemas

básicos del control de proceso y su funcionamiento correcto de los sistemas instrumentados de

seguridad y otras Capas de Protección.

Simulación: Representación de un evento o fenómeno por medio de sistemas de cómputo, modelos

físicos o matemáticos u otros medios, para facilitar análisis, cotejos y predicciones.

Sustancia Peligrosa: Es cualquier sustancia que, al ser emitida, puesta en ignición o cuando su

energía es liberada (fuego, explosión, fuga tóxica) puede causarles daño a las personas, al ambiente

e instalaciones debido a sus características de toxicidad, inflamabilidad, explosividad, corrosión,

inestabilidad térmica, calor latente o compresión.

Sistema de Barrera: Sistema diseñado e implementado para realizar una o más funciones

orientadas a evitar, prevenir, controlar o mitigar amenazas.

Sistemas de Seguridad: 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.

Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS): Es un sistema instrumentado para implementar una

o más funciones instrumentadas de cualquier combinación de sensores, controlador lógico y

elementos finales de control.

Simulación: Representación de un escenario de Riesgo o fenómeno mediante la utilización de

sistemas o herramientas de cómputo, modelos físicos o matemáticos u otros medios, que permite

estimar las consecuencias de dichos escenarios a partir de las propiedades físicas y químicas de las

sustancias o componentes de las mezclas de interés, en presencia de determinadas condiciones y

variables atmosféricas.

Sustancia Explosiva: La que en forma espontánea o por acción de alguna forma de energía genera

una gran cantidad de calor y ondas de sobrepresión en forma casi instantánea.

Sustancia Inflamable: Aquella capaz de formar una mezcla con el aire en concentraciones tales

para prenderse espontáneamente o por la acción de una fuente de ignición.





Sustancia Peligrosa: Cualquier sustancia que, al ser emitida, puesta en ignición o cuando su

energía es liberada (fuego, explosión, fuga tóxica) puede causar daños al ambiente, a las personas

y a las Instalaciones debido a sus características de toxicidad, inflamabilidad, explosividad,

corrosión, inestabilidad térmica, calor latente o compresión.

Sustancia Tóxica: Aquella que puede producir alteraciones en organismos vivos, lesiones,

enfermedades, al material genético o muerte.

Tan Bajo Como Sea Razonablemente Factible (As Low As Reasonably Practicable "ALARP"):

Para que un riesgo sea considerado ALARP debe ser posible demostrar que el costo de continuar

reduciendo ese riesgo es mayor en comparación con el beneficio económico que se obtendría.

Taponamiento: Intervención que se le realiza al pozo para su cierre temporal o definitivo, con el

objeto de aislar las formaciones atravesadas en el subsuelo, para impedir la comunicación de la

zona productora del yacimiento con la superficie y evitar invasiones o flujo de fluidos del yacimiento

en la boca del pozo.

Terminación: Operaciones posteriores a la perforación y que siguen a la cementación de la tubería

de revestimiento de producción, la introducción del aparejo de producción, la estimulación del pozo,

la evaluación de la formación, con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o, en su caso,

taponado.

TLV (15 min, STEL): (“Thresold Limit Value-Short Term Exposure Limit”, por sus siglas en inglés)

Valor umbral límite-Limite de Exposición a corto plazo). Exposición para un periodo de 15 minutos,

que no puede repetirse más de 4 veces al día con al menos 60 minutos entre periodos de Exposición.

TLV (8 h. TWA): (“Thresold Limit Value-Time Weighted Average”, por sus siglas en inglés). Valor

umbral límite-Promedio ponderada en el tiempo. Concentración ponderada para una jornada normal

de trabajo de ocho horas y una semana laboral de cuarenta horas, a la que pueden estar expuestos

casi todos los trabajadores repetidamente día tras día, sin que se evidencien efectos adversos

Tolerabilidad: Se refiere a la voluntad de operar con cierto margen de riesgo con el fin de obtener

algún beneficio y la confianza de que dicho riesgo es controlado de forma apropiada.

Tubería de Revestimiento: Tubos de acero de diferentes diámetros, pesos y especificaciones que

se introducen en el agujero perforado y que son cementados anularmente para aislar las formaciones

atravesadas, prevenir la inestabilidad del agujero y establecer la hermeticidad del pozo.





Vulnerabilidad: Es la mayor o menor facilidad de la ocurrencia de una Amenaza en virtud de las

condiciones que imperan; puede decirse que son los puntos o momentos de debilidad que se tienen

y pueden favorecer la ocurrencia de un acto negativo o el aumento de las consecuencias de este.

Yacimiento: Acumulación natural de hidrocarburos en rocas del subsuelo, las cuales tienen

características físicas para almacenarlos y permitir su flujo bajo ciertas condiciones.

Zona de Amortiguamiento para el Análisis de Riesgo: Área donde pueden permitirse

determinadas actividades productivas que sean compatibles, con la finalidad de

salvaguardar a la población y al ambiente

Zona de Alto Riesgo para el Análisis de Riesgo: Área de restricción total en la que no se

deben permitir actividades distintas a las del Sector Hidrocarburos e industriales

LISTADO DE SIGLAS Y ACRÓNIMOS

A.D.: Agujero Descubierto

AEAS: Activo de Exploración Aguas Someras

ANP: Área Natural Protegida

APWD: Sensor de Presión Anular Durante la Perforación (Annular Pressure While Drilling)

API: Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute).

ARSH: Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos.

AST: Análisis de Seguridad en el Trabajo.

ASEA: Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector

Hidrocarburos.

bbl: Barriles.

bpd: Barril por día.

Boi: Factor de volumen del aceite a presión y temperatura de yacimiento.

Bgi: Factor de volumen del gas a presión y temperatura de yacimiento.

BHA: Arreglo de fondo de pozo (Bottom Hole Assembly).

BowTie: Diagrama de lazos (metodología para identificación y evaluación de peligros/riesgos).

BSEE: Bureau of Safety and Environmental Enforcement (Órgano regulador de seguridad y

medio ambiente de los Estados Unidos)

CBL-VDL-USI: Registros para determinar la calidad de la cementación

CDS: Casing Drilling String. Método de perforación y corrida de tubería de revestimiento.

CNH: Comisión Nacional de Hidrocarburos.





C&K: Matar y Estrangular (Choke & Kill).

CSC: Conexiones Superficiales de Control

DEC: Densidad Equivalente de Circulación.

DEL: Densidad Equivalente del Lodo.

DOF: Diario Oficial de la Federación.

DST: Método de prueba consistente en la medición de parámetros y toma de muestras de la

formación (Drill String Test).

EPC: Evento de Pérdida de Contención.

ESD: Sistema de Paro de Emergencia (Emergency Shut Down).

FIT: Prueba de Integridad de la Formación (Formation Integrity Test)

FRR: Factor de Reducción de Riesgos.

GMAER: Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación de Riesgos.

HazId: Metodología de identificación de peligros (Hazard Identification).

HP: Caballo de fuerza (Horsepower)

IADC: Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (International Association of

Drilling Contractors)

IBOP: Válvula de cierre automática ubicada en la línea de entrada del fluido de perforación a la

TR que permite aislar las vías de flujo desde el pozo a través de la Tubería de Perforación

(Internal Blowout Preventer).

ID: Diámetro Interno (Internal Diameter).

IDLH: Valor de Referencia. Concentración que provoca Daño Inmediato a la Vida o Salud

(Inmediately Dangerous to Life or Health).

IPR: Relación de gastos de la formación y del pozo usada para la estimación del gasto de

producción (Inflow Performance Relationships).

ISA: índice de Sensibilidad Ambiental

LN: Tubería de revestimiento corta (Liner)

LWD: Toma de Registros durante la perforación (Logging While Drilling).

mdbmr: Metros Desarrollados Bajo Mesa Rotaria.

mdbnm: Metros Desarrollados Bajo Nivel del Mar.

MPD: Equipo de control de presión de fondo (Managed Pressure Drilling)

mt: Toneladas métricas (metric tonnes) -1000 kg

mvbnm: Metros Verticales Bajo Nivel del Mar.

mvbmr: Metros Verticales Bajo Mesa Rotaria.





MWD: Medición en tiempo real con sensores en la sarta de perforación (Measurement While

Drilling)

NCEP HYCOM: Centro Nacional para predicción ambiental de los Estados Unidos de América.

Modelos de Coordinación Híbrido-Oceánicos.

NOAA: Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de los Estados Unidos de América.

NPT: Tiempo no productivo (Non-Productive Time)

OCS: Plataforma Continental Exterior de los Estados Unidos (Outer Continental Shelf). OD:

Diámetro Exterior (Outer Diameter).

Pb: Presión de burbuja a condiciones de yacimiento.

PCA: Plan de Contingencia Ambiental

PDC: Material usado para la fabricación de barrenas de perforación (Polycrystalline Diamond)

PMS: Sistema de Adminitración de Potencia (Power Management System).

PRE: Plan de Respuesta a Emergencia.

PTP: Presión en la Tubería de Perforación

PWD: Medición de presión en tiempo real durante la perforación (Pressure While Drilling).

RGA: Relación Gas Aceite.

ROP: Velocidad de Penetración (Rate of Penetration).

Rsi: Relación gas disuelto-aceite.

SAO: Subdirección de Aseguramiento Operativo.

st: Toneladas cortas (short tonnes) -907 kg.

SEMARNAT: Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.

TEMPSC: Botes Salvavidas Totalmente Cerrados con Motor (Totally Enclosed Motor Propelled

Survival Craft).

TLV15-STEL: Valor de Referencia. Límite de Exposición en corta duración (Threshold Limit

Value – Short Term Exposure Limit).

TP: Tubería de Perforación.

TR: Tubería de Revestimiento.

UAP: Unidad de Alta Presión (cementaciones)

UTM: Sistema de coordenadas universal transversal de Mercator (Universal Transverse

Mercator).

VCDSE: Visualización, Conceptualización, Definición, Seguimiento y Evaluación.

VSP: Es un registro sísmico utilizado para mejorar la interpretación de la geología sobre la base

de la información sísmica de las mediciones superficiales (Vertical Seismic Profile).





MARCO NORMATIVO:

Lineamientos de Perforación de Pozos de la Comision Nacional de Hidrocarburos. Diario

Oficial de la Federación el 14 de octubre de 2016.

Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión

del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de

hidrocarburos, así como sus modificaciones. Diario Oficial de la Federación el 13 de

noviembre de 2015.

NOM-028-STPS-2012, Sistema para la administración del trabajo-Seguridad en los procesos

y equipos críticos que manejen sustancias químicas peligrosas.

Guía para elaboración de análisis de riesgo del sector hidrocarburos de la Agencia de

Seguridad Energia y Ambiente (ASEA).





I. OBJETIVO DEL ESTUDIO

1. Realizar un Análisis Preliminar de Riesgo, utilizando una Lista de Verificación obtenida a partir

de la aplicación de la revisión de seguridad de Pre-arranque del equipo de perforación en

ubicación previa, verificar que en cada área de proceso las medidas de Prevención y/o

Sistemas de Protección, estén funcionando adecuadamente, como por ejemplo: Equipos

Detectores de Humo y Alarmas Contra Incendio y utilizando la Técnica HazID, Identificar los

Peligros con alto potencial de Daño a la Seguridad, Salud, Ambiente e

Instalaciones/Producción.

2. Usar la Técnica BowTie, para realizar Análisis Cualitativos de los Escenarios de alto potencial

detectados en el HazID, identificando las Amenazas de los Eventos Topes, definiendo sus

respectivas Barreras y las Consecuencias asociadas a cada Escenario de Riesgo Mayor.

3. Realizar Análisis Cualitativo de Riesgos propios del proceso de perforación y del equipo de

perforación, usando la Técnica What if...? (¿Qué pasa si…?). Identificar las Causas, las

Consecuencias y las Salvaguardas para cada desviación.

4. Jerarquizar los Escenarios, con base en los criterios de riesgo establecidos, para determinar

los que presenten mayor Magnitud de Riesgo, Tipo “A” (No Tolerables).

5. Efectuar la Evaluación Cuantitativa, mediante el Análisis de Frecuencias (Árbol de Fallas) y

Consecuencias (Software PHAST), de los Escenarios con mayor Magnitud de Riesgos.

6. Identificar y documentar Hallazgos y Potenciales Peligros y Riesgos, asociados a la operación

de perforación, terminación, prueba de pozo, taponamiento y abandono, así como las

recomendaciones más adecuadas, para Prevenir y/o Limitar la ocurrencia de incidentes que

se pudieran generar y en caso de que se generen, tener disponible con antelación los Planes

de Respuesta que faciliten una rápida velocidad de acción y control de la contingencia.

7. Cumplir los Lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y

Protección al Medio Ambiente, para realizar Actividades de Reconocimiento y Exploración

Superficial, Exploración de Hidrocarburos, los cuales son requerimientos establecidos por la

Agencia de Seguridad Energía y Ambiente (ASEA).





II. ALCANCE

El alcance del presente Estudio, comprende el Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburo de los

Procesos de la perforación, terminación, prueba de producción del Proyecto Pozo Cieneguitas 1

Exploratorio, así como de las actividades conexas que se realizarán en equipo de Perforación.

El desarrollo del Análisis de Riesgo contempla:

Formación del Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación de Riesgos (GMAER).

Selección de la Metodología que se empleará, para la Identificación de Riesgos, con base en

lo establecido en la Guía para elaboración de análisis de riesgo del sector hidrocarburos de

la ASEA.

Identificación de Peligros mediante la técnica HazID de las actividades que se realizan en el

equipo de perforación, durante la perforación, terminación y prueba de producción, del

Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, tomando como referencia el Listado de Peligros

de la Guía ISO 17776 [3]. Con base en ello, se realiza una Identificación exhaustiva de

Peligros y se determinan aquellos que pueden generar un accidente mayor. Para cada peligro

identificado, se valora la Frecuencia y la Magnitud de las Consecuencias sobre los diferentes

receptores, ante los eventos en que se manifiesta la peligrosidad, utilizando para ello las

Matrices de Riesgo definidas.

Análisis de los Peligros mayores identificados mediante la Técnica BowTie. Ello permite el

análisis estructurado de las Amenazas, las Salvaguardas Preventivas y de Mitigación y las

Consecuencias asociadas a la pérdida de control sobre los peligros mayores identificados.

Durante el Análisis BowTie, se identifican los factores que pueden llevar a la degradación de

las Salvaguardas de Seguridad y las Salvaguardas Secundarias, previstas para garantizar la

disponibilidad de éstas.

Estimación y Valoración Cualitativa del Riesgo, asociado a cada Escenario de Consecuencia

sobre la base de las Matrices de Riesgo definidas y definición de los Escenarios de Riesgo

con categoría de No Tolerable (Tipo “A”), que requieren un análisis detallado mediante la

aplicación de Técnicas Cuantitativas.

Análisis Cuantitativo de los Escenarios de Riesgo con categoría de riesgo No Tolerable (Tipo

“A”), que incluye el Análisis de la Frecuencia de Ocurrencia y la estimación de las





Consecuencias, asociadas a los mismos: Fuego, Explosión, Dispersión de Sustancias

Tóxicas, así como Derrame de Hidrocarburos.

Reposicionamiento de los Escenarios de Riesgo identificados con base en la Estimación

Cuantitativa de Riesgos.

Establecer Recomendaciones, para mejorar la Gestión de Seguridad, durante la perforación,

terminación y pruebas de producción, del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio.





III. DESCRIPCIÓN PROGRAMA DE PERFORACIÓN PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO.

En el presente capítulo, se presenta una descripción general del Proyecto Pozo Cieneguitas 1

Exploratorio, con el objetivo de sustentar la revisión y entendimiento del Análisis de Riesgo del Sector

Hidrocarburos. La información presentada, es con base en el Programa de Perforación del Proyecto

Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, y la Ficha Técnica del equipo de perforación, los cuales se

presentan en los Anexos “F”, respectivamente, de éste documento ARSH.

III.1 DATOS GENERALES DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO.

TABLA 1. DATOS GENERALES DEL POZO

LOCALIZACIÓN Cuenca de Burgos Norte

GEOMETRÍA Irregular (ver mapa)

CAMPO Treviño

BLOQUE BG-02

ESTADO / MUNICIPIO Tamaulipas / Rio Bravo

PERA / MACROPERA

EQUIPO DE PERFORACIÓN

COORDENADAS DE SUPERFICIE (m)

Datum: WGS-84

CRS: WGS-84 CRS: UTM Z14N, NAD83

COORDENADAS DE KOP (m) N/A

COORDENADAS DE PT (m)

ELEVACIÓN MESA ROTATORIA 23.0 m.

ELEVACIÓN DEL TERRENO 20.2 m.

PROF. PTO DE ENTRADA EN OBJETIVO

PRIMARIO (md/mvbkb/mvbnm)

FM-19

FL-09

Objetivos primarios

2,473 / -2473 / -2452

2,767 / -2767 / -2746

PROFUNDIDAD TOTAL (md/mv/mnbnm) 3,005 / -3005 / -2984

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL 0 m. (Pozo vertical)

YACIMIENTO

FM-19

FL-09

Coordenadas de ubicación de infraestructura del proyecto. (información reservada). Información protegida bajo los artículos 110 fracción I de la LFTAIP

113 fracción I de la LGTAIP





TABLA 1. DATOS GENERALES DEL POZO

FORMACIÓN Oligoceno Frío Marino

ARENAS OBJETIVO FM-19

FL-09

ESPESOR ARENA NETA (OBJETIVO). FM-19

FL-09

3.0 – 9.0 m.

3.0 – 13.5 m.

PERMEABILIDAD (md) FM-19

FL-09

1.0 – 10.0

1.0 - 19.0

POROSIDAD (%) FM-19

FL-09

8 - 18

10 - 19

GRAVEDAD (ºAPI) FM-19

FL-09

55°API

55°API

Producción y Reservas Estimadas de Aceite en

Objetivo Principal (BPD / MM Bls)

Producido (mmbo/bcf)

Reservas Est. (mmbo/bcf)

FM-19

FL-09

234 / 23

- / -

.361 / 36

Presión de Yacimiento Inicial (Kg/cm2)

Presión

(kg/cm2)

FM-19

FL-09

286

269

Método de Producción

Fuente: Documento soporte de decisión fase de visualización (VCD) Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio.

III.2 OBJETIVO DEL POZO:

El objetivo principal de la localización es Evaluar y obtener producción comercial de hidrocarburos

de la Formación Frio Marino de las arenas FM-19 y FL-09, para contribuir en la recuperación eficiente

de las reservas de hidrocarburos.

A continuación, en la Tabla 2 y en la Figura 1, se reseña la ubicación del Proyecto Pozo, incluyendo

su referencia respecto a los Pozos de Correlación.





III.3 UBICACIÓN.

TABLA 2. UBICACIÓN DEL POZO.

Estado: Tamaulipas. Municipio: Rio Bravo

Referencia Topográfica:

El Pozo Cieneguita-1-EXP, se ubica a 98 metros al SE del pozo Trevino-402, 194 metros al SE del pozo Trevino-403, 527 metros al SO del pozo Treviño-123, a 384 metros al SO del pozo Treviño-420, a 416 metros al O del pozo Treviño-110 y 297 metros al NE del pozo Treviño-107. Este pozo se planeó en la misma zona que el Campo Treviño sólo que a mayor profundidad en el prospecto Campo Cieneguita. En la superficie, el pozo propuesto CIENEGUITA-1-EXP se pretende perforar cerca del pozo Treviño-402, el cual encontró acumulación de hidrocarburos. El campo Ricos se encuentra a poco menos de 4 km hacia el suroeste..


III.3.1. Ubicación Geográfica.


FIGURA 1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO RESPECTO A

LOS POZOS DE CORRELACIÓN.





TABLA 3. COORDENADAS NAD27 / UTM ZONE 14N DE PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO.

Elevación de la Mesa Rotaria (m) 23

Coordenadas de superficie

Coordenadas UTM (m)


III.4 OBJETIVOS GEOLÓGICOS DEL PROYECTO POZO

Con base en la información geológica y geofísica del área, se determinó la Columna Geológica

esperada para el Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio. Se tomó como referencia, una elevación

de Mesa Rotaria de 23 metros.

La columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Burgos abarca todo el Terciario y yace sobre

rocas del Mesozoico. El espesor máximo calculado en el depocentro de esta cuenca es de

aproximadamente 10,000 metros y está compuesto litológicamente por una alternancia de lutitas y

areniscas, depositadas en un patrón general progradante hacia el oriente, (Echánove, 1986; Téllez

et al., 2000).

Fuente: Documento soporte de decisión fase de definición (VCD) Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio.

FIGURA 2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA PROVINCIA PETROLERA BURGOS (ECHÁNOVE, 1986; TÉLLEZ ET AL., 2000).

Coordenadas de ubicación de infraestructura del proyecto. (información reservada). Información protegida bajo los artículos 110 fracción I de la LFTAIP

113 fracción I de la LGTAIP






FIGURA 3 CORTE ESTRUCTURAL A TRAVÉS DE POZO CIENEGUITA-1-EXP EN DIRECCION NORTE-SUR


FIGURA 4 CORTE ESTRUCTURAL A TRAVÉS DE POZO CIENEGUITA-1-EXP EN DIRECCION OESTE-ESTE





III.5 PROFUNDIDAD PROGRAMADA Y OBJETIVO DEL PROYECTO POZO

TABLA 4. PROFUNDIDAD TOTAL PROGRAMADA. Profundidad Vertical

(m.v.b.n.m.)

Profundidad Vertical (m.v.b.m.r.) Profundidad Desarrollada

(m.d.b.m.r.)

2984 3005 3005


TABLA 5. PROFUNDIDAD Y COORDENADAS DE LOS OBJETIVOS.

Objetivo

Profundidad Desplaza- miento

(m)

Azimuth (°)

Coordenadas objetivo Vertical Vertical Des.

(m.v.b.n.m) (m.v.b.m.r) (m.d.b.m.r) Latitud Longitud

Frio Marino FM-19 -2452 -2473 2473 0 0

Frio Marino FL-09 -2746 -2767 2767 0 0


III.6 ESTADO MECÁNICO DEL PROYECTO POZO

III.6.1 Estado mecánico principal del proyecto pozo

El estado mecánico programado es producto de aplicar el criterio de tolerancia al brote considerando

un influjo a la profundidad final (2,980 m MD) y un volumen de influjo de 20 bls, una intensidad de

influjo de 0.06 g/cc y una densidad de lodo máxima de 1.65 g/cc, gravedad específica de influjo de

gas de 0.70 g/cc, TP de 4”, DC de 4 3/4” con una longitud de 120 m.

Estado Mecánico programado principal.

Coordenadas de ubicación de infraestructura del proyecto. (información reservada). Información protegida bajo los artículos 110 fracción I de la

LFTAIP 113 fracción I de la LGTAIP






FIGURA 5: ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO.

Estado mecánico del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13

fracción II de la LFTAIP y 116 de la LGTAIP.





III.6.2 Estado mecánico programados de contingencia del proyecto pozo

Se tiene la previsión de perforar un agujero de produccion con diámetro de 8 ¾” y meter una TR de

5 ½”. En caso de presentarse algún problema operacional durante la perforacion de esta etapa que

impidiese perforar hasta la profundidad final programada (3005 m) se procedería a bajar y cementar

una TR de contingencia de 7”, y a continuación se bajaría a perforar agujero de 6 ½” hasta la

profundidad total programada (3005 m) y meter y cementar un Liner de 5”.

Con lo cual el pozo se terminaría con un arreglo de 3 TR manteniendo la integridad del pozo y sin

perder capacidad de produccion, tal como se muestra a continuación:


FIGURA 6 ESQUEMA MECÁNICO DE CONTINGENCIA

Estado mecánico del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13 fracción II de la LFTAIP y 116

de la LGTAIP.





III.7 DATOS DEL PROYECTO DIRECCIONAL DEL PROYECTO POZO

TABLA 6: CONTROL DIRECCIONAL

Control Direccional

Profundidad inicial

(m.d.b.m.r.)

Profundidad final

(m.d.b.m.r.)

Intervalo máximo entre desviación

(m)

Máxima desviación (°)

Máxima severidad

(°/30m)

Herramienta de medición

0 3005 0 0 0 MWD


III.7.1 Gráficos del plan direccional del proyecto pozo


FIGURA 7: GRÁFICO DIRECCIONAL.





III.8 VENTANA OPERACIONAL DEL PROYECTO POZO

El modelo geomecánico para la Localización Cieneguitas 1, se construyó a partir de los registros

eléctricos de los pozos de correlación.

Para estimar las geopresiones del POZO CIENEGUITA-1-EXP se siguió la siguiente metodología:

Sobrecarga.

La sobrecarga (esfuerzo vertical) es definida como el peso de las formaciones con respecto a la

profundidad. Se obtiene a partir de la ecuación integral de la densidad, o RHOB, en relación a la

profundidad vertical.


FIGURA 8: VENTANA OPERATIVA.

Ventana operativa del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13 fracción II de la LFTAIP y 116 de la

LGTAIP.





III.9 TIPO DE HIDROCARBURO Y POTENCIAL ESTIMADO DEL POZO

III.9.1 Características de los fluidos de producción

Las características principales de los fluidos producidos en el Área Contractual BG-02 para el

yacimiento Frio Marino se tienen los análisis de los pozos vecinos. En la siguiente tabla se resume

las propiedades promedio para el yacimiento.

TABLA 7: CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO.

CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO

Formación Frio Marino

API (°) 45-55

Viscosidad del fluido @ Pb (cp)

Presión de saturación (Kg/cm2) 264

RS a Pb(pc/Bbl) 214,984

Bgi (pc/pcs) 0.0049

Fuente: Documento soporte de decisión fase de Conceptualización (VCD) Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio.

III.9.2 Pronósticos de producción

Con el procesamiento de la sísmica 3D se han podido identificar nuevas áreas con potencial de

petróleo y ha permitido contar con un modelo geológico robusto. Sin embargo, existe poca

información histórica de producción de fluidos debido a que El Campo Treviño fue perforado y

producido hace más de 50 años cuando no se contaba con sistemas de producción y mediciones

confiables.

Actualmente la estructura propuesta a perforar con el pozo CIENEGUITA-1-EXP no ha sido

explotada en los objetivos principales del pozo.

La estimación del perfil de producción esperado para los objetivos del pozo se basó en un análisis

estadístico de producción de pozos vecinos en yacimientos análogos a los objetivos principales del

pozo CIENEGUITA-1-EXP, calculando así, curvas tipo de producción. Estos yacimientos análogos

son FL-1 en los pozos Treviño-300, Treviño-305T, Treviño-306, Treviño-400 y Treviño-415; FL-2 en

los pozos Treviño-306 y Treviño-414; FL-3 en el pozo Treviño-306 y FL-5 en el pozo Treviño-306.





En la siguiente tabla se muestran los resultados para cada curva según el percentil proveniente de

una distribución de probabilidad logarítmica.

TABLA 8: GASTO INICIAL DE GAS, CONDENSADO Y AGUA PARA EL POZO CIENEGUITA-1-EXP PARA

LA ARENA FM-19

Gasto de Gas Qgi (Mpcd): EUR (MMMpc) Estrangulador (1/64")

P90 4.11 5.89 16

P50 3.33 4.75 16

P10 2.11 2.95 16

Gasto de Condensados

RCG (bls/mmpc) Qoi (bls/d) EUR (Mbls) Estrangulador (1/64")

P90 9.50 39.05 55.97 16

P50 7.03 23.41 33.36 16

P10 6.65 14.04 19.65 16

Gasto de Agua RAG (bls/mmpc) Qwi (bls/d) EUR (Mbls) Estrangulador (1/64")

P90 7.05 30.83 44.19 16

P50 1.06 3.53 5.03 16

P10 0.04 0.08 0.112 16


TABLA 9: GASTO INICIAL DE GAS, CONDENSADO Y AGUA PARA EL POZO CIENEGUITA-1-EXP PARA

LA ARENA FL-09

Gasto de Gas Qgi (Mpcd): EUR (MMMpc) Estrangulador (1/64")

P90 3.92 8.19 16

P50 2.65 5.46 16

P10 0.64 1.16 16

Gasto de Condensados

RCG (bls/mmpc) Qoi (bls/d) EUR (Mbls) Estrangulador (1/64")

P90 13.26 51.96 108.54 16

P50 3.98 10.56 21.78 16

P10 3.36 2.15 3.89 16

Gasto de Agua RAG (bls/mmpc) Qwi (bls/d) EUR (Mbls) Estrangulador (1/64")

P90 7.95 31.18 65.13 16

P50 2.22 5.9 12.17 16

P10 1.75 1.12 2.03 16






El factor de declinación anual (FD) ha sido estimado en función del comportamiento de declinación

inicial calculado para los pozos análogos vecinos arriba mencionados, FD = 13.78% de tipo

exponencial; comportamiento dominado principalmente por un mecanismo de empuje atribuido a la

expansión de la roca y los fluidos en su etapa inicial de producción.

La variación probabilística esperada del gasto inicial de condensado ha sido modelada en base a la

relación condesado-gas (RCG) calculada de acuerdo con los resultados de análisis PVT realizados

a una muestra de fluidos de la arena FL-1 en el pozo Treviño-300 y en base al gasto de gas.

El perfil esperado de agua es obtenido a partir de la expresión: Qwi= (Qgi*RAG), y su variación

probabilística es el resultado de la interacción de las distribuciones de probabilidad asociada a la

variable Qgi.

A continuación, se muestran los resultados obtenidos del perfil de producción esperado para el

POZO CIENEGUITA-1-EXP:


FIGURA 9: ANÁLISIS NODAL PARA ARENA FM-19. CONDICIONES INICIALES DE PRODUCIÓN Y EVALUACIÓN

DE CONDICIONES FINALES DE PRODUCCIÓN.

Resultados del perfil de producción del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13 fracción II de la LFTAIP y 116 de la LGTAIP.






FIGURA 10: ANÁLISIS NODAL PARA ARENA FL-09. CONDICIONES INICIALES DE PRODUCIÓN Y EVALUACIÓN

DE CONDICIONES FINALES DE PRODUCCIÓN.


FIGURA 11: PERFIL PROBABILÍSTICO DE PRODUCCIÓN DIARIA P90.

Resultados del perfil de producción del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13 fracción II de la LFTAIP y 116 de la LGTAIP.

Resultados del perfil de producción del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13

fracción II de la LFTAIP y 116 de la LGTAIP.






FIGURA 12: PERFIL PROBABILÍSTICO DE PRODUCCIÓN DIARIA P50


FIGURA 13: PERFIL PROBABILÍSTICO DE PRODUCCIÓN DIARIA P10.

Resultados del perfil de producción del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13 fracción

II de la LFTAIP y 116 de la LGTAIP.

Resultados del perfil de producción del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13 fracción

II de la LFTAIP y 116 de la LGTAIP.





III.10 TIEMPOS DE PERFORACIÓN ESTIMADO DEL POZO

III.10.1 Distribución de tiempos por actividades.

TABLA 10: DISTRIBUCIÓN DE TIEMPO ETAPA 9 5/8”.


POZO CIENEGUITA 1

Plan Operacional - Cieneguita 1

(9 5/8 x 5 1/2" x 2 3/8¨) - 10 K psi

Csg 13 3/8" @ 35 mts

Csg 9 5/8" : 500 mts

Csg 5 1/2" : 3005 mts

Tiempo Total (Dias) 24.36

Actividad Profundidad (m) Tiempo (Hrs) Tiempo Acumulado (Hrs) Tiempo Acumulado (Dias)

Fase / Etapa de 12 1/4" (Desde 35 hasta 500 mts)

Armar Barrena PDC + BHA Pendular 35 3.00 3.00 0.13

Bajar BHA a tocar resistencia (Interior del Conductor) 35 1.00 4.00 0.17

Perforar controlado de 35 hasta 50 m 50 2.00 6.00 0.25

Perforar desde 50 hasta 500 m (ROP = 18 m/hr) 500 25.00 31.00 1.29

Circular hasta 100% limpio 500 2.00 33.00 1.38

Sacar BHA a Superficie 500 2.00 35.00 1.46

Eliminar BHA 500 1.50 36.50 1.52

Instalar equipos para correr TR de 9 5/8" 500 2.00 38.50 1.60

Bajar TR de 9 5/8" hasta 500 mts 500 6.00 44.50 1.85

Instalar Cabeza de cementacion, lineas y unidades de cementacion 500 2.00 46.50 1.94

Circular previo a la cementacion 500 2.00 48.50 2.02

Realizar cementacion de TR de 9 5/8" (desplazar con lodo de E. Inv.) 500 2.00 50.50 2.10

Desmantela equipo y lineas de cementacion (Fraguado de cemento) 500 8.00 58.50 2.44

Cortar TR 13.3/8 eliminar niple campana + corte y bicelado en 9 5/8". 500 6.00 64.50 2.69

Instalar y probar Cabezal de 9 5/8" x 5 1/2" x 2 7/8" 10M 500 5.00 69.50 2.90

Inst - Probar BOP's 11" 5M y CSC 500 12.00 81.50 3.40

Eliminar DC y Herramienta de 8" 500 4.00 85.50 3.56

Tiempo Acumulado (Dias) 3.56

Subtotal Fase 12 1/4" (Dias) 3.56





TABLA 11: DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS ETAPA DE 5 1/2".


III.10.2 Resumen de tiempos por etapa.

TABLA 12: RESUMEN DE TIEMPOS POR ETAPA.

TR DIAS PROGRAMADOS

9 5/8”

Perforación 1.52

Corrida y Cementación TR 0.92 3.56

Instalación Cabezal 1.12

5 ½’’

Perforación 7.44

Corrida y Cementación TR 1.66 11.86

Instalación Cabezal 2.76

TOTAL PERFORACIÓN 15.42


Armar Bna 8 3/4" + BHA Direccional 500 6.00 91.50 3.81

Bajar BHA Direccional a cima del cople f lotador 500 3.00 94.50 3.94

Circular homogenizando lodo a 1.20 gr/cc 500 1.00 95.50 3.98

Rebajar accesorios y 5 m de cemento. Probar TR de 9 5/8" 500 2.00 97.50 4.06

Rebajar cemento & accesorios (Cople / Zapata) 500 2.00 99.50 4.15

Perforar 5 m de formacion nueva. 505 1.00 100.50 4.19

Circular hasta 100% limpio 505 1.00 101.50 4.23

Realizar Prueba de Integridad a la Formacion (FIT) 505 2.00 103.50 4.31

Perforar Monitoreando Verticalidad desde 500 hasta 2,760 m (ROP = 22 m/hr) 2760 102.50 206.00 8.58

Circular limpiando agujero 2760 4.00 210.00 8.75

Levantar BNA 8 3/4" a superficie 2760 12.00 222.00 9.25

Conectar Htta LWD a sarta direccional 2760 4.00 226.00 9.42

Efectuar prueba de transmisión de datos LWD 2760 1.00 227.00 9.46

Bajar BNA 8 3/4" con BHA Direccional + LWD (GR-ILD) a 2760 m 2760 12.00 239.00 9.96

Circular tiempo de atraso y homogenizar f luido 2760 3.00 242.00 10.08

Perforar controlado de 2760 m hasta 3005 m 3005 22.00 264.00 11.00

Circular limpiando agujero 3005 4.00 268.00 11.17

Levantar BNA a superficie 3005 13.07 281.07 11.71

Eliminar herramienta Direccional 3005 3.00 284.07 11.84

Instalar Unidad de Registros electricos 3005 2.00 286.07 11.92

Tomar Registros AIT-GR- BHC-CNL-LDT de 3005 hasta 500 m 3005 12.00 298.07 12.42

Toma Adicional de Información FMT puntos de presión 3005 12.00 310.07 12.92

Toma Adicional de información, Nucleos de Pared 3005 12.00 322.07 13.42

Desmantelar equipo de registros electricos 3005 2.00 324.07 13.50

Recuperar Buje de desgaste 3005 1.00 325.07 13.54

Cambiar Arietes de 4" x 5 1/2" y probar mismos. 3005 4.00 329.07 13.71

Instalar equipos para bajar TR de 5 1/2" 3005 2.00 331.07 13.79

Bajar TR de 5 1/2" hasta 3005 mts ( incluye circulacion en viaje) 3005 25.04 356.11 14.84

Instalar cabeza de cementacion y equipos para cementar 3005 3.00 359.11 14.96

Circular antes de cementar 3005 2.00 361.11 15.05

Realizar cementacion de TR 7" Desplazar con salmuera de 1.08 gr/cc. 3005 4.00 365.11 15.21

Eliminar unidades y líneas de cementación 3005 2.00 367.11 15.30

Instalar y probar buje empacador de 5 1/2". 3005 3.00 370.11 15.42

Tiempo Acumulado (Dias) 15.42

Subtotal Fase 8 3/4" (Dias) 11.86

Fase / Etapa de 8 3/4" (Desde 500 hasta 3005 mD)



VERSIÓN: PRIMERA AGOSTO 2019 PÁG.: 46 DE: 235


III.10.3 Curva de avance profundidad vs tiempo.


FIGURA 14: CURVA DE AVANCE PROFUNDIDAD VS TIEMPO.

Curva de avance de profundidad vs tiempo del pozo (Secreto Industrial). Información protegida bajo los artículos 13 fracción II de la LFTAIP y 116

de la LGTAIP.





III.11 TERMINACIÓN.

III.11.1 Distribución de tiempos por actividades.

TABLA 13: MACRO-ACTIVIDADES DE TERMINACIÓN, POZO CIENEGUITA-1-EXP.

No. Descripción de la Operación T. Estim

(hrs)

T. Estim

(días)

T. Acum

(días) Actividades previas a la terminación del pozo

Reconocer PI y escarear TR.

Registro sónico de cementación (CBL/VDL).

Finaliza la etapa de perforación.

16

0.7

1 Efectuar lavado del pozo de acuerdo a cédula de bombeo 12.00 0.50

0.5

2 Recuperar sarta de limpieza a superficie 12.00 0.50

1.3

3 Armar y bajar pistolas con LA 10.00 0.42

1.9

4 Tomar registro de ajuste y efectuar correlación para disparos 6.00 0.25

2.1

5 Disparar y recuperar pistolas detonadas 6.00 0.25

2.4

6 Observar pozo, realizar fracturamiento, fluir y/o inducir si es requerido c/TF + N2 40.00 1.67

4.0

7 Bajar TP 2-3/8" c/ Empacador Mecánico 24.00 1.00

5.0

8 Instalar colgador 1.00 0.04

5.3

9 Retirar preventores e instalar y probar medio árbol de producción 6.00 0.25

5.8

10 Desplazar fluidos de TP y EA por agua limpia 10.00 0.42

6.2

11 Observar pozo, evaluar y entregar a producción 72.00 3.00

9.2

Total días > 8.95


III.12 PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA POR ETAPAS.

TABLA 14: PROGRAMA DE BARRENAS.






TABLA 15: PROGRAMA HIDRÁULICO


III.12 PROGRAMA DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN Y REVESTIMIENTO.

III.12.1 Resumen de requerimientos de tubería de perforación.


FIGURA 15: CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN.

DENS VP YP TFA DP BNA % HP @ HIS V.Anul DEC

(g/cc) (cp) (lb/100p2) (pg2) (psi) (Bna.) (Bna) (Hp/pg2) (pies/min) (g/cc)

1 1.10-1.15 15 21 0.773 522.01 34.34 182.73 1.55 75.91 1.23 61.72

2 1.30-1.65 23 14 0.902 150.46 7.07 21.95 0.61 37.73 1.71 14.13

PROGRAMA HIDRAULICO

HP (sup)ETAPA





III.12.2 Tubería de revestimiento.

TABLA 16: TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

Diám. Ext. (pg)

Grado Peso lb/pie

Conexión Diám. Int. (pg)

Drift (pg)

Resistencia Presión

Interna (psi)

Resistencia Colapso

(psi)

Resistencia Tensión (lbsx1000)

Distribución (m.d.b.m.r.)

Cuerpo Cople

9 5/8” N-80 40.5 STC 8.835 8.679 5750 3090 630 640 0 500

5 ½” N-80 17.00 BCN 4.892 4.767 7740 6290 397 446 0 3005


TABLA 17: CRITERIOS DE DISEÑO DE TR.






III.13 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y CONTROL DE SOLIDOS POR ETAPA.

III.13.1 Resumen de recomendaciones generales del programa de fluidos

Controlar todo el tiempo durante la operación el volumen en presas, cualquier variación del

volumen se deberá verificar cual es la causa, ya que puede ser un indicio de brote o de

pérdida de fluido.

De presentarse pérdidas parciales mantener material de pérdida de circulación en el sistema.

Asegurarse de mantener una variedad de materiales de pérdida de circulación en bodega,

material sellante fino, medio y gruesa de fácil remoción al final de la perforación.

Al alcanzar la profundidad del programa, se recomienda preparar un bache de limpieza

viscoso, circular hasta observar que en vibradores no hay presencia de recortes

III.13.2 Resumen de propiedades de fluidos

TABLA 18: PROPIEDADES DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN POR INTERVALO.

Propiedades de los Fluidos

Intervalo (m)

Tipo Fluido Densidad

g/cc Visc. seg

Filtr. ml.

MBT kg/m³

RAA Ac/Ag

Sólidos %

Vp Cps

Yp lb/100p2

Salinidad ppm

pH Emulsión

volts

0 500 POLIMERICO 1.05 – 1.15 45 – 65 < 8 21 – 28 NA 6 – 11 8 – 16 10-20 NA 9-10.5 NA

500 3005 E. I. 1.30 – 1.65 50 – 75 < 6 NA 75/25 -

80/20

14 – 16 17-33 11-22 250,000 NA ≥700






III.13.3 RESUMEN CONTROL DE SOLIDOS.

TABLA 19: CONTROL DE SOLIDOS POR ETAPA.


III.14 PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN Y REGISTROS POR ETAPA

Se presenta a continuación el programa de registros geofísicos de pozo requeridos para esta

localización.

III.14.1 Etapa intermedia

Rayos Gama (GR)

Doble Inducción/Resistividad

Registro Sónico Compensado (BHC)

Densidad Neutrón Compensado (CNL)

Litodensidad (LDT)

III.14.2 Etapa productor

Rayos Gama (GR)

Doble Inducción/Resistividad

Registro Sónico Compensado (BHC)

Densidad Neutrón Compensado (CNL)





Litodensidad (LDT)

Registro de Presión de Formación. (FMT). La adquisición de este registro está sujeto a los

resultados de la evaluación petrofísica.

Núcleo de Pared. Se cortarán núcleos de pared 1 ½ pg., de diámetro y de 1 a 3 pg., de

longitud para estudios petrofísicos y pruebas de desplazamiento a través de ellos, siempre y

cuando se encuentren en buenas condiciones de muestra, se tomarán a partir de las etapas

o zonas que se consideren de interés, una vez tomado el registro de rayos gamma,

resistividad y presión de formación.

III.14.3 Programa de medición de parámetros de perforación en tiempo real en sitio y remoto.

Se utilizará cabina de muestreo y registro de parámetros de perforación.

III.14.4 Programa de toma de registro de hidrocarburos.

Para este pozo se requiere un análisis litológico en sitio con muestreo de canal y cromatografía. Al

terminar la perforación del pozo se quedará la cabina de registro de hidrocarburos para dar

seguimiento a cualquier manifestación durante la terminación del mismo, perdidas de lodo y/o para

la obtención de datos en un eventual descontrol del pozo.

TABLA 20: PROGRAMA DE ANÁLISIS LITOLÓGICO Y MUESTRAS DE CANAL


Programa de Muestreo

Análisis Litológico

Se realizará el análisis litológico con cromatografía, parámetros de densidad de E/S y

parámetros de temperatura E/S. A partir de las zonas de interés (aproximadamente desde

700 md a PT).

Muestra de Canal

Se recuperarán dos bolsas de muestras de canal cada 5 m para un control geológico, a

partir de las etapas que personal de subsuelo considere de interés. Estas muestras deben

envasarse quitando el exceso de lodo y deben ser rotuladas con tinta indeleble. (Considerar

circuladas para tiempo de atraso). El muestreo se realizará a partir de 700 m hasta la

terminación del Pozo.





III.15 CEMENTACIONES POR ETAPAS.

III.15.1 Generales.

TABLA 21: DATOS DE LA CEMENTACIÓN.

Diámetro TR Profundidad

(m) Densidad de

lechada (g/cc)

Cima

Cemento (m)

Base

Cemento (m) Observaciones

9 5/8” 500 1.90 0 500 Lechada GasStop

5 ½” 3005

1.80 400 2500

Lechada GasStop 1.90 2500 3005


III.15.2 Accesorios.

TABLA 22: RESUMEN ACCESORIOS DE PERFORACIÓN ETAPA 9 5/8.

Diámetro TR

Prof (m) Densidad de

lechadas (g/cc)

Cima Cemento

(m)

Base Cemento (m)

Gasto desplaza-

miento (bpm)

Densidad equivalente de circulación máxima

(g/cc)

9 5/8” 500 1.9 0 500 6-2 1.95

ACCESORIOS:

Zapata flotadora 9 5/8”, 36 lb/pie, J-55, STC

Cople flotador; 9 5/8”, 40.5. lb/pie, N-80, STC

Tapón sólido no rotatorio

13 Centradores de bisagra de 9 5/8” x 12 ¼”


TABLA 23: RESUMEN ACCESORIOS DE PERFORACIÓN ETAPA 5 1/2”.

Diámetro TR

Prof (m)

Densidad de lechadas (g/cc)

Cima Cemento

(m)

Base Cemento (m)

Gasto desplazamiento (bpm)

Densidad equivalente de circulación máxima

(g/cc)

5 ½” 3005 1.80 400 2000 6-4-2 1.68

1.90 2000 3005 6-4-2 1.71

ACCESORIOS:

Zapata diferencial 5 ½”, 17 lb/pie, N-80 BCN

Cople diferencial 5 ½”, 17 lb/pie, N-80 BCN

Tapón diafragma y tapón sólido

30 Centradores solidós de 5 ½” x 8 ¾”






III.16 DISEÑO DE LECHADAS.

III.16.1 Lechada de tubería de revestimiento 9 5/8”.

TABLA 24: LECHADA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 9 5/8”.

Datos para el Diseño

Profundidad 500 M Densidad del lodo 1.20 g/cm3

Diámetro agujero 12 ¼” Tipo de lodo Base Agua

Exceso 30 % Temp. de fondo 45 °C

Cima de Cemento 0 M Temp. circulante 32 °C

Lechada HalCemTM 1.90 g/cm3

Cantidad de cemento 25.96 Ton Agua de mezcla 22.12 l/sc

Volumen de lechada 20.04 m3 Rendimiento 38.51 l/sc

Fluido de mezcla 11.48 m3 Densidad lechada 1.90 g/cm3

Tirante a cubrir 1600 M Tiempo bombeable 2:25 – 3:00 h

Aditivos Conc. Unidad Cantidad Total Unidad de

Medida

CaCl2 2.0 % BWOC 519.2 kg

Anti espumante 0.20 l/100 kg 32.2 gal

Baches Programados

Tipo Densidad (G/Cm3) Volumen (M3) Observaciones

Bache Espaciador 1.35 8.74 TunedSpacer III






III.16.2 Lechada de tubería de revestimiento 5 1/2”.


Datos para el Diseño

Profundidad 3005 m Densidad del lodo 1.65 g/cm3

Diámetro agujero 8 ¾” Tipo de lodo Base Aceite

Exceso 15 % Temp. de fondo 106 °C

Cima de Cemento 2000 m Temp. circulante 62 °C

Lechada de Llenado ExtendaCem 1.80 g/cm3

Cantidad de cemento 45.88 ton Agua de mezcla 25.37 l/sc



Tirante a cubrir 1600 m Tiempo bombeable 4:10 – 4:40 h


Medida

CaCl2 2.0 % BWOC 917.6 kg

Anti espumante 0.20 l/100 kg 91.76 l

GasStop EXP 1.6 l/100 kg 734.08 l

SCR-100L 0.3 l/100 kg 137.64 l

WG-17 EXP 0.32 l/100 kg 146.81 l

Lechada de Amarre BondCem 1.90 g/cm3

Cantidad de cemento 31.95 ton Agua de mezcla 38.29 l/sc



Tirante a cubrir 980 m Tiempo bombeable 2:30 – 3:00 h







Medida

Anti Espumante 0.20 l /100 kg 63.9 l

GasStop EXP 1.4 l /100 kg 447.3 l

WG-17 EXP 0.22 l /100 kg 70.29 l

Halad-862l 1 l /100 kg 319.5 l

Baches Programados

Tipo Densidad (G/Cm3) Volumen (M3) Observaciones


Bache Lavador 1.03 1.59 Injectrol



III.17 SECUENCIA OPERATIVA DE CADA UNA DE LAS ETAPAS

III.17.1 Actividad de Fase / Etapa de 12 1/4" (Desde 35 hasta 500 mts)

1. Armar Barrena PDC + BHA Pendular

2. Bajar BHA a tocar resistencia (Interior del Conductor)

3. Perforar controlado de 35 hasta 50 m

4. Perforar desde 50 hasta 500 m (ROP = 18 m/hr)

5. Circular hasta 100% limpio

6. Sacar BHA a Superficie

7. Eliminar BHA

8. Instalar equipos para correr TR de 9 5/8"

9. Bajar TR de 9 5/8" hasta 500 mts





10. Instalar Cabeza de cementación, líneas y unidades de cementación

11. Circular previo a la cementación

12. Realizar cementación de TR de 9 5/8" (desplazar con lodo de E. Inv.)

13. Desmantela equipo y líneas de cementación (Fraguado de cemento)

14. Cortar TR 13.3/8 eliminar niple campana + corte y bicelado en 9 5/8".

15. Instalar y probar Cabezal de 9 5/8" x 5 1/2" x 2 7/8" 10M

16. Inst - Probar BOP's 11" 5M y CSC

17. Eliminar DC y Herramienta de 8"

III.17.1 Fase / Etapa de 8 3/4" (Desde 500 hasta 3005 mD)

1. Armar Bna 8 3/4" + BHA Direccional

2. Bajar BHA Direccional a cima del cople flotador

3. Circular homogenizando lodo a 1.20 gr/cc

4. Rebajar accesorios y 5 m de cemento. Probar TR de 9 5/8"

5. Rebajar cemento & accesorios (Cople / Zapata)

6. Perforar 5 m de formación nueva.

7. Circular hasta 100% limpio

8. Realizar Prueba de Integridad a la Formación (FIT)

9. Perforar Monitoreando Verticalidad desde 500 hasta 2,760 m (ROP = 22 m/hr)

10. Circular limpiando agujero

11. Levantar BNA 8 3/4" a superficie

12. Conectar Htta LWD a sarta direccional

13. Efectuar prueba de transmisión de datos LWD

14. Bajar BNA 8 3/4" con BHA Direccional + LWD (GR-ILD) a 2760 m





15. Circular tiempo de atraso y homogenizar fluido

16. Perforar controlado de 2760 m hasta 3005 m

17. Circular limpiando agujero

18. Levantar BNA a superficie

19. Eliminar herramienta Direccional

20. Instalar Unidad de Registros eléctricos

21. Tomar Registros AIT-GR- BHC-CNL-LDT de 3005 hasta 500 m

22. Toma Adicional de Información FMT puntos de presión

23. Toma Adicional de información, Núcleos de Pared

24. Desmantelar equipo de registros eléctricos

25. Recuperar Buje de desgaste

26. Cambiar Arietes de 4" x 5 1/2" y probar mismos.

27. Instalar equipos para bajar TR de 5 1/2"

28. Bajar TR de 5 1/2" hasta 3005 mts (Incluye circulación en viaje)

29. Instalar cabeza de cementación y equipo para cementar

30. Circular antes de cementar

31. Realizar cementación de TR 7” desplazar con salmuera de 1.08 gr/cc

32. Eliminar unidades y líneas de cementación

33. Instalar y probar buje empacador de 5 ½”





III.18 MAPA DE RIESGOS DE LA PERFORACIÓN

III.18.1 Posibles problemáticas durante la perforación por etapas

TABLA 26: POSIBLES PROBLEMÁTICAS POR ETAPA.

Etapa Diámetro barrena

Profundidad (mvbmr)

Profundidad (mdbmr)

Problema Alternativas de Solución

Superficial 12 ¼” 500 500

Hidratación de arcillas, pérdidas de circulación y resistencias en introducción de la TR.

El lodo en el sistema debe componerse de bentonita, polímero reductor de filtrado, dispersante, hidróxido de calcio, estos

Producción 8 ¾” 3005 3005

Altas velocidades de penetración, probables incrementos de la DEC por la concentración de recortes en el anular e intentos de atrapamiento.

Perdida de circulación, taponamiento de línea de flote, hidratación de Arcilla Empacamiento.

Resistencias y arrastres, presencia de gas e influjo de aceite de formación, pérdidas de circulación.

En caso de presentarse arrastre o torque circular el pozo hasta observar retornos limpios, se revisará comportamiento del pozo y solo si es absolutamente necesario se incrementará la densidad. Si se presenta gasificación revisar y analizar antes de incrementar densidad al sistema.






III.19 ARREGLO DE PREVENTORES

III.19.1 Diagrama de arreglo de preventores

ARREGLO DE PREVENTORES

Cabezal de Pozo, Preventor Doble, Arietes de TP y Ciegos- 10M, Preventor Esférico- 5M


FIGURA 16: DIAGRAMA DE ARREGLO DE PREVENTORES





III.19.2 Presiones de pruebas de preventores

TABLA 27: PRESIONES DE PRUEBA DE PREVENTORES.

Etapa TR

(pg)

Resistencia presión

interna (psi)

Resistencia al colapso

(psi)

Prueba de cabezal (orificio)

(psi)

Prueba de preventores (probador de copas) (psi)

Presión de Prueba de la TR en superficie (psi)

Primera 9 5/8” 5750 4750 2000 4000 500

Segunda 5 ½” 7740 6290 10000 10000 CON ACOPLAMIENTO DEL

TAPÓN (APROX. 2100 PSI)


III.20 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN

III.20.1 Caracteristicas del equipo de perforacion

El equipo de perforación seleccionado para la perforación del Proyecto Pozo CIENEGUITAS 1

EXPLORATORIO, es el Equipo SIMMONS EDECO RIG 738 el cual se posicionará en las

Coordenadas, descritas en el Apartado 1.1.2: “Datos Geodésicos de Ubicación”, del Programa de

Perforación.

La Figura 17 a continuación, muestra una imagen en perspectiva del Equipo de Perforación,

SIMMONS EDECO RIG 738; mientras las Tablas 28 y 29, presentan Especificaciones Generales,

Dimensiones Principales y Capacidades de los Equipos de dicha Equipo de Perforación.





Fuente: Ficha Técnica del Equipo de Perforación RIG 738

FIGURA 17. EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738.





III. 20.2 Dimensiones y capacidad equipo de perforación RIG 738.

TABLA 28 ESPECIFICACIONES GENERALES, CAPACIDADES DE ALMACENAMIENTO Y DIMENSIONES

PRINCIPALES DE LA EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738.

Fuente: Fuente: Documento soporte de decisión fase de definición (VCD) Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio.y Ficha Técnica del Equipo de Perforación RIG 738.





TABLA 29. CAPACIDADES DE LOS EQUIPOS DE LA EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738.

Fuente: Programa de Perforación Proyecto Pozo Exploratorio CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO y Ficha Técnica del Equipo de Perforación RIG 738.





TABLA 30: RESUMEN DE LAS CARACTERISTICAS DE POZOS.

Pozos

Coordenadas Profundidad

(m) Tipo

Año de perforación

Estado operativo Latitud Longitud

1 Cieneguitas 1 Exploratorio 26.017775 97.955634 3005 Exploratorio 2019 En diseño


En la perforación de este pozo exploratorio se tiene considerado la instalación del árbol de válvulas,

pero no se efectuará la extracción y producción del hidrocarburo, esto se efectuará en otra etapa del

proyecto y esta en función de que el pozo resulte productor, por lo tanto, aun no se cuenta con las

características de las líneas de descarga de Pozo. La Tabla 31 No aplica.

TABLA 31: RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LÍNEAS DE DESCARGA DE POZOS.

Líneas de descarga

Origen Destino Diametro

Longitud (km)

Descripción de la tubería

Año Estado

operativo X Y X Y

1 LDD pozo

2 No considerada





IV. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL ENTORNO DONDE SE REALIZARÁ LA PERFORACIÓN DEL POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO.

IV.1 DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

El proyecto denominado Perforación del Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, como parte de su

Ordenamiento Ecológico Territorial, se encuentra dentro de la Unidad de Gestión Ambiental

(UGA) No. APS-32, la cual considera la estrategia APS/AE y los lineamientos ecológicos:

L7: 01,02; L8: 01, 02,03; L18: 01, 02, 03,04; del Plan de Ordenamiento Ecológico de la

Región Cuenca de Burgos. Esta Unidad de Gestión, se encuentra ubicada en el Área

Contractual BG-02, comprendida por los municipios de Matamoros a 25° 52’ de latitud norte

y a 97°30’ de longitud oeste, con una altitud de 10 metros, Río Bravo, que se localiza a los

25° 59’ de latitud norte y a los 98° 06’ de longitud oeste, a una altitud de 139 metros y Valle

Hermoso, localizada a los 25° 40’ de latitud norte y a los 97° 49’ de longitud oeste, a una

altitud de 27 metros, sobre el nivel del mar, estos municipios se ubican en la región fronteriza

del estado de Tamaulipas. Las colindancias de cada uno de los municipios mencionadas

anteriormente se presentan a continuación:

TABLA 32. COLINDANCIAS DE LOS MUNICIPIOS QUE CONFORMAN EL ÁREA DE ESTUDIO

Municipio Colindancias

Matamoros

Norte: Estados Unidos de Norteamérica

Sur: Laguna Madre y Delta del Rio Bravo.

Este: Golfo de México

Oeste: Municipios de Rio Bravo y Valle Hermoso.

Rio Bravo

Norte: Estados Unidos de Norteamérica

Sur: Municipios de San Fernando y Méndez

Este: Municipios de Valle Hermoso y Matamoros

Oeste: Municipio de Reynosa

Valle Hermoso

Norte: Municipio de Matamoros

Sur: Municipio de Rio Bravo

Este: Municipio de Matamoros

Oeste: Municipio de Rio Bravo





En la figura 18 se muestran los municipios que conforman el estado de Tamaulipas y la

ubicación del Área Contractual BG-02, en los municipios de Rio Bravo, Valle Hermoso y

Matamoros.

FIGURA 18. UBICACIÓN DEL ÁREA CONTRACTUAL BG-02.

El área contractual BG-02, se encuentra ubicada en la parte norte del estado de Tamaulipas. Para

la realización del proyecto denominado Perforación del Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, el Sistema

Ambiental estuvo delimitado al sobreponer la cartografía digital mediante un Sistema de Información

Geográfica, esto con el fin de verificar coincidencias y continuidades, identificando los aspectos

relevantes que integran ecológicamente la zona en la que se ubica el mismo, tomando como base

los componentes bióticos, abióticos y socioeconómicos, así mismo se utilizaron los criterios

mencionados a continuación:

Ordenamiento Ecológico Decretado

Tipo de vegetación





Cuencas hidrológicas donde se ubica el proyecto

Áreas Naturales Protegidas

Uso de Suelo y Tipos de Vegetación

Límites geográficos de la Región Terrestre Prioritaria (RTP)

Límites geográficos de la Región Hidrológica Prioritaria (RHP)

Límites geográficos de las Áreas de Importancia para la Conservación de las Aves (AICAS)

Límites geográficos de las Unidades Ambientales Biofísicas

El Sistema Ambiental posee las características necesarias para evaluar los procesos ambientales

del ecosistema presente en la superficie del proyecto y en base a lo comentado se identificó lo

siguiente:

El área del proyecto No ocupa superficie alguna dentro de las Áreas Naturales Protegidas

(ANP) Federales y Estatales.

Se identificó que el proyecto No ocupa superficie alguna dentro de las Regiones

Terrestres Prioritarias (RTP).

Se identificó que el proyecto se encuentra inmerso dentro de la Región Hidrológica

Prioritaria (RHP) No. 42, Rio Bravo Internacional de la Región del Altiplano Norte, la cual

comprende los estados de Tamaulipas, Nuevo León, Coahuila y Chihuahua con una

superficie de 2, 932.62 km2.

Se identificó que el proyecto NO ocupa superficie alguna dentro de las Regiones

Marítimas Prioritarias (RMP).

Se identificó que el proyecto No ocupa superficie en los sitios RAMSAR Manglares y

Humedales de importancia internacional.

Se identificó que el proyecto pertenece al Programa de Ordenamiento Ecológico de la

Región Cuenca de Burgos y se encuentra dentro de la Unidad de Gestión Ambiental

(UGA) No. APS 32, la cual considera la estrategia APS/AE con los Lineamientos

Ecológicos y Objetivos L7: 01,02; L8: 01, 02,03; L18: 01, 02, 03, 04. Esta Unidad de

Gestión Ambiental, tiene una superficie aproximada de 53.41405 km2.

Para la delimitación del Sistema Ambiental, se analizaron las superficies de afectación del

proyecto de la RHP No. 42 Río Bravo Internacional de la Región del Altiplano Norte y en la UGA





No. APS 32 del POE de la Región Cuenca de Burgos, señalándose en el capítulo anterior que

las obras del proyecto si interfieren en estas áreas. Es por ello que, para el análisis del Sistema

Ambiental, se contemplara el Área Contractual BG-02 teniendo así una superficie delimitada de

162.961 km2, de los cuales 0.01 km2 son ocupados por el sitio del Proyecto. La superficie del

área contractual BG-02 abarca los municipios de Rio Bravo, Valle Hermoso y Matamoros, en el

estado de Tamaulipas.

TABLA 33 PRINCIPALES ZONAS COLINDANTES DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO Nombre de la Instalación o

Cadenamiento (km), para ductos

Zonas interés o cruzamiento

Descripción

Distancia respecto a la Instalación, ducto o ruta de transporte (m)

Descripción

Pozo Cieneguitas

1 Exploratorio.

Predio Predio para

cultivo 50 – 100 m (N)

Área desprovista de vegetación

para el establecimiento de

cultivos agrícolas

Predio Predio para

cultivo 50 – 100 m (E)

Área desprovista de vegetación

para el establecimiento de

cultivos agrícolas

Predio Predio para

cultivo 50 – 100 m (S)

Área de cultivo agrícola

Predio Predio para

cultivo 50 – 100 m (O)

Área de cultivo agrícola

IV.2 CARACTERIZACIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA AMBIENTAL

El análisis del Sistema Ambiental, es el conjunto de elementos que interactúan entre sí y

con el entorno que los rodea, reúne a todas las formas de vida y su soporte ambiental, tanto

abióticos como bióticos. El Sistema Ambiental delimitado en su mayor proporción presenta

áreas de cultivo de riego, seguido de vegetación secundaria arbórea y la calidad ambiental

respecto a la vegetación se considera como media.

En la calidad del aire en el Sistema Ambiental se valora como media, debido a que la calidad

del aire es buena ya que no existen fuentes fijas de contaminación industrial, siendo así que

la principal causa de degradación de la calidad de aire sea el parque vehicular tanto el local

como el de paso.





IV.2.1 ASPECTOS ABIÓTICOS

En el ámbito ambiental los factores abióticos, son los distintos componentes que determinan

el espacio físico en el cual habitan los seres vivos. Es decir, no forman parte o no son

producto de los seres vivos, como pueden ser los factores inertes, climático geológico o

geográfico, presentes en el medio ambiente y que afecten los ecosistemas.

IV.2.1.1 Clima

Tipos De Clima

En el Estado de Tamaulipas existe una gran variedad de climas que se distribuyen en función de las

condiciones geográficas, el trópico de cáncer divide a la entidad en dos zonas bien definidas: el sur

con climas cálidos y relativamente húmedos, mientras que en el centro y norte del Estado son más

secos con temperaturas extremas más elevadas.

TABLA 34. ZONAS CLIMÁTICAS DEL ESTADO DE TAMAULIPAS.

Zonas Climáticas Tipo de Clima

Zona Centro-Norte Climas semisecos y semicálidos con lluvias escasas distribuidas en todo el año.

Zona Sierra Madre Clima cálido hasta templado, según la altitud y húmedo a seco de este a oeste.

Zona Sur-Sureste Climas cálidos sub-húmedos y húmedos con lluvias en verano.

Fuente: Köppen (1981).

De acuerdo a Köppen (1981), en la zona centro y norte del Estado prevalece un clima cálido con

lluvias escasas, al sur se registra una temperatura más elevada y húmeda. Siguiendo una línea

paralela a la Costa del Golfo de México, la presencia de la Sierra Madre Oriental impide en gran

parte que los vientos húmedos lleguen hacia los altiplanos del sur, ocasionando un clima seco; las

diferentes altitudes de la sierra determinan la temperatura cálida en la costa, así como un clima

templado en el sureste.

El Sistema Ambiental se encuentra dentro de la zona intertropical en el Trópico de Cáncer, por lo

que presenta un clima tropical húmedo que propicia generalmente temperaturas altas. Las

temperaturas están asociadas a la presencia mayor o menor de partículas de agua suspendidas en

la atmósfera. Si el aire está seco, es más difícil que se mantenga el calor; si el aire está húmedo,

contiene gran cantidad de partículas de agua que conservaran el calor por más tiempo. La





concentración de humedad en el aire también está ligada al régimen de lluvias. Se reciben cada año

de 500 a 1,500 milímetros de agua de lluvia.

La zona intertropical suele tener tres temporadas muy marcadas: la época de nortes (vientos fríos

septentrionales en invierno), la de suradas (vientos del sur) y la de lluvias. También se puede dividir

al año en 2 temporadas, de secas y de lluvias. La primera comprende desde fines de otoño hasta

mediados de la primavera y la temporada de lluvias abarca desde fines de la primavera hasta poco

más de mediados de otoño.

La humedad de la atmósfera es un factor clave para determinar cómo será el clima, la región en

teoría debe tener siempre valores altos de humedad, pero los nortes invernales reducen la humedad

del aire y compiten contra los alisios de verano y otoño que la aumentan arrastrando humedad desde

el golfo hasta toda la masa del país.

Por lo anterior, se puede definir las subdivisiones de la entidad mencionadas anteriormente, de la

siguiente manera:

Climas semisecos y semicálidos del centro y norte del estado.

Ligeramente al norte del Trópico de Cáncer se da una transición climática que varía desde

climas subhúmedos con lluvias veraniegas del sur de la entidad, hasta climas más secos

entre los que predominan los semisecos cálidos, así como los semicálidos con lluvias

escasas distribuidas en el año.

Climas cálidos subhúmedos del sur y sureste del estado.

Estos climas se encuentran al sur del Trópico de Cáncer. Los menos húmedos se registran

colindantes a los semicálidos, y conforme se avanza hacia el sur, en los límites con el estado

de Veracruz, la humedad aumenta.

Climas de la Sierra Madre.

Los climas de la sierra varían desde cálidos hasta templados, en función de la altitud, y de

húmedos a secos de oriente a poniente, debido a que la sierra actúa como barrera orográfica.

Climas prevalecientes en el Sistema Ambiental

En los municipios que integran el área contractual BG-02, prevalecen los climas BS0 (h') (x'), BS1

(h') hx' y (A) C(x'); (tabla 35) según la clasificación de Köppen, se refieren a climas áridos y





semiáridos (la evaporación excede las precipitaciones prevaleciendo un déficit hídrico) característico

de un clima de estepa cálida o clima árido continental (Pastrana, 2009). El tercer tipo de clima, hace

referencia a un clima semicálido, templado subhúmedo.

TABLA 35. TIPOS DE CLIMA DEL ÁREA CONTRACTUAL BG-02

Tipo de Clima Descripción Temperatura Descripción precipitación

BS0 (h') (x')

Árido, cálido, temperatura media anual 22

°C, temperatura del mes más frio mayor de

18 °C.

Lluvias repartidas todo el año y

porcentaje de lluvia invernal mayor al

18% del total anual

BS1 (h') hx'

Semiarido, cálido, temperatura media anual

de 22 °C, la temperatura del mes más frio

mayor de 18°C.

Lluvias repartidas todo el año y

porcentaje de lluvia invernal mayor al

18% del total anual.

(A) C(x')

Calido templado subhúmedo, temperatura

media anual mayor de 18 °C, la temperatura

del mes más frio menor de 18 °C

Lluvias de verano mayores al 10.2 %

del total anual.

IV.2.1.2 Temperaturas promedio máxima y mínima

Conforme a los datos reportados por la Estación Meteorológica 19114 (El Cuervito, Nuevo León),

que es la estación más cercana al área contractual BG-02 y que se encuentra actualmente activa,

la temperatura más baja se presenta en el mes de enero y va ascendiendo hasta alcanzar la

temperatura más alta en el mes de julio, para posteriormente descender. Este comportamiento se

presenta en la estación, denotando que no hay una diferencia significativa de temperatura.

En la siguiente figura se muestra el registro diario de temperaturas mínima y máxima que se ha

reportado de acuerdo a la Estación Climatológica “El Cuervito”, desde su inicio en el año de 1980.





Fuente: CONAGUA

FIGURA 19. REGISTRO DIARIO DE TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS

La figura 20 representa la gráfica de distribución de la temperatura mínima por meses y el promedio

de la misma.

Fuente: CONAGUA

FIGURA 20. GRÁFICA TEMPERATURA MÍNIMA MENSUAL.





La figura 21 representa la gráfica de distribución de la temperatura máxima por meses y el promedio

de la misma.

Fuente: CONAGUA

FIGURA 21. GRÁFICA TEMPERATURA MÁXIMA MENSUAL.

En la figura 22 se representa la gráfica de temperaturas mínima, media y máxima de acuerdo a las

estaciones del año, registradas en la Estación Climatológica 19114 “El Cuervito”.





Fuente: CONAGUA

FIGURA 22. TEMPERATURAS MEDIA, MÁXIMA Y MÍNIMA DE ACUERDO A ESTACIONES DEL AÑO

IV.2.1.3 Precipitación promedio (mm)

De acuerdo a los datos reportados por la Estación Climatológica 19114 (El Cuervito, Nuevo León),

la más cercana al área contractual BG-02 y que se encuentra actualmente activa, las precipitaciones

son muy variadas y más abundantes en el mes de septiembre y de octubre, siendo diciembre, enero,

febrero, marzo y noviembre los meses con menor precipitación, esto se representa en la figura 23.





Fuente: CONAGUA

FIGURA 23. GRÁFICA PRECIPITACIÓN Y TEMPERATURA MENSUAL.

IV.2.1.4 Vientos dominantes (velocidad y dirección)

Los vientos predominantes en el área contractual BG-02 son en dirección Noreste (NE), en

los meses que van de octubre a diciembre, en estos meses se han presentado las mayores

rachas de viento de la región encontrado valores promedio de 20.5 km/h, mientras que en

octubre las velocidades promedio más bajas se registran de 1.15 a 2.5 km/hr.





FIGURA 24. VIENTOS DOMINANTES EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02

IV.2.1.5 Hidrología superficial y subterránea

Hidrología superficial

De acuerdo con los estudios realizados por la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA), el Instituto

Nacional de Estadística y Geografía (INEGI) y Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de la

Biodiversidad (CONABIO) mediante sus cartas topográficas, el estado de Tamaulipas se encuentra

dentro de las regiones hidrológicas Rio Bravo – Conchos (RH-24) , San Fernando – Soto La Marina

(RH-25), Panuco Tamesí (RH 26), y El Salado (RH 37), identificándose el área contractual BG-02,

dentro de la Región Hidrológica Rio Bravo – Conchos (RH-24) (figura 25).

0

10

20

30

40

50

60

70N

NNE

NE

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ESE

SE

SSE

S

SWS

SW

WSW

W

WNW

NW

NWN

Velocidad Promedio Anual de Vientos Dominantes, km/h.





FIGURA 25. REGIONES HIDROLÓGICAS DEL ESTADO DE TAMAULIPAS EN EL BG-02

La Región Bravo-Conchos (RH 24), alberga al Río Bravo cuyo afluente constituye el límite fronterizo

con los Estados Unidos de América, nace en las montañas del país vecino y recorre la porción norte

con una longitud de 3,034 kilómetros hasta su desembocadura en el golfo de México, sobre su

margen derecho se ubican ciudades importantes como Nuevo Laredo, Guerrero, Mier, Miguel

Alemán, Camargo, Reynosa, Río Bravo y Matamoros. A este afluente se suma el Río San Juan que

nace en las entidades de Coahuila y Nuevo León.

Esta región aloja cinco cuencas principales: Río Bravo-Matamoros-Reynosa, Río Bravo- San Juan,

Río Bravo Sosa, Río Bravo-Nuevo Laredo y La Presa Falcón-Río Salado.





Cuencas Hidrológicas

El agua que escurre en un río es captada en un área determinada, por lo general por la conformación

del relieve, a esta área se le llama cuenca hidrológica. A su vez, las cuencas hidrológicas se agrupan

en regiones hidrológicas.

La superficie del área contractual BG-02, se encuentra dentro de una Región Hidrológica, una

Cuenca y tres Subcuencas, como se detalla en la tabla 36.

TABLA 36. REGIÓN HIDROLÓGICA EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02

Región Hidrológica Cuenca Subcuenca Superficie Subcuenca

(Ha) (aprox)

RH 24 Bravo Conchos

Río Bravo – Matamoros –Reynosa

Margarita – El Retamal 531.22

María Virginia – Galeana Dos

5,273.10

La Diez – El Nogalar 10,479.08

IV.2.2 Aspectos bióticos

Los seres humanos al igual que las plantas, los animales, y demás seres vivos, tenemos un espacio

donde realizamos nuestras actividades. Este espacio no está vacío, porque no solo hacemos parte

de él los seres vivos, sino también los que no tienen vida. Los seres vivos dentro de este espacio se

conocen como factores bióticos

Los factores bióticos de un ecosistema son la flora y la fauna, Incluyen a todos los seres que tienen

vida, ya sean animales, plantas, bacterias etc.

En el aspecto biótico, el estado de Tamaulipas se localiza en la zona de transición de los dos reinos

biogeográficos presentes en México, el reino Holártico, al cual corresponden las comunidades

naturales presentes en la sierra madre oriental, y el reino Neotropical, que comprende las planicies

al norte y sur del estado.

IV.2.2.1 Vegetación terrestre

Existen dos regiones florísticas presentes en el estado de Tamaulipas: la Región Mesoamericana

de Montaña y la Región Xerofítica Mexicana. La primera presenta un notable dominio de especies

herbáceas y algunos géneros como: Quercus, Salvia, Eupatorium, Senecio, Stevia, Muhlenbergia,





los cuales representan en esta región un importante centro de diversidad, se estima que entre 50 y

75% de las especies de esta región son exclusivas de estas zonas, aproximadamente 68 géneros y

dos familias (Fouqueriaceae y Crossosomataceae); dentro de los géneros más representativos.

La zona del sistema ambiental se encuentra dentro del Reino Neotropical el cual incluye gran parte

del territorio mexicano. Dentro de este Reino se reconocen dos Regiones de importancia: la

Xerofítica Mexicana y la Caribea; florísticamente, el área pertenece a la Región Xerofítica Mexicana

(clima árido y semiárido) y de forma más particular a la Provincia de Planicie Costera del Noreste,

donde la vegetación está constituida en su mayor parte por el bosque espinoso y por matorrales

xerófilos (Rzedowski, 1994).

El área de sistema ambiental delimitado se localiza en la parte norte del estado de Tamaulipas, en

los estados de Río Bravo, Valle Hermoso y Matamoros, esta zona en los últimos años ha sido objeto

de presiones de actividades humanas o derivadas de ellas, especialmente en el establecimiento de

cultivos agrícolas a mayor escala y pastizales inducidos a menor escala.

Desde hace más de 20 años, González-Medrano (1972) señaló que esta zona “se encontraba muy

perturbada por las actividades del hombre” existiendo grupos de árboles que podían ser

considerados reminiscencias de la vegetación original.

La vegetación que fue disminuida en gran parte fue el matorral espinoso tamaulipeco el cuál cubre

aproximadamente 200.000 Km2 en la parte sureña del territorio texano y en el noreste del mexicano,

con sus límites en la Sierra Azul en Tamaulipas (González, 1985); principalmente en las unidades

de suelos Calsisol, Leptosol y Kastañozem. Este tipo de vegetación mantiene cerca de 60 especies

de plantas, se presentan superficies cubiertas con mezquitales cuya altura es variable, dependiendo

sobre qué tipo de unidad de suelos

La comunidad vegetal arbustiva está caracterizada por la dominancia de elementos espinosos,

caducifolios durante gran parte del año o afílos (sin hojas) algunos de ellos. Se desarrolla en una

amplia zona de transición entre el matorral desértico micrófilo, el matorral submontano, el mezquital

y la selva baja espinosa del noreste de la República.

Actualmente se encuentra en diferentes condiciones de perturbación, algunas de las principales

especies son Prosopis glandulosa (Mezquite), Acacia rigidula (Gavia), Acacia farnesiana (Huizache)

y Cercidium macrum (Retama).





Entre otras especies que se encuentran son el matorral alto espinoso, con espinas laterales que se

encuentra distribuido en el norte de la zona de estudio, que en altitud van desde los 40 hasta los 400

m. Las principales especies son Prosopis laevigata (mezquite), Pithecellobium pallens (tenaza) y

Acacia rigidula (chaparro prieto). El matorral alto subinerme que sus principales especies son

Helietta parvifolia (barreta), Amyris madrensis (barreta china), Gochnatia hypoleuca (ocotillo) y

Neopringlea integrifolia (corva gallina) (Villegas et al., 2003).

Otra variante es el Pastizal Inducido (PI), comunidad dominada por gramíneas o graminoides, y que

aparece como consecuencia del desmonte de cualquier tipo de vegetación; también puede

establecerse en áreas agrícolas abandonadas o bien como producto de áreas que se incendian con

frecuencia. Los pastizales inducidos algunas veces corresponden a una fase de la sucesión normal

de comunidades vegetales, cuyo clímax es por lo común un bosque o un matorral. A consecuencia

del pastoreo intenso o de los fuegos periódicos, o bien de ambos factores juntos, se detiene a

menudo el proceso de la sucesión y el pastizal inducido permanece como tal mientras perdura la

actividad humana que lo mantiene.

Los pastizales cultivados presentes se caracterizan por la elevada abundancia – dominancia del

Pennisetum ciliare (Zacate Buffel), formando las llamadas “Pastas”, siendo estas utilizadas para el

pastoreo del ganado bovino y por algunas especies de la fauna silvestre.

En la zona delimitada por el sistema ambiental se utiliza principalmente para el cultivo de temporada

y de riego el cual maneja un uso de suelo con Manejo Agrícola del tipo Agricultura de Riego Anual.

Riqueza

Las familias más diversas presentes en el área contractual BG-02 son Fabaceae con cuatro

especies, Poaceae con dos especies; Asteraceae con tres especies y Cactaceae con dos especies.

Por otro lado, a nivel de género el más diverso es Opuntia (o nopal).





FIGURA 26. FAMILIAS PRESENTES EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02

Especies registradas como malezas

De las especies registradas en campo, se reconocieron como malezas seis especies: Helianthus

annuus (L.), Parthenium hysterophorus L., Abutilon trisulcatum (Jacq.) Urb., Sorghum halepense (L.)

Pers. y Solanum americanum Mill.

TABLA 37. LISTADO DE ESPECIES CONSIDERADAS MALEZAS DEL ÁREA CONTRACTUAL BG-02

Familia Especie Estatus migratorio en México

Asteraceae Helianthus annuus (L.) Nativa

Asteraceae Parthenium hysterophorus L. Nativa

Malvaceae Abutilon trisulcatum (Jacq.) Urb. Nativa

Poaceae Sorghum halepense (L.) Pers. Exótica

Solanaceae Solanum americanum Mill. Nativa

1

3

2

1 1

4

2

1 1

2

1 1 1

0

0.5

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1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Familias del Área Contractual BG02





Agricultura:

La principal actividad económica en la zona de estudio es la agricultura de riego, siendo la más

representativa por lo que abarca grandes extensiones de terreno y se encuentra orientada a cultivos

anuales o de ciclo corto y entre los más importantes destacan con mayores superficies sembradas

el sorgo y el maíz.

IV.2.2.2 Fauna

Como ya se había mencionado en la vegetación el área del sistema ambiental el área contractual

BG-02, ha sido modificada en términos ambientales, debido a la introducción de la actividad agrícola

– pecuaria. Estas modificaciones han incidido sobre los patrones de conducta de la fauna silvestre,

actualmente se logran observar especies adaptadas a las nuevas condiciones medioambientales.

En lo que respecta a la fauna, en la parte norte y centro del municipio de Rio Bravo abunda la paloma

de ala blanca, que es migratoria, y bandadas de pajarillos silvestres; así como el Canis latrans

(coyote), Nasua Larica (tejón), Procyon lotor (mapache) y Didelphis marsupiales (tlacuache).

La calidad ambiental del sistema ambiental está fijada entre varios factores, como lo son la riqueza,

estructura y diversidad de la fauna; en tal sentido, el acercamiento al conocimiento del estatus que

guarda este factor del ambiente es fundamental para determinar el grado de conservación que le

caracteriza y las fuentes de deterioro que les están afectando, lo cual constituye una línea base que

permite ubicar el grado de integridad funcional del ecosistema.

Riqueza faunística

Se registraron en la zona de estudio 19 especies que corresponden a reptiles, aves y mamíferos

(tabla 38).

TABLA 38. ESPECIES POR GRUPO FAUNÍSTICO REGISTRADA EN LA ZONA DE ESTUDIO

Grupo Faunístico Ordenes Familia Cantidad de Especies

Reptiles 2 2 2

Aves 5 8 13

Mamíferos 3 4 4





En cuanto a Anfibios y reptiles, su presencia en el área de estudio responde a las condiciones de la

vegetación, disponibilidad de agua y alimento y sus patrones de comportamiento, la especie mejor

representada es la lagartija azul espinosa, que se localizó con más repeticiones.

TABLA 39. ESPECIES DE HERPETOFAUNA OBSERVADAS EN EL ÁREA CONTRACTUAL BG-02

Orden Familia Nombre científico Nombre común

Sauria Phrynosomatidae Sceloporus serrifer Lagartija azul espinosa

Sauria Teiidae Cnemidophorus gularis Huico pinto texano

En cuanto a las Aves, registradas dentro de la zona de estudio son consideradas residentes

reproductoras (RR), debido a ello se considera que la diversidad se estima permanente a lo largo

del año. En la distribución de las especies observadas las más comunes y abundantes dentro del

área contractual fueron el Quiscalus mexicanus (zanate), Agelaius phoeneceus (tordo sargento),

Zenaida asiática (Paloma alas blancas) y el Mimus poliglottos (cenzontle).

La mayoría de las especies reportadas para el área de estudio se identificaron bajo alguna actividad

de paso o transitoria. A continuación, se muestran las especies registradas dentro de la zona de

estudio.

Tabla 40. Especies de aves localizadas en el área de influencia

Orden Familia Nombre Científico Nombre Común

Ciconiiformes Cathartidae Cathartes aura Aura cabeza roja

Galliformes Odontophoridae Colinus virginianus Codorniz común

Charadriiformes Charadriidae Charadrius vociferus Tildío

Columbiformes Columbidae Columba livia Paloma doméstica

Columbiformes Columbidae Zenaida asiatica Paloma ala blanca

Columbiformes Columbidae Zenaida macroura Paloma huilota

Columbiformes Columbidae Columbina inca Tórtola, conguita

Passeriformes Tyrannidae Pyrocephalus rubinus Cardenalito mosquero

Passeriformes Mimidae Mimus polyglottos Cenzontle norteño

Passeriformes Icteridae Agelaius phoeniceus Sargento, tordo





Tabla 40. Especies de aves localizadas en el área de influencia

Orden Familia Nombre Científico Nombre Común

Passeriformes Icteridae Quiscalus mexicanus Zanate mexicano,

hurraca

Passeriformes Icteridae Molothrus aeneus Vaquero ojirrojo

Passeriformes Passeridae Passer domesticus Gorrión doméstico

En cuanto a los mamíferos, en la zona de estudio se observaron cuatro tipos de especies, siendo

pertenecientes a tres órdenes y cuatro familias, como se muestra en la tabla 41. Las áreas agrícolas

y el crecimiento urbano indican que las especies encontradas presentan un patrón de distribución

limitativo a las áreas adyacentes de los canales de riego.

Tabla 41. Especies de mamíferos registrados en el área contractual BG-02.

Orden Familia Nombre Cientifico Nombre Comun

Didelphoidia Didelphidae Didelphis virginiana Tlacuache

Rodentia Sciuridae Spermophilus mexicanus juansito

Carnivora Procyonidae Procyon lotor Mapache

Carnivora Mustelidae Mephitis mephitis zorrillo listado

Especies bajo categoría de protección

Una vez realizado un análisis de las especies que se encuentran en el área contractual BG-02 se

concluye que no existe ninguna que está catalogada dentro de la NOM-059-SEMARNAT-2010.





V. PREMISAS CONSIDERACIONES Y CRITERIOS APLICADOS PARA LA SELECCIÓN Y APLICACIÓN DE LAS METODOLOGÍAS EN EL ANÁLISIS DE RIESGOS DEL SECTOR HIDROCARBURO.

Para llevar a cabo la operación de la perforación del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, con

el EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738, se deben cumplir los requerimientos técnicos establecidos

por la Agencia de Seguriad Energia y Ambiente (ASEA), para las actividades de Exploración y

Explotación de Hidrocarburos en Aguas Someras. Por lo que se debe realizar el Análisis de Riesgo

del Sector Hidrocarburo (ARSH), considerando las Lecciones Aprendidas en la perforación de los

Pozos de Correlación.

Las metodologías aplicadas en el presente Estudio ARSH, se sustentan con lo establecido en la

Tabla 42 que se presenta a continuación, de acuerdo a la Etapa en la que se encuentre el Proyecto.

TABLA 42 METODOLOGÍAS PARA DESARROLLAR LOS ESTUDIOS DE ARSH

Metodologías

Para la elaboración del

Análisis Preliminar de

riesgos

Para la elaboración de un ARSH Cualitativo Para la elaboración de un ARSH Cuantitativo

An

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Visualización SI SI SI - - - - - - - - - - - -

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conceptual)

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Definición

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Seguimiento

(Ingeniería de

detalle)

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Ejecución (Procura,

construcción,

pruebas y arranque)

- SI - SI SI - SI - - - - - - - SI

Operación rutinaria SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI

Cambio de Tec.

Permanentes y/o

temporales

SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI





TABLA 42 METODOLOGÍAS PARA DESARROLLAR LOS ESTUDIOS DE ARSH

Metodologías

Para la elaboración del

Análisis Preliminar de

riesgos

Para la elaboración de un ARSH Cualitativo Para la elaboración de un ARSH Cuantitativo

An

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instalaciones

- SI SI SI SI - - - - - - - - - -

Desmantelamiento

de instalaciones

- SI SI - - - - - - - - - - - -

FUENTE: IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y ANÁLISIS DE RIESGOS DE NEWPEK EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN, CLAVE PG-NEW-II-01.

El Analsis de Riesgo del sector Hidrocarburos debe actualizarse al menos cada cinco años, o bien

cuando existan algunas de las siguientes situaciones: antes de que se realicen cambios en la

tecnología de algún proceso, cuando se proyecte un proceso nuevo o bien, producto de una

investigación de un incidente o accidente mayor.

Para la Identificación de los Riesgos, se constituyó el GMAER. La información recopilada y utilizada

para la Identificación de los Riesgos, fue proporcionada por Newpek Exploración y Extracción,

siendo ésta la última versión disponible, a la fecha de elaboración del presente ARSH.

En el Anexo “F”, se encuentra la información técnica recopilada correspondiente al Proyecto Pozo

Cieneguitas 1 Exploratorio, con el Equipo de Perforación RIG 738.





V.1 Descripción de las Técnicas Seleccionadas y Aplicadas, para la Identificación de Peligros y la Evaluación de los Riesgos.

V.1.1 Análisis Preliminar de Riesgo

La elección de la metodología para el análisis preliminar se sustentará técnicamente para su

aplicación y será acorde a la etapa del Ciclo de Vida del Proyecto (Diseño, Construcción, Operación,

Cierre, Desmantelamiento y Abandono), considerando en todo momento que dicha metodología

permita la identificación exhaustiva de Peligros, que servirá de retroalimentación para la fase

posterior del Análisis de Riesgos.

TABLA 43 METODOLOGÍAS DE ANÁLISIS PRELIMINAR DE PELIGROS.

Tipo Nombre

Metodologías de Análisis Preliminar de Peligros

Lista de Verificación

Revisión de seguridad

Identificación de Peligros (Hazid)

V.1.1.1 Lista de Verificación

La Lista de Verificación, obtenida a partir de aplicar la revisión de seguridad de Pre-arranque del

EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738 en ubicación previa, es una herramienta diseñada para

identificar dentro de las instalaciones, las posibles áreas de oportunidad en cada uno de sus

sistemas a analizar. La Lista de Verificación, enumera y enuncia cada área del proceso en donde se

tiene que comprobar que las medidas de Prevención y/o Sistemas de Protección, estén funcionando

adecuadamente. En caso de que algún dispositivo no esté operando de manera correcta o se detecte

un área de oportunidad de mejora, la Lista de Verificación ayuda a registrar y generar las acciones

necesarias para restituir la operatividad de los dispositivos. Otra de las ventajas de aplicar ésta

herramienta, es la Trazabilidad a las Oportunidades de mejora, ya que, al utilizarse de manera

periódica, se puede tener la eficiencia de los dispositivos analizados.

En conclusión, la Lista de Verificación se desarrolla en tres pasos:

1. Seleccionar las Áreas y/o Equipos a Analizar.

2. Ejecutar la Revisión, mediante la verificación en sitio de la disponibilidad de los Equipos.

3. Documentar y Emitir acciones de las Áreas de Mejora Detectadas.





V.1.1.2 Antecedentes de Accidentes e Incidentes de Proyectos e Instalaciones similares

En este punto se describirán los Accidentes e Incidentes ocurridos (nacionales e internacionales),

en la operación de Proyectos y/o Instalaciones similares y, en su caso, aquellos ocurridos en la

Instalación en estudio. Se cubriran los aspectos mínimos tendientes a verificar que se han aplicado

las mejores prácticas nacionales e internacionales, así como haber implementado las lecciones

aprendidas derivadas de los Accidentes e Incidentes relacionados con el Proyecto y/o Instalación.

Para lo anterior, se describirá, entre otros lo siguiente: Evento, las causas, las sustancias

involucradas, los daños materiales, pérdidas humanas, radios de afectación y las acciones

realizadas para su atención.

V.1.1.3 Identificación de Peligros (Hazard Identification, HazID)

Esta Técnica tiene como objetivo, identificar los Peligros con Alto Potencial de Daño a la Seguridad,

Salud, Protección al Ambiente e Instalaciones. Una vez identificados los Peligros, se determinan los

que constituyen un Peligro Mayor, por sus Consecuencias potenciales, para su posterior Análisis

Cualitativo. Durante la aplicación de la Técnica HazID, se identificarán los Peligros propios del

Proceso de Perforación, analizando los Eventos que se pueden presentar durante las operaciones

de las diferentes Etapas del Programa de Perforación del Pozo Exploratorio; así mismo, se analizan

las posibles problemáticas durante la perforación.

V.1.2 Análisis Cualitativo.

Los resultados del Análisis Preliminar de Peligros serán el insumo inicial para la fase de identificación

de Peligros y Evaluación de Riesgos, por cualquiera de las metodologías seleccionadas por los

Regulados.

La identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos se desarrollara de manera exhaustiva,

sistemática, metodológica y consistente para cada una de las áreas que conforman el Proyecto y/o

Instalación, mediante el empleo de diferentes metodologías, considerando como mínimo, una

cualitativa, una semicuantitativa y/o una cuantitativa, las cuales se aplicarán como se establece en

las normas o estándares internacionales y/o bibliografía especializada, en análisis cualitativo de

Riesgo y análisis cuantitativo de Riesgo, y en su caso, análisis de Seguridad Funcional, acorde a la





Etapa de desarrollo del Proyecto y/o Instalación (Diseño, Construcción, Operación, Cierre,

Desmantelamiento y Abandono).

TABLA 44 METODOLOGÍAS DE ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.

Tipo Nombre

Metodología de Análisis de Riesgo cualitativo

¿Qué pasa sí?

Lista de verificación / ¿Qué pasa sí?

Análisis de Peligros y Operatividad (Hazop)

Método Muhlbauer

Análisis de Modos de falla y efecto (FMEA)

Análisis de Modos de falla y efecto y Criticidad (FMEAC)

Análisis de Confiabilidad Humana (ACH)

Análisis de Capas de Protección (LOPA)

Análisis Bow – Tie

Metodología de Análisis de Riesgo semicuantitativas y cuantitativas

Análisis de frecuencias

Análisis de Árbol de fallas

Análisis de Árbol de eventos

Análisis de consecuencias

Simulación de consecuencias con software especializado (Radiación Térmica, Dispersión tóxica, Sobrepresión y derrame en superficies terrestres)

Simulación de consecuencias con software especializado (Derrame sobre superficies marinas)

Estudio para ubicación segura de Instalaciones (Facility Siting Analysis)

V.1.2.1 BowTie

El análisis mediante la Técnica BowTie, representa una herramienta que, de manera esquemática

simple, se usa para describir y analizar las Rutas de un Riesgo, desde las Causas hasta las

Consecuencias. El enfoque del BowTie, está en las Barreras entre las Causas y el Riesgo, y el

Riesgo y sus Consecuencias. Los diagramas BowTie, son construidos a partir de las Sesiones-

Talleres del GMAER, en donde se generan Lluvia de Ideas (Brainstorming), entre todos los

especialistas involucrados en dicho Grupo. Es necesario un entendimiento de la información sobre

las Causas y Consecuencias de un Riesgo, y las Barreras y Controles que pueden Prevenirlo o

Mitigarlo.

El BowTie está estructurado de la siguiente manera:

a. Se Identifica un Peligro en particular, para iniciar el análisis que conlleve a un Evento Tope

del Diagrama BowTie.





b. Del lado izquierdo del diagrama, se enlistan las Causas y se unen al Evento Tope, mediante

líneas de conexión, considerando que cada Causa por si sola te lleve al Evento Tope.

c. A cada Causa que desencadene por si sola el Evento Tope, se le agregan tantas Barreras

como sea posible, para Evitar o Prevenir la ocurrencia del Evento Tope.

d. Al lado derecho del diagrama BowTie, se identifican las diferentes Consecuencias

potenciales del Evento Tope, uniéndose mediante líneas.

e. A cada Consecuencia que se desencadene del Evento Tope, se le agregan tantas Barreras

como sea posible, para Controlar y/o Mitigar el Riesgo hasta un nivel aceptable.

f. Como Control adicional, a las Barreras se les pueden agregar Factores de Escalamiento, con

los cuales se busca Evitar que falle la Barrera.

A continuación, en la Figura 27, se ilustra de manera representativa el Diagrama BowTie.

FIGURA 27. DIAGRAMA DE BOWTIEXP PRO ADV. ® UTILIZADO EN LOS TALLERES CON EL GMAER.

V.1.2.2 ¿Qué pasa si…? (What if….?).

La Técina de análisis ¿Qué pasa si..?, permite Identificar Riesgos, Situaciones Peligrosas, o Eventos

de Accidentes Específicos, que pueden producir una Consecuencia Indeseable. Al igual que en el

BowTie, tiene un enfoque de Lluvia de Ideas, en la cual el Grupo Multidisciplinario familiarizado con

el proceso (en éste caso el GMAER), formula preguntas o manifiesta preocupaciones acerca de





posibles Eventos No Deseados. Este análisis, no es un proceso estructurado como algunas otras

técnicas; en su lugar, éste requiere que el analista adapte el concepto básico a la aplicación

específica. Esta técnica, es frecuentemente utilizada por la industria, en sus etapas tempranas o

durante la vida de un proceso y tiene buena reputación entre aquellos especialistas que lo aplican.

El concepto del análisis ¿Qué pasa si...?, anima al Grupo de Evaluación de Riesgos, a pensar en

preguntas que empiecen con la frase ¿Qué pasa si...?. Cualquier proceso puede ser manifestado,

aun si no es parafraseado en forma de pregunta, como por ejemplo: Me preocupa entregar el

material equivocado.

¿Qué pasa si la bomba A detiene su funcionamiento durante el arranque?

¿Qué pasa si el operador abre la válvula B en lugar de abrir la válvula A?

Generalmente, se registran todas las preguntas y luego éstas se dividen dentro de áreas específicas

de investigación (generalmente relacionadas con las consecuencias de interés), como la seguridad

eléctrica, protección contra incendios o seguridad del personal. Cada área es subsecuentemente

direccionada a un equipo de una o más personas expertas. Las preguntas se formulan en base a la

experiencia y aplicando los diagramas y descripciones de procesos existentes. Para una instalación

en operación, la investigación incluye entrevistas con el personal no representado en el grupo

multidisciplinario de análisis y evaluación de riesgos. Puede no haber un patrón específico u orden

para las preguntas, a menos que el líder suministre un patrón lógico como una división del proceso

dentro de sistemas funcionales. Las preguntas pueden direccionarse a cualquier condición no

normal relacionada con la instalación, no solo componentes de falla o variaciones de proceso.

Un análisis ¿Qué pasa si...?, generalmente revisa el proceso, empezando con la introducción del

material alimentado y siguiendo el flujo hasta el final del proceso (o el límite definido por el alcance

del analista). Los análisis ¿Qué pasa si...?, pueden también centrarse en un tipo particular de

consecuencia (seguridad personal, seguridad pública o seguridad ambiental). El resultado de un

análisis ¿Qué pasa si...?, generalmente direcciona a situaciones potenciales de accidente

implicadas por las preguntas y temas propuestos por el equipo. Estas preguntas y temas

generalmente sugieren las causas específicas para la identificación de situaciones de accidente.

Puesto que el análisis ¿Qué pasa si...? es muy flexible, se puede ejecutar en cualquier etapa de la

vida del proceso, usando cualquier información del proceso y conocimiento disponible. Para cada

área o etapa del proceso, dos o tres personas deben ser asignadas para ejecutar el análisis, aunque





se prefiere un equipo más grande. Es mejor usar un equipo grande para instalaciones o procesos

complejos, dividiendolo en secciones, que usar un grupo pequeño por largo tiempo en todo el

proceso.

La Técnica de análisis ¿Qué pasa si...?, comúnmente se utiliza en las siguientes etapas de la vida

de un proyecto: Diseño Conceptual, Operación de la Planta Piloto, Ingeniería de Detalle,

Construcción y Arranque, Operación de Rutina, Expansión o Modificación, Investigación de

Incidentes y Desmantelamiento, entre otros.

PROCEDIMIENTO DE ANÁLISIS ¿QUÉ PASA SI…?

Un análisis ¿Qué pasa si...?, se divide en tres pasos, los cuales se enlistan a continuación:

1. Preparación para la Revisión,

2. Ejecución de la Revisión y

3. Documentación de los Resultados.

1. Preparación de la Revisión:

La información necesaria para el análisis ¿Qué pasa si...?, incluye la Descripción del Proceso,

Diagramas de Instalación, Dibujos y Procedimientos de Operación. Es importante que toda la

información esté disponible para el Grupo Multidisciplinario de análisis y evaluación de riesgos,

preferiblemente antes de las reuniones (Sesiones-Talleres) del grupo.

Si una instalación existente es revisada, el equipo revisor puede entrevistar adicionalmente a

personal responsable de las operaciones, mantenimiento, instalaciones u otros servicios. Además,

si el grupo está llevando a cabo la reunión ¿Qué pasa si...? del análisis en sitio, ellos pueden visitar

la planta para obtener una mejor idea de las instalaciones, construcción y operación. Así, antes de

que la revisión comience, las visitas y entrevistas deben ser concertadas.

La última parte es la preparación de algunas preguntas preliminares para el análisis ¿Qué pasa si...?

para las juntas de análisis. Si este análisis es una actualización de una revisión anterior o una

revisión de una modificación de la planta, cualquier pregunta listada en el reporte del estudio previo

puede ser usada. Para Plantas nuevas o Aplicaciones de primera vez, las preguntas preliminares

deben ser desarrolladas por los miembros del equipo, antes de las reuniones, a pesar de que

preguntas adicionales formuladas durante las reuniones, son esenciales. El pensamiento de Causa

y Efecto usado en otros tipos de estudios, pueden ayudar a formular las preguntas.





2. Ejecución de la Revisión

Las reuniones de revisión, deben empezar con una explicación básica del proceso, dado por el

personal de la planta, quienes tienen todo el conocimiento de la misma y de sus procesos. La

presentación debe también describir las Medidas de Seguridad de la Planta, Equipo de Seguridad,

y Procedimientos de Control de Salud. El proceso es revisado por los miembros del grupo, quienes

comentan las principales preocupaciones de seguridad. Sin embargo, el equipo puede no limitarse

para preparar preguntas ¿Qué pasa si...?. En lugar de eso, ellos deben usar su experiencia

combinada con la interacción de equipo, para articular cualquier tema que ellos crean necesario para

asegurar que la investigación sea rigurosa. El equipo no debe presionarse y no debe trabajar muchas

horas consecutivamente. Idealmente, un equipo debe reunirse por no más de seis horas por día.

Las reuniones del equipo ¿Qué pasa si...? que duren más de 1 semana consecutiva, no son

deseables.

Hay dos maneras en que las reuniones de revisión pueden ser llevadas a cabo, a saber:

1. (Preferida): Listar primero los temas de Seguridad y preguntas y después empezar a

considerarlas.

2. La segunda manera, es considerar cada pregunta y tema al mismo tiempo con el equipo,

determinando lo significativo de cada situación.

Ambas maneras pueden funcionar, pero es preferible listar las preguntas antes de responderlas para

prevenir interrupciones al momento creativo del grupo. Si el proceso es complejo o largo, puede ser

dividido en pequeños segmentos, así el equipo no gasta varios días consecutivos solo en listar las

preguntas.

A veces, el equipo pensará en preguntas adicionales como resultado de sus consideraciones

iniciales. Inicialmente, el líder del equipo debe delinear el alcance propuesto del estudio y el equipo

debe de estar de acuerdo con él. El equipo generalmente procede desde el principio del proceso

hasta el final del mismo, aunque el líder en evaluación de riesgos puede proponer el análisis en

cualquier orden lógico que se ajuste a las necesidades. Entonces las respuestas del equipo se

direccionan a un tema o se indica que se requiere mayor información e identifica el peligro,

consecuencias potenciales, medidas de seguridad, y posibles soluciones. En el proceso, se añaden

nuevas preguntas ¿Qué pasa si..?. Algunas veces, las respuestas propuestas son desarrolladas por

individuos fuera de la reunión inicial y se realizan modificaciones.





3. Documentación de Resultados:

Como en cualquier estudio, la documentación es la clave para transformar los Hallazgos del equipo

en Medidas de Prevención, Mitigación o Reducción del Peligro. Es importante la documentación del

análisis, ya que ahí se plasman los Hallazgos (Riesgos Identificados, Consecuencias o Efectos,

Medidas de Seguridad o Protecciones y Recomendaciones emitidas), realizados por el Grupo

Multidisciplinario de Trabajo, los cuales posteriormente, se podrán transformar en Medidas de

Prevención y Control, de Mitigación o de Reducción del Nivel de Riesgo en la instalación analizada.

Para la documentación de la Identificación y Evaluación de los Riesgos, se pueden utilizar hojas de

trabajo, lo cual facilita la organización de la documentación.

V.1.3 Matriz de Riesgo

En diferentes tipos de industrias, incluida la Petrolera, se realizan Análisis de Riesgos Del Sector

Hidrocarburo (ARSH), por medio de herramientas que permiten realizar una Estimación del Riesgo.

El Riesgo tiene dos componentes, a saber:

1. La Frecuencia de Ocurrencia de un Evento Indeseado y

2. La magnitud de las Consecuencias de ese Evento.

Debido a lo anterior, existen procesos en los que se identifican una gran cantidad de Riesgos,

asociados al Personal, a la Población, al Medio Ambiente o a la Instalación/Producción. Cada rubro,

se presenta en la identificación de Frecuencias y Consecuencias, que se muestran a continuación

en las Tablas 45 y 46, respectivamente.

TABLA 45 CATEGORÍAS DE FRECUENCIAS.

Clasificación Categoría Descripción de la frecuencia de

ocurrencia Frecuencia / año

F6 Muy frecuente Puede ocurrir una o más veces en un año ≥1.0 (≥1x100)

F5 Frecuente Puede ocurrir una o más veces en un

periodo mayor a 1 año y hasta 5 años

≥0.2 a <1.0

(≥2x10-1 a <1x100)

F4 Poco frecuente Puede ocurrir una o más veces en un

periodo mayor a 5 años y hasta 10 años.

≥0.1 a <0.2

(≥1x10-1 a <2x10-1)

F3 Raro Puede ocurrir una o más veces un periodo

mayor a 10 años

≥0.01 a <0.1

(≥1x10-2 a <1x10-1)





TABLA 45 CATEGORÍAS DE FRECUENCIAS.

Clasificación Categoría Descripción de la frecuencia de

ocurrencia Frecuencia / año

F2 Muy raro Puede ocurrir solamente una vez en la

vida útil de la instalación

≥0.001 a <0.01

(≥1x10-3 a <1x10-2)

F1 Extremadamente raro Es posible que ocurra, pero a la fecha no

existe ningún registro

≥0.0001 a <0.001

(≥1x10-4 a <1x10-3)


TABLA 46 CATEGORÍAS DE CONSECUENCIAS

Categoría de

consecuencias Daños al personal

Efecto en la

población Impacto ambiental

Pérdida o

diferimiento de

producción (USD)

Daños a la

instalación

(USD)

6 (Catastrófico)

Lesiones o daños

físicos que pudieran

generar más de 10

fatalidades

Lesiones o daños

físicos que puedan

generar más de 30

fatalidades.

Se presentan fugas y/o

derrames con efectos

fuera de los límites de la

instalación. El control

implica acciones mayores

a 1 semana.

>500,000,000 >500,000,000

5 (Mayor)

Lesiones o daños

físicos que pueden

generar de 2 a 10

fatalidades.

Lesiones o daños

físicos que pueden

generar de 6 a 30

fatalidades





implica acciones de día

hasta 1 semana.

>50,000,000 a

500,000,000

>50,000,000 a

500,000,000

4 (Grave)

Lesiones o daños

físicos con atención

medica que puedan

generar incapacidad

permanente o una

fatalidad.

Lesiones o daños

físicos mayores que

generan de una a 5

fatalidades. Evento

que requiere de

hospitalización.





implica acciones en hasta

24 horas.

>5,000,000 a

50,000,000

>5,000,000 a

50,000,000

3 (Moderado)

Lesiones o daños

físicos que requieren

atención medica que

puede generar una

incapacidad.

Ruidos, olores e

impacto visual que se

detectan fuera de los

límites de la

instalación y/o

derecho de vía se

requieran acciones de

evacuación y exista la

posibilidad de lesiones

o daños físicos.


derrames evidentes al

interior de las

instalaciones. El control

implica acciones que

lleven hasta 1 hora.

>500,000 a

5,000,000

>500,000 a

5,000,000

2 (Menor)

Lesiones o daños

físicos que requieren

primeros auxilios y/o

atención médica.

Ruidos, olores e

impacto visual que se

pueden detectar fuera

de los límites de la

instalación y/o

Fugas y/o derrames

solamente perceptibles al

interior de la instalación, el

control es inmediato.

>50,000 a 500,000 >50,000 a

500,000





TABLA 46 CATEGORÍAS DE CONSECUENCIAS

Categoría de

consecuencias Daños al personal

Efecto en la

población Impacto ambiental

Pérdida o

diferimiento de

producción (USD)

Daños a la

instalación

(USD)

derecho de vía con

posibilidades de

evacuación.

1 (Despreciable)

No se esperan

lesiones o daños

físicos.

No se esperan

impactos, lesiones o

daños físicos.

No se esperan fugas,

derrames y/o emisiones

por arriba de los límites

establecidos.

<50,000 <50,000


La Categorización, permite definir la ubicación de cada Escenario, dentro de los Parámetros de

Aceptación de Riesgo, definidos de la siguiente forma:

Riesgo No Tolerable (Tipo “A”): El riesgo requiere se implementen acciones inmediatas

durante el diseño y/o construcción del proyecto de exploración y/o explotación. Un riesgo

Tipo “A” representa una situación de riesgo “No Tolerable“, se deberá realizar una

administración de riesgos por medio de controles de ingeniería hasta reducirlo a tipo “C” y en

el mejor de los casos, hasta riesgo tipo “D”.

Riesgo Indeseable (Tipo “B”): El riesgo se requiere se implementen acciones inmediatas

durante el diseño y/o construcción del proyecto de exploración y/o explotación un riesgo tipo

“B” representa una situación de riesgo indeseable, se deberá realizar una administración de

riesgo por medio de controles de ingeniería hasta reducirlo a tipo “C” y en el mejor de los

casos hasta riesgo tipo “D”

Riesgo Aceptable con Controles (Tipo “C”): El riesgo permiten se implementen acciones

correctivas y preventivas, pero se puede administrar las acciones durante las siguientes

etapas del proyecto. Un riesgo Tipo “C” representa una situación de riesgo aceptable siempre

y cuando se establezca controles permanentes, la administración de un riesgo tipo “C”

deberá enfocarse en la Disciplina Operativa, Integridad Mecánica y en la Confiabilidad de las

diferentes Capas de Seguridad y/o Sistemas de protección de la instalación y/o Equipos.





Riesgo Tolerable (Tipo “D”): El riesgo no requiere de acciones inmediatas, es de bajo

impacto y puede programarse su atención y reducción conjuntamente con otras actividades

durante el diseño y/o construcción si así lo considera la MACT. Un riesgo Tipo “D” representa

una situación de riesgo “Tolerable”, la atención de las recomendaciones emitidas para la

administración de los riesgos identificados serán consideradas como áreas de oportunidad

las cuales quedaran a consideración de la MACT su atención.

En la Figura 28 a continuación, se muestran las Matrices para evaluar el Riesgo por cada rubro:

Daño al Personal, a la Población, al Medio Ambiental y Daños a la Instalación / Producción.





Fuente: Identificación de Peligros y Análisis de Riesgos de Newpek Exploración y Extracción, clave PG-NEW-II-01.

FIGURA 28. MATRIZ DE JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS PARA NEWPEK.

Una vez identificados los Escenarios, se efectúa el cálculo de la Magnitud de Riesgo. La Magnitud

de Riesgo expresa la Magnitud de Riesgo como el producto de la Frecuencia por la Consecuencia

y se expresa para facilitar su cálculo, de la siguiente manera:

MR = F x C

Dónde:

MR= Magnitud de Riesgo F= Frecuencia C= Consecuencia

Bajo este concepto, se entenderá que la MR de un Escenario de Riesgo, será calculada por la

siguiente formula:

MR = F x Cpe + F x Cpo + F x Cma + F x Cpr

Dónde:

Cpe, F x Cpo, Cma, Cpr , son los valores absolutos que se asignan a las Categorías de la Consecuencia

al Personal, a la Población, al Medio Ambiental y al diferimiento de Producción / Instalación.





F, es el valor absoluto de la clasificación de la Frecuencia, de acuerdo a su categoría. Los valores

que se indican en cada una de las celdas de la Tabla 47, son los que se deben utilizar para clasificar

los Escenarios, de acuerdo con su Magnitud de Riesgo, con base en los resultados obtenidos del

cálculo.

TABLA 47. VALORES PARA CLASIFICAR LOS ESCENARIOS DE ACUERDO CON SU MAGNITUD DE RIESGO.

C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 24 48 72 96 120 144

F5 20 40 60 80 100 120

F4 16 32 48 64 80 96

F3 12 24 36 48 60 72

F2 8 16 24 32 40 48

F1 4 8 12 16 20 24


De acuerdo con el valor obtenido de cada Escenario, se clasificarán con base en los siguientes

rangos indicados en la Figura 29

FIGURA 29. RANGOS PARA CLASIFICAR LOS ESCENARIOS DE ACUERDO A SU MAGNITUD DE RIESGO.


Escenario con Magnitud de

Riesgo 77≥MR≤144

Se considerarán escenarios de Riesgo No Tolerables por lo que se deberán implementar acciones “Temporales y Permanentes” para atender recomendaciones emitidas para Administrar estos Riesgos.





V.1.4 Análisis Cuantitativo

V.1.4.1 Árbol de Fallas (Fault Tree)

El Análisis de Árboles de Fallas (AAF), es una Técnica Deductiva y Sistemática, para analizar la

Seguridad de Sistemas Complejos, durante sus etapas de diseño, construcción y operación. El

fundamento del AAF, es representar Fallas en Sistemas, mediante diagramas lógicos o Árboles de

Fallas (Fault Tree).

Algunas aplicaciones del AAF, son las siguientes:

Cuantificar la Seguridad y Confiabilidad de Sistemas.

Localizar los Puntos Débiles de Sistemas.

Determinar la mejor ubicación de Sensores de Diagnóstico.

Establecer Políticas de Inspección y Mantenimiento.

Generar Estrategias de Localización de Fallas.

Analizar Accidentes.

Un Árbol de Fallas, es un diagrama lógico-gráfico, en el cual se describen todas las combinaciones

“creíbles” de Fallas o Eventos Normales, que causan un Evento Indeseado (denominado Evento

Tope). Algunos ejemplos de Eventos Tope, son los siguientes:

Incendio de un Transformador.

Incendio de un Tanque de Almacenamiento.

Explosión de un Generador de Vapor.

Paro del Turbogenerador.

Las Fallas que se incluyen en un Árbol de Fallas, pueden ser originadas por:

Errores Humanos.

Fallas en el Equipo.

Eventos de otra índole (ejemplos: condiciones climatológicas, acciones de sabotaje, etc.).

Las Fallas de Equipo, se clasifican a su vez en tres categorías:





Falla Primaria: involucra la Falla de un Componente, operando bajo las condiciones

normales de diseño u operación.

Falla Secundaria: involucra la Falla de un Componente, operando fuera de las condiciones

normales de diseño u operación.

Falla de Comando: involucra la Operación Inadecuada del Componente; esto es, fuera de

lugar o del tiempo de operación normal. Se debe interpretar como la Falla del Comando que

controla la operación del componente.

Al construir un Árbol de Fallas, es importante hacer una clara determinación de las interrelaciones

entre eventos. Para este fin, es de particular utilidad tener presentes los siguientes conceptos:

Efectos de Falla: son las Consecuencias que originan la Falla de un Componente.

Modos de Falla: son los que Especifican el “cómo” un Equipo deja de Cumplir su Función.

Mecanismos de Falla: consideran la Forma en que un Modo de Falla puede ocurrir; es decir,

especifica el “por qué” de la Falla.

El procedimiento para realizar un AAF, se ilustra a continuación en la Figura 30.





Fuente: Guias Técnicas para realizar Analisis de Riesgos de Procesos, 800-16400-DCO-GT-75.

FIGURA 30 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR ÁRBOL DE FALLAS (AFF).





V.1.4.2 Análisis de Consecuencias.

Se entiende por Análisis de Consecuencias, la Evaluación Cuantitativa de la evolución espacial y

temporal de las variables físicas representativas de los fenómenos Peligrosos, en los que intervienen

sustancias peligrosas y sus posibles efectos sobre las Personas, el Medio Ambiente y las

Instalaciones/Producción, con el fin de estimar la naturaleza y magnitud del daño.

El Análisis de Consecuencias (AC) de Incendios, Explosiones y Nubes Tóxicas, permite estimar la

medida de los efectos esperados de la ocurrencia de un evento potencialmente peligroso y los

posibles daños, debido a la pérdida de control sobre sustancias peligrosas.

Los diversos tipos de accidentes graves a considerar en las instalaciones en las que haya sustancias

peligrosas, pueden producir determinados eventos, que pongan en riesgo a las Personas, el Medio

Ambiente y la Instalación/Producción. Están Clasificados, como Fenómenos del Tipo:

Mecánico: Ondas de Presión y Proyectiles,

Térmico: Radiación Térmica.

Químico: Fugas o Derrames incontrolados de Sustancias Tóxicas o Contaminantes.

El procedimiento para realizar un Análisis de Consecuencias (AC), se ilustra a continuación en la

Figura 31.





Fuente: Guias Técnicas para realizar Analisis de Riesgos de Procesos, 800-16400-DCO-GT-75.

FIGURA 31. PROCEDIMIENTO PARA ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS.





VI. DESARROLLO Y RESULTADOS DE LAS METODOLOGÍAS SELECCIONADAS PARA LA IDENTIFICACIÓN DE LOS PELIGROS Y LA EVALUACIÓN DE LOS RIESGOS EN EL ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS, ANÁLISIS DE RIESGOS CUALITATIVOS Y CUANTITATIVOS.

VI.1 Lista de Verificación. (Pre-Arranque)

Como parte del Análisis Preliminar, para la consolidación del Estudio ARSH, del Proyecto Pozo

Cieneguitas 1 Exploratorio, con la EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738, se tomaron los resultados

del Pre-arranque realizado previamente en dicha Equipo de Perforación, al inicio de los trabajos de

perforación del Proyecto Pozo Coyol-5299, con fecha del 24 de noviembre de 2014. Dicha Revisión

de Seguridad, fue realizada por el Grupo Multidisciplinario de Pre-arranque al EQUIPO DE

PERFORACIÓN RIG 738, y en la misma se consideraron los aspectos Administrativos y Operativos

de la instalación (Sistema de Generación, Control y Distribución y Conversión de Energía Eléctrica,

Sistemas de Izaje y Rotación, Sistema de Bombeo y Fluidos de Control, Sistema de Control

Superficial, Sistema de Seguridad, Sistema Auxiliar).

Derivado de la Revisión de Seguridad, se identificaron Hallazgos de Aspectos Operativos los cuales

fueron atendidos de manera inmediata. En el Anexo H se encuentra el check list de prearranque y

la evidencia documental de la atención de las observaciones indicadas.

VI.2 Antecedentes de Accidentes e Incidentes de Proyectos e Instalaciones similares

En la siguiente tabla se indican los accidentes ocurridos en instalaciones oprocesos similares:

TABLA 48. ACCIDENTES E INCIDENTES DE PROYECTOS E INSTALACIONES SIMILARES.

No. Año Ciudad y/o

País Instalación Sustancia

Involucrada

Evento o causa de

Accidente e incidente

Nivel de afectación (personal,

población, medio ambiente, entre

otros)

Acciones realizadas

para su atención

1 1969 Santa Barbara, E.U.A.

Plataforma de perforación marina

Petróleo crudo

Explosión Derrame de 3 MM de barriles crudo a la costa

de California

Creación de la National

Environmental Policy Act






No. Año Ciudad y/o


Involucrada

Evento o causa de




otros)

Acciones realizadas

para su atención

2 1979 Golfo de campeche, México

Plataforma de perforación semi- sumergible (IXtoc 1)

Petróleo crudo

Flujo descontrolado de fluidos de formación proveniente del pozo

Derrame de petróleo al mar (30,000 barriles por día) durante 8 meses con gran afectación ambiental

Cambio de sistemas de seguridad

3 1986 Tabasco México

Equipo de perforación terrestre, Pozo Luna 11

Gas asociado, petróleo

crudo

Incendio durante 17

días

Destrucción parcial del equipo e incendio con

afectación ambiental

Investigación de Pemex

4 1995 Nueva Zelanda

Equipo de perforación de pozo exploratorio


crudo

Explosión por fuga no

controlada

Destrucción parcial del equipo e

incendio por 35 horas con afectación ambiental

Cambios en regulación nacional

5 2005 Huimanguillo Tabasco

Equipo de perforación terrestre


crudo

Colapso y caída del

mástil de la torre de

perforación

Tres fatalidades y dos heridos graves

Investigación de Pemex

6 2010 Luisiana E.U.A.

Plataforma Marina de Perforación Flotante

Petróleo y gas asociado

Explosión, incendio y derrame.

El peor desastre en un

equipo de perforación en

la historia

Destrucción del equipo de

perforación, 11 fatalidades. Millones de

barriles derramados al

Golfo de México

Investigación por parte del CSB. Multa

millonaria la compañía BP

7 2013 Tabasco México

Equipo de perforación terrestre. Pemex Terra 1DL


crudo

Explosión e incendio

10 lesionados, destrucción de

equipo de perforación






No. Año Ciudad y/o


Involucrada

Evento o causa de




otros)

Acciones realizadas

para su atención

8 2013 Neuquén Argentina



crudo

Explosión e incendio

Una fatalidad. Destrucción del

equipo. El incendio ardió varias

semanas

N/A

9 2014 Colorado, U.S.A.



crudo

Una válvula de compuerta de

alta presión salió disparada

Una fatalidad, mimbro de la tripulación del

pozo

N/A

10 2018 Oklahoma, E.U.A.


Petróleo y gas asociado

Explosión Destrucción del equipo de

perforación, 5 fatalidades entre los trabajadores

Investigación por parte de la OSHA, posible

cause. Falla de

capacitación

VI.3 Técnica HazID.

VI. 3.1. Escenarios de Riesgo analizados con la Técnica HazID.

Durante la aplicación de la Técnica HazID, se identificaron los Peligros propios del proceso de

perforación, analizando los Eventos que se pueden presentar durante las operaciones de las

diferentes Etapas del Programa de Perforación del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio. Así

mismo, se analizó el Programa de Perforación en busca de potenciales problemas que se pudieran

generar durante la Operación.

En la Identificacón de Peligros mediante la Técnica HazID, se efectuó la ponderación y clasificación

de los Escenarios de Riesgos identificados, que se llevaron a cabo durante las reuniones con el

GMAER. La ponderación de riesgos consistió en asignar valores estimados de Frecuencia y

severidad de Consecuencias, a los Escenarios de Riesgos identificados con base en la experiencia

del personal y la ocurrencia de eventos similares que se hubieran presentado en proyectos

semejantes. Se emplearon las categorías de Frecuencias y Consecuencias, así como las Matrices

de Riesgos indicadas en el apartado V.1.3 de este documento.





Para este ARSH, se contemplaron cuatro (4) rubros de afectación:

Daños al Personal. Personal Ocupacionalmente Expuesto.

Efecto en la Población. Asentamientos humanos posiblemente expuestos.

Impacto Ambiental. Impactos por Derrame de Hidrocarburos.

Riesgos para la Producción y/o Instalación. Daños a los Equipos (Críticos y Principales)

y/o Estructuras involucradas en los Procesos.

Mediante la aplicación de la técnica de HazID, se analizaron 35 Peligros con potencial de provocar

daños a las personas, a la población, al medio ambiente y a la producción/instalación, los cuales

pueden estar presentes durante la perforación del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio. En la

Tabla 49 a continuación, se presentan los 43 Peligros con potencial de provocar daños altos y bajos,

distribuidos en 140 Escenarios de Riesgo, ubicados en las siguientes áreas:

1 Equipo de Perforación Rig 738 4 Terminación

2 Etapa TR 9 5/8" 5 Taponamiento

3 Etapa LN 5 1/2"

ANÁLISIS DE RIESGO DEL SECTOR HIDROCARBUROS DE LA PERFORACIÓN DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS-1 EXPLORATORIO



TABLA 49. RELACIÓN DE PELIGROS IDENTIFICADOS EN ANÁLISIS HAZID.

N° Código Peligro Descripción Ubicación / Área Evento Consecuencia Salvaguardas Frecuencia

Valo

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rec

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Dañ

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Efe

cto

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Perd

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rod

ucció

n

Mag

nit

ud

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iesg

o

1 1.01 Hidrocarburos Crudo sometido alta presión

Etapa de 5 1/2", Terminación y Pruebas de Produccion

Fuga Derrame de Hidrocarburo

Mantener columna hidrostática

Sensores de nivel y alarmas en tanques de Viajes

Centro de Monitoreo en Tiempo Real de Parámetros de Perforación.

Puede ocurrir 1 o mas veces en un periodo mayor a 10 años

3 4 2 2 1 27

2 1.02 Hidrocarburos Hidrocarburos en formación

Etapa TR 5 1/2" Perforar, viajes de tuberia

Descontrol del pozo

Incendio y/o explosión, daño al personal, daño a la instalación y Daños al Medio Ambiente.

PRE del equipo de perforación.

Sistema de paro de emergencia

Geomembrana

KIT colector de derrames (Incluye el kit de contención de derrames, procedimiento de actividades).

Sistema de Control BOP´s

Medios Pasivos de Protección Contraincendio

Plan General de Contingencia por Derrames de Hidrocarburos

Procedimiento Operativo de Emergencia para Pozos Descontrolados

Procedimiento para el Taponamiento definitivo de Pozos con equipo


1 vez en la vida de la instalación

2 4 3 4 4 30

3 1.03 Hidrocarburos Gas Licuado Sistema de encendido de quemadores

Fuga en tanque estacionario de GLP

Incendio y/o explosión

Indicador de presión en cilindro

Sistemas pasivos de supresión de fuego

Es posible pero no existe ningún registro

1 2 1 2 1 6






Valo

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Perd

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Mag

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o

4 2.01 Hidrocarburos Refinados

Aceite Lubricante y Sellador

cuarto de generadores / Área de bomba de lodos

Fuga en Conexiones

Derrame local menor

Charola colectora de derrames 1 vez en la vida de la instalación 2 2 1 2 1 12


Aceite Hidráulico

Equipo de Perforación equipo de izaje / piso de perforación / unidad de potencia hidráulica

Fuga en Conexiones

Derrame local menor

Charola colectora de derrames 1 vez en la vida de la instalación

2 3 1 2 1 14


Diesel

Tanque de almacenamiento / Conexión con carro abastecedor

Fuga de combustible en el trasiego de carro abastecedor a tanque de almacenamiento

Derrame

Charola colectora de derrames

Indicadores de nivel

Geomembrana


3 2 1 2 1 18


Diesel

Equipo de Perforación / Cuarto de máquinas generación de energía

Fuga e incendio en cuarto de maquinas

Fuga y/o incendio con posible escalamiento a otras áreas


Geomembrana

Sistema pasivo de supresión de fuego

PRE de equipo de perforación


2 3 2 3 2 20


Diesel


Derrame de combustible en el trasiego de carro abastecedor a tanque de almacenamiento

Incendio


Geomembrana

Sistema pasivo de supresión de fuego

PRE de equipo de perforación


2 3 2 3 1 18






Valo

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Mag

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o

9 4.03 Explosivos Cargas para Pistolas de Perforación

Terminación y Pruebas de Produccion

Activación accidental de cargas explosivas en la instalación

Lesiones, fatalidades, paro de operaciones por investigación (Fuera de pozo), atraso operativo (Dentro del pozo)

Procedimiento para armado de pistolas

Personal Especializado, Capacitado y con experiencia

Certificado de Pistolas


2 4 1 1 1 14

10 5.01 Presión Tanques de Gas Presurizados

Equipo de Perforación / Acumuladores hidraulicos (Diafragma N2)

Perdida de integridad mecánica

Disminución de operabilidad de preventores

Indicadores de opresión

Rack de cilindros de respaldo 1 vez en la vida de la instalación 2 2 1 2 1 12


Equipo de Perforación / gases para oxicorte


Explosión


Procedimiento para manejo de equipo de oxicorte.

1 vez en la vida de la instalación 2 4 1 2 1 16

12 5.03 Presión

Gases No Hidrocarburo Presurizado en Tuberías

Terminación Fuga en línea de nitrógeno

Retrasos operativos

Programa de Terminación


Supervisión por compañía de servicios


2 1 1 2 1 10

13 5.07 Presión Crudo y Gases Hidrocarburos Presurizados

Área de Perforación

Brote/Influjo de Gas, Aceite y Agua de Formacíon.

Derrame de Hidrocarburo

Mantener columna hidrostática

Sensores de nivel y alarmas en tanques de Viajes



2 2 2 3 1 16






Valo

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rod

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n

Mag

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iesg

o

14 6.01 Peligros Asociados a las Alturas

Persona en Altura > 2m

Equipo de Perforación

Caída del personal de altura (trabajos de mantenimiento / Operación)

Lesiones, fatalidades, paro de operaciones por investigación

Permisos de Trabajo y AST

Supervisión por personal de seguridad de compañía de perforación

Personal Especializado, certificado y con experiencia.

Equipo de protección personal contra caídas

Puede ocurrir 1 o mas veces en un periodo mayor a 5 años y hasta 10 años

4 4 1 1 2 32


Objetos que Caen

Equipo de Perforación / Área de maniobras

Desprendimiento de objetos en altura

Daño a la instalación y/o equipos, pérdidas económicas y fatalidades

Certificación de equipos de izaje

Personal capacitado, especializado y con experiencia


Procedimiento de izaje

Manual de operación de equipos de izaje


3 4 1 2 2 27


Objetos que Caen

Izaje de carga en piso de perforacíon de Equipo de Perforación

Desprendimiento de objetos en altura a piso de perforación







Puede ocurrir 1 o mas veces en un periodo mayor a 5 años y hasta 10 años

4 5 1 1 3 40

17 7.01 Objetos Sometidos a Estrés

Objetos Sometidos a Tensión (Sobrecarga estructural)

Área de Perforación

Fallo de TP y/o TR

Retrasos operativos

Certificado de TP/TR








Valo

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Mag

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ud

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o



Equipo de Perforación / Rotura de cables (Izaje, viajes de tuberías, herramientas y registros)

Rotura de cables


Certificado de sistemas de izaje



2 4 1 1 2 16



Toma de registros

Rotura de cables en operaciones de registro

Retrasos operativos

Programa de Mantenimiento de Equipo de Registros

Certificación de los equipos y cable

Personal Especializado, Capacitado y con experiencia.

Supervisión por compañía de registros


1 2 1 1 3 7



Equipo de Perforación / Rotura de cable de malacate

Rotura de cables

Daños a la instalación y fatalidades

Programa de Mantenimiento de Equipo





3 5 1 1 3 30

21 8.02 Situaciones Dinámicas

Transporte Aéreo


Colisión de aeronave

Incendio y/o explosión, daño al personal y daño a la instalación

Regulaciones de Aeronáutica Civil Aplicables

Programa de Mantenimiento preventivo

Personal con licencia y experiencia

Sistema Meteorológicos/Pronóstico meteorológico


1 5 2 5 4 16


Equipo con partes Rotativas

Maquinaria y equipos

Atrapamientos (malacate, winche, etc.)

Daño al personal

Guarda en quipos rotativos

Procedimientos operativos 1 vez en la vida de la instalación 2 4 1 1 2 16






Valo

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23 9.01 Medio Ambiente Clima Equipo de Perforación

Inundaciones Retrasos operativos


PRE del equipo de perforación


3 1 3 1 2 21

24 10.01 Superficies Calientes

Tuberías y Equipos de Proceso con Temp de 60 a 150 °C

Cuarto de generadores

Contacto con superficies calientes

Daños al personal por contacto

Procedimientos operativos



25 15.01 Electricidad Voltaje > 50V a 440V en cables

Equipo de Perforación / Sistema eléctrico

Electrocución por voltaje entre 50 V a 440 V

Daños al personal y/o fatalidades




26 15.05 Electricidad Energía Electrostática

Maquinaria y equipos

Descarga de energía electrostática

Daño al personal




27 18.02

Radiación por Ionización/ Fuentes Cerradas

Rayos Gama Toma de Registros TR- 5 1/2"

Atrapamiento de sonda

Retrasos operativos

Programa de Mantenimiento de Equipo de Registros




Programa de toma de registros


2 1 1 1 2 10






Valo

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Mag

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o

28 19.01 Asfixiantes Atmosferas con Bajo Oxigeno

Equipo de Perforación / Espacios confinados (Presa de lodos, Contrapozo, presa auxiliar)

Asfixia Daños al personal y/o fatalidades




3 2 1 1 1 15

29 22.05 Solidos Tóxicos Aditivos en Polvo

Equipo de Perforación Sistema de lodos / Almacenamiento

Exposición laboral

Daños al personal por contacto / inhalación




30 22.14 Solidos Tóxicos Lodos basados en Aceite

Equipo de Perforación / Sistema de lodos.

Fuga / derrame

Retrasos operativos / daño al personal



Geomembrana

Kit colector de derrames


2 2 1 2 2 14

31 23.04 Sustancias Corrosivas

Sosa Cáustica Equipo de Perforación / Cuarto químico

Exposición laboral

Daño al personal por contacto e inhalación



Geomembrana

Kit colector de derrames


2 3 1 2 1 14

32 27.03 Peligros Relacionados con la Seguridad

Sabotaje Equipo de Perforación

Ataque Interno

Pérdidas económicas por daño a la instalación, daños al personal y a la operación.



Es posible pero no existe ningún registro 1 1 1 1 1 4






Valo

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n

Mag

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o


Robos y Asaltos Equipo de Perforación

Ataque Externo





2 2 1 1 2 12

34 31.02 Entrampamiento Daño mecánico Introducir TR- 5 1/2"

No se alcanza la profundidad programada

Retrasos operativos


Programa de Mantenimiento

Disponibilidad de los Equipos Principales

Suministro inadecuado de materiales

Certificación de herramientas

Procedimiento Preparativos e introducción de Tubería de revestimiento.


2 1 1 1 1 8

35 31.02 Entrampamiento Daño mecánico Introducir TR 9 5/8"

No se alcanza la profundidad programada

Retrasos operativos








3 1 1 1 2

Fuente: Análisis Equipo Especialistas CRR Ingeniería de proyectos.





En la Figura 32 a continuación, se presentan los Peligros evaluados, distribuidos por Tipo de Riesgo

y por Factor al que afecta.

Fuente: Análisis Equipo Especialistas ARSH CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS.

FIGURA 32 ESCENARIOS DE RIESGOS EVALUADOS POR HAZID

De la Figura, se puede observar que no se ubicaron Peligros como Riesgos No Tolerables

(Tipo “A”), pero sí se ubicaron 3 Peligros con Daños al Personal como Riesgo Indeseable (Tipo “B”).

La Tabla 50 a continuación, resume el total de los 140 Escenarios de Riesgo evaluados por cada

uno de los cuatro Elementos Vulnerables (Daños al Personal, Daño a la Población, Impacto al

Ambiente y Daños a la Instalación/Producción).

TABLA 50. RESUMEN HAZID.

Tipo de Riesgo Cantidad Porcentaje (%)

Tipo D 104 74.29%

Tipo C 33 23.57%

Tipo B 3 2.14%

Tipo A 0 0.00%

Total: 140 100.00% Fuente: Análisis Equipo Especialistas CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS.

0

5

10

15

20

25

30

35

Daños al Personal Daño a la población Impacto Ambiental Perdida de producción /Daño a la instalación

17

32

27 28

15

3

8 7

3

Escenarios de Riesgo What IF...?

Riesgo tipo D Riesgo tipo C Riesgo tipo B Riesgo tipo A





A continuación en la Figura 33, se muestra cómo quedan distribuidos los 140 Escenarios de Riesgo

evaluados, en las Matrices de Jerarquización de Daños al Personal, Población, Medio Ambiente e

Instalación / Producción.

Fuente: Análisis Equipo Especialkistas ARSH CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS.

FIGURA 33 UBICACIÓN DE ESCENARIOS EVALUADOS POR HAZID DE ACUERDO A SU CATEGORIA DE

FRECUENCIA Y CONSECUENCIA.

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 1 1 F4 2

F3 2 2 2 1 F3 5 1 1

F2 4 8 4 6 F2 18 3 1

F1 1 2 1 F1 3 1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

Categoria de consecuencia Categoria de consecuencia

Ca

tego

ria

de

Fre

cue

nci

a/a

ño

Ca

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de

Fre

cue

nci

a/a

ño

Daños al personal Efecto en la población

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 2 F4 1 1

F3 4 3 F3 3 3 1

F2 11 7 3 1 F2 13 8 1

F1 2 1 1 F1 2 1 1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6


Ca

tego

ria

de

Fre

cue

nci

a/a

ño

Ca

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ria

de

Fre

cue

nci

a/a

ño

Impacto ambiental Pérdida o diferimiento de producción / Daños a la instalación




En la Tabla 51 a continuación, se desglosan los 35 Peligros identificados mediante la técnica HazID, ordenados de acuerdo a su Magnitud de Riesgo.

TABLA 51. ESCENARIOS DE ANALISIS HAZID POR MAGNITUD DE RIESGO.

N° Código Peligro Descripción Ubicación / Área Evento Consecuencia

Valo

r

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o


Objetos que Caen

Izaje de carga en piso de perforación de Equipo de Perforación

Desprendimiento de objetos en altura a piso de perforación


4 5 1 1 3 40


Persona en Altura > 2m


Caída del personal de altura (trabajos de mantenimiento / Operación)

Lesiones, fatalidades, paro de operaciones por investigación

4 4 1 1 2 32

2 1.02 Hidrocarburos Hidrocarburos en formación

Etapa TR 5 1/2" Perforar, viajes de tuberia

Descontrol del pozo

Incendio y/o explosión, daño al personal, daño a la instalación y Daños al Medio Ambiente.

2 4 3 4 4 30



Equipo de Perforación / Rotura de cable de malacate

Rotura de cables Daños a la instalación y fatalidades

3 5 1 1 3 30

1 1.01 Hidrocarburos Crudo sometido alta presión

Etapa de 5 1/2", Terminación y Pruebas de Produccion

Fuga Derrame de Hidrocarburo

3 4 2 2 1 27


Objetos que Caen

Equipo de Perforación / Área de maniobras

Desprendimiento de objetos en altura

Daño a la instalación y/o equipos, pérdidas

3 4 1 2 2 27






Valo

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Mag

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o

económicas y fatalidades

23 9.01 Medio Ambiente Clima Equipo de Perforación Inundaciones Retrasos operativos 3 1 3 1 2 21


Diesel Equipo de Perforación / Cuarto de máquinas generación de energía

Fuga e incendio en cuarto de maquinas

Fuga y/o incendio con posible escalamiento a otras áreas

2 3 2 3 2 20


Diesel


Fuga de combustible en el trasiego de carro abastecedor a tanque de almacenamiento

Derrame 3 2 1 2 1 18


Diesel


Derrame de combustible en el trasiego de carro abastecedor a tanque de almacenamiento

Incendio 2 3 2 3 1 18


Equipo de Perforación / gases para oxicorte


Explosión 2 4 1 2 1 16

13 5.07 Presión

Crudo y Gases Hidrocarburos Presurizados

Área de Perforación Brote/Influjo de Gas, Aceite y Agua de Formacíon.

Derrame de Hidrocarburo

2 2 2 3 1 16






Valo

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Fre

cu

en

cia

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Pro

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n

Mag

nit

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de R

iesg

o



Equipo de Perforación / Rotura de cables (Izaje, viajes de tuberías, herramientas y registros)

Rotura de cables


2 4 1 1 2 16


Transporte Aéreo

Equipo de Perforación Colisión de aeronave Incendio y/o explosión, daño al personal y daño a la instalación

1 5 2 5 4 16


Equipo con partes Rotativas

Maquinaria y equipos Atrapamientos (malacate, winche, etc.)

Daño al personal 2 4 1 1 2 16

25 15.01 Electricidad Voltaje > 50V a 440V en cables

Equipo de Perforación / Sistema eléctrico

Electrocución por voltaje entre 50 V a 440 V

Daños al personal y/o fatalidades

2 4 1 1 2 16

28 19.01 Asfixiantes Atmosferas con Bajo Oxigeno

Equipo de Perforación / Espacios confinados (Presa de lodos, Contrapozo, presa auxiliar)

Asfixia Daños al personal y/o fatalidades

3 2 1 1 1 15

35 31.02

Entrampamiento Daño mecánico

Introducir TR 9 5/8" No se alcanza la profundidad programada

Retrasos operativos 3 1 1 1 2 15


Aceite Hidráulico

Equipo de Perforación equipo de izaje / piso de perforación / unidad de potencia hidráulica

Fuga en Conexiones Derrame local menor 2 3 1 2 1 14






Valo

r

Fre

cu

en

cia

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l

Pers

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la

Po

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Perd

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n

Mag

nit

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iesg

o

9 4.03 Explosivos Cargas para Pistolas de Perforación

Terminación y Pruebas de Produccion

Activación accidental de cargas explosivas en la instalación

Lesiones, fatalidades, paro de operaciones por investigación (Fuera de pozo), atraso operativo (Dentro del pozo)

2 4 1 1 1 14

30 22.14 Solidos Tóxicos Lodos basados en Aceite

Equipo de Perforación / Sistema de lodos.

Fuga / derrame Retrasos operativos / daño al personal

2 2 1 2 2 14

31 23.04 Sustancias Corrosivas

Sosa Cáustica Equipo de Perforación / Cuarto químico

Exposición laboral Daño al personal por contacto e inhalación

2 3 1 2 1 14


Aceite Lubricante y Sellador

cuarto de generadores / Área de bomba de lodos

Fuga en Conexiones Derrame local menor 2 2 1 2 1 12


Equipo de Perforación / Acumuladores hidraulicos (Diafragma N2)


Disminución de operabilidad de preventores

2 2 1 2 1 12


Robos y Asaltos

Equipo de Perforación Ataque Externo


2 2 1 1 2 12

12 5.03 Presión

Gases No Hidrocarburo Presurizado en Tuberías

Terminación Fuga en línea de nitrógeno







Valo

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Dañ

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en

la

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Área de Perforación Fallo de TP y/o TR Retrasos operativos 2 1 1 1 2 10

24 10.01 Superficies Calientes

Tuberías y Equipos de Proceso con Temp de 60 a 150 °C

Cuarto de generadores Contacto con superficies calientes

Daños al personal por contacto

2 2 1 1 1 10

26 15.05 Electricidad Energía Electrostática

Maquinaria y equipos Descarga de energía electrostática

Daño al personal 2 2 1 1 1 10

27 18.02 Radiación por Ionización/ Fuentes Cerradas

Rayos Gama Toma de Registros TR- 5 1/2"

Atrapamiento de sonda Retrasos operativos 2 1 1 1 2 10

29 22.05 Solidos Tóxicos Aditivos en Polvo

Equipo de Perforación Sistema de lodos / Almacenamiento

Exposición laboral Daños al personal por contacto / inhalación

2 2 1 1 1 10

34 31.02 Entrampamiento Daño mecánico

Introducir TR- 5 1/2" No se alcanza la profundidad programada



Objetos Sometidos a Tensión

Toma de registros Rotura de cables en operaciones de registro







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(Sobrecarga estructural)

3 1.03 Hidrocarburos Gas Licuado Sistema de encendido de quemadores

Fuga en tanque estacionario de GLP

Incendio y/o explosión 1 2 1 2 1 6


Sabotaje Equipo de Perforación Ataque Interno


1 1 1 1 1 4






De acuerdo a la Magnitud de Riesgo que presentó cada Peligro, se procedió a Categorizar el Tipo

de Riesgo, y el resultado, se especifica a continuación en la Tabla 52.

TABLA 52.RESUMEN HAZID POR MAGNITUD DE RIESGO

Tipo de Riesgo Cantidad Porcentaje

Tipo D 27 77.14% Tipo C 8 22.86% Tipo B 0 0.00% Tipo A 0 0.00%

Total: 43 100.00%


Según se extrae de la Tabla, la mayor cantidad de Peligros correspondió a los de Magnitud de

Riesgo Tolerables (Tipo “D”) con un 77.14%, mientras la menor cantidad de Peligros,

correspondieron a los de Magnitud de Riesgo Aceptable con controles “ALARP” (Tipo “C”) con

22.86%.

Como se señaló con anterioridad, el análisis mediante la Técnica HazID, derivó en 8 Peligros con

Magnitud de Riesgo aceptables con controles, los cuales se analizarán mediante la Técnica BowTie.

Adicionalmente, se analizarán Peligros que presenten afectación al Personal, la población, al

Ambiente, Pérdida o diferimiento de producción / Daño a la instalación

En la revisión de los Peligros mediante la Técnica HAZID, el GMAER no emitió recomendaciones.

VI.3 Técnica BowTie

VI. 3.1. Escenarios de Riesgo analizados bajo la Técnica BowTie

El desarrollo de la Identificación de Riesgos para el Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio,

mediante la Técnica BowTie, se realizó en las Sesiones-Talleres de Trabajo con la participación del

GMAER. Las Minutas y Listas de Asistencia de cada una de esas sesiones, se presentan en el

Anexo “M”.





El GMAER analizó, mediante la técnica BowTie, los Peligros identificados con la Técnica HazID, los

cuales pueden presentar afectación al personal, al ambiente, programa de perforación o instalación.

En éste análisis, se desarrollaron 22 Diagramas BowTie, los cuales se reportan en el Anexo “I”.

Los Sistemas / Etapas analizados fueron:

1 EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738 4 Etapa LN 51/2"

2 Componentes del Equipos de Perforación 5 Terminación

3 Etapa TR 9 7/8" 6 Taponamiento

De la aplicación de la Técnica Bowtie, no se obtuvieron escenarios con Magnitud del Riesgo No

Tolerable (Tipo “A”) o Riesgo Indeseable (Tipo “B”). En la Tabla 53 a continuación, se enlistan los

Escenarios identificados.




TABLA 53 RELACIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO DEL ANÁLISIS BOWTIE

Cons. Peligro Amenaza Evento Crítico

Equivalente Clave

Escenario Consecuencias Salvaguardas Recomendaciones

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1 Equipo de Perforación (Colisión)

Falla de Vehículo

Error Humano

Condiciones Meteorológicas Adversas (Tormenta eléctrica, Huracán, Tornados, Inundación)

Colisión de vehículo con equipo de Perforación

EP-01-01 Daño Estructural a componentes del equipo de Perforación.

Supervisión de contratos de proveedores de servicios


Delimitación de área para ingreso de vehiculos

Programa de Mantenimiento Preventivo de los vehiculos

Monitoreo y comunicación permanente entre chofer y ayudante de vehiculo

Manuales y Procedimientos para ingreso a áreas de perforación

Monitoreo por personal de seguridad del equipo de perforación

Supervisión por parte de la proveedora de servicios

Pronóstico meteorológico

Procedimiento operativos

Procedimiento de seguridad

2 1 1 1 1 8

2 EP-01-02 Retrasos Operativos.

2 1 1 1 1 8

3 Diesel Ruptura de

Manguera de trasiego.

Pérdida de Integridad Mecánica en

Pérdida de Contención

EP-02-01 Derrame en encabinado de motogeneradores

Materiales de Mangueras y Conexiones Adecuadas al Servicio.

Procedimiento de trasiego


2 2 1 2 1 12

4 EP-02-02 Incendio 2 3 1 3 2 18






Equivalente Clave


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5 Tanques de Almacenamiento.

Falla de hermeticidad de las Válvulas y conexiones del Tanque de Diesel

EP-02-03 Derrame de diesel Supervisión compañía de

perforación/Compañía proveedora de diesel

Certificados de calidad de mangueras y conexiones/reporte de inspección y pruebas


Certificado de equipos.

Supervisión por compañía de perforación

Cierre manual, automatizado y/o remoto




Geomembrana

Equipo contraincendio de apoyo

2 1 1 3 2 14

6 Objetos en alturas Falla en los

Sistemas de Equipos de Izaje.

Error Humano en la Operación y/o maniobra con Equipos de Izaje.

Caída de objetos desde alturas

EP-03-01 Lesiones al Personal.




3 4 1 1 2 24

7 EP-03-02 Daños al Equipo 3 1 1 1 2 15

8 EP-03-03 Derrame 3 2 1 2 2 21






Equivalente Clave


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9 Falta de Orden y

Limpieza en Trabajos en Altura.

Condiciones Meteorológicas Adversas.

Ruptura de Aparejos de Izaje.

EP-03-04 Tiempos no productivos




Permisos de Trabajo con riesgo y AST

Campaña permanente de orden y limpieza

Sistema Meteorológico /Pronóstico meteorológico

Manual de Operaciones


Procedimiento de maniobras e izaje

Instructivo Operativo para Movimiento de Cargas

Embalaje y Marcado de Equipos y Materiales para su transporte

Accesorios de sujeción secundaria


Certificados de los Aparejos de Izaje


Selección adecuada de los Aparejos de Izaje

PRE de equipo de perforación.

3 1 1 1 2 15






Equivalente Clave


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Comunicación entre operador y ayudante

Equipo de protección personal

Procedimiento de delimitación de áreas

KIT colector de derrames (Incluye el kit de contención de derrames, procedimiento de actividades)

Geomembrana

Lecciones aprendidas

10 Personal en Altura Error Humano

Condiciones Meteorológicas Adversas.

Falla de Dispositivos para Trabajos en Alturas (Andamios, Retráctiles, Aparejos de sujeción)

Caída del Personal desde Altura

EP-04-01 Lesiones al Personal



Personal Especializado, certificado y con experiencia.

Equipo de protección personal contra caídas

Sistema Meteorológicos /Pronóstico meteorológico



Rutinas de inspección de los dispositivos para Trabajos en Alturas

Certificados de Dispositivos para Trabajos en Altura y/o reportes de inspección


Plan de Respuesta Emergencia

Personal y Equipo Médico.

3 4 1 1 2 24

11 EP-04-02 Retrasos operativos

3 1 1 1 2 15






Equivalente Clave


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Dispositivos y equipos de protección para trabajos en altura

12 Aeronave Falla Mecánica de

la aeronave

Condiciones Meteorológicas Adversas

Error Humano

Colisión contra Equipo de perforación


Regulaciones de Aeronáutica Civil Aplicables

Programa de Mantenimiento preventivo

Personal con licencia y experiencia


Manuales Operativos


Personal y equipo médico

Brigadas de atención a emergencias del equipo de perforación

1 5 1 1 4 11

13 EP-05-02 Daño a la Instalación.

1 1 1 1 4 7

14 EP-05-03 Incendio 1 4 1 1 4 10

15 EP-05-04 Retrasos Operativos

1 1 1 1 3 6

Componentes del Equipos de Perforación

16 Componentes principales

Falla el sistema de generación y/o distribución de energía eléctrica

Falla del sistema de fluido de perforación

Falla del sistema Top drive

Falla del Stand Pipe

Paro de Actividades de Operación

EC-01-01 Retraso Operativo Programa de Mantenimiento

Manual de Operaciones de motogeneradores

Motogeneradores de Respaldo

Sistema de Administración de Potencia Automatizado

Supervisión por técnico de la compañía de perforación

Dispositivo de monitoreo y Alarmas de los Motogeneradores

3 1 1 1 2 15






Equivalente Clave


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Redundancia de los Transformadores


Procedimiento para restablecer el suministro eléctrico

Bomba de Lodo de Respaldo

Sistema de Medición de Niveles y Alarmas

Redundancia Operativa de Bomba Centrífuga

Sistema de Monitoreo de parámetros de perforación

Supervisión por Rig Manager de la compañía de perforación

Manual de Operaciones de Top Drive

Sistema de alarmas y paros de emergencia del Top Drive

Certificado del equipo

Manual de Operaciones del Stand Pipe


Procedimiento de prueba de Stand Pipe

Prueba de presión de Stand Pipe

Inventario de refaccionamiento para equipos






Equivalente Clave


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17 Equipo Crítico (CNH)

Falla de Preventores

Falla de la Unidad de Potencia Hidráulica Para Operar Preventores

Falla de la Línea de Matar y estrangular

Falla del Ensamble de Estrangulación

Falla del Sistema desviador de Flujo (Diverter).

Falla de Equipos superficiales de Control

EC-02-01 Retraso Operativo Programa de Mantenimiento

Certificado de Preventores.


Prueba de Presión a Preventores

Manual de Operaciones de preventores


Certificado Unidad de Potencia Hidráulica Para Operar Preventores

Prueba de Funcionalidad de la Unidad de Potencia Hidráulica

Sistema de Alarma

Redundancia en la Alimentación de Potencia Eléctrica, neumática e hidráulica

Manual de Operaciones Unidad de Potencia Hidráulica Para Operar Preventores

Consola de operación remota de preventores

Rutinas de inspección de la Unidad de Potencia Hidráulica Para Operar Preventores


Manual de Operaciones de la Línea de Matar y estrangular

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-01. Cumplir con la integridad mecánica a través de la aplicación de los programas de mantenimiento a los equipos críticos

3 1 1 1 3 18






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Prueba de presión de la Línea de Matar y estrangular

Manual de Operaciones del Ensamble de Estrangulación

Prueba de presión del Ensamble de Estrangulación

Diagrama del ensamble de extrangulación

Manual de Operaciones del Sistema desviador de Flujo (Diverter)

Prueba de Funcionalidad al sistema

Refaccionamiento a componentes críticos abordo

Etapa TR 9 5/8"

18 Operación de Perforación con barrena de 12 1/4" hasta 500 m

Falla del Equipo De Perforación

Inestabilidad de la formación

Limpieza Inadecuada del Agujero

Atrapamiento de Sarta de Perforación.

Pérdida de Circulación Parcial / Total.

No se alcanza la Profundidad Programada

TR 9 5/8-01-01

Retraso operativo. Supervisión por compañía de

perforación




Check list del Pre Arranque


Limpieza de Agujero


3 1 1 1 2 15






Equivalente Clave


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Monitoreo de Propiedades Reológicas del Fluido de Perforación.

Programa de Perforación

Programa de Baches de Limpieza

Procedimiento para la Selección de Fluidos de Perforación


Programa de hidráulica de perforación

Monitoreo de Propiedades fisicoquímicas del Fluido de Perforación.

Procedimientos para Meter y Sacar Tubería de Perforación

Bombeo de Material Obturante.

Seguimiento geológico/geofísico

19 Introducir Tuberia de Revestimiento de 9 5/8" hasta 500 m

Falla del Equipo de Perforación

Falla del Equipo de Introducción de TR

Inestabilidad del Agujero

Atrapamiento de TR 9 5/8".


TR 9 5/8-02-01

Retraso operativo Supervisión por compañía de perforación





R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-02. Para verificar que el agujero este en condiciones para recibir la TR de 9 5/8", se recomienda realizar viaje corto.

3 1 1 1 2 15






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Falla de materiales en la intriducción de la TR



Herramientas de respaldo


Limpieza de Agujero

Análisis de geopresiones

Información de los Pozos de correlación


Certificación de materiales

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-03. Para evitar el derrumbe de las paredes del agujero posterior al viaje corto, se recomienda dejarlo en seno del lodo de control.

20 Cementación TR 9 5/8"

Falla en Unidad de Alta Presión UAP (Compañia de Servicios)

Falla del Sistema de Suministro de Cemento.

Falla de la bomba de alta presión de la unidad de cementación

Falla en el Manifold de Cementación

Diseño Inadecuado de la Lechada

Falta de integridad mecánica en el pozo

TR 9 5/8-03-01

Retraso operativo Procedimiento para la

operación de unidad de Alta Presión Compañía de Servicios



Certificación de la Unidad de Alta Presión UAP

Prueba de Presión Unidad de Alta Presión UAP


Supervisión por compañía de cementación

Prueba en Líneas del Sistema de Silos Previo a la Operación

2 1 1 1 2 10






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Contaminación de la Lechada.

Contaminación del Cemento

Operación Inadecuada de Cementación

Prueba en Líneas de la Unidad de Alta Presión Previo a la Operación

Bomba de Lodo de respaldo (equipo de perforación)

Programa de Mantenimiento planeado y stock de refaccionamiento

Programa de Mantenimiento del Manifold de Cementación

Prueba de Funcionamiento Previa a Cada Operación

Certificado del Manifold de Cementación

Manual de Operación del manifold de Cementación.

Simulación Hidráulica

Procedimiento Operativo para el Diseño de la Cementación de Tubería de Revestimiento

Pruebas de Laboratorio

Programa de Cementación (Incluido en Programa de Perforación)

Programa de Cementación

Control de Calidad de los Productos

Prueba de Laboratorio (Compañía de Servicios de Cementación)

Procedimiento Interno de la Compañía.






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Limpieza de Líneas y Silos de Almacenamiento de Cemento en Equipo de cementación

Supervisión de las Condiciones de Transporte.

Procedimiento Operativo de Cementación de Tubería de Revestimiento de la compañía prestadora de servicios

Junta Previa de Operación

Disponibilidad de la Unidad de Alta Presión

Equipos, Materiales y Suministro de Respaldo

Stock de Refaccionamiento de La Unidad de Alta Presión

Etapa TR 5 1/2"

21 Operación de Perforación con BNA 8 3/4" hasta 2980 m

Atrapamiento de Sarta de Perforación.


TR 5 1/2"-01-01

Pez Supervisión por compañía de

perforación




Check list del Pre Arranque


Limpieza de Agujero


4 1 1 1 2 20

22 Operación de Perforación con BNA 8 3/4" hasta 2980 m

Falla del Equipo De Perforación

Influjo

Limpieza Inadecuada del Agujero



TR 5 1/2"-01-02

Retraso operativo R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-04. Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa TR 5 1/2”.

4 1 1 1 2 20






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Programa de Baches de Limpieza

Procedimiento para la Selección de Fluidos de Perforación


Programa de hidráulica de perforación

Monitoreo de Propiedades fisicoquímicas del Fluido de Perforación.

Procedimientos para Meter y Sacar Tubería de Perforación

Bombeo de Material Obturante.


Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos.

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-05. Considerar la factibilidad de contar con Herramienta de Pesca en sitio.

23 Radiación por Ionización/Fuentes Cerradas (Toma de Registros) hasta 2980 m

Falla del Equipo de Registros.

Atrapamiento de Sonda

TR 5 1/2"-02-01

Pez Programa de Mantenimiento

de Equipo de Registros




Registro de geometría del agujero

3 1 1 1 3 18

24 Radiación por Ionización/Fuentes Cerradas (Toma

Geometría del Agujero.

Pérdida Parcial o Total del Fluido.


TR 5 1/2"-02-02

Retraso operativo

3 1 1 1 3 18






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de Registros) hasta 2980 m

Diseño óptimo de la Sonda de Registros

Programa de toma de registros

bombeo de material antiperdida

Análisis de geopresiones para el ajuste de densidades

Limpieza del pozo con circulación a través de baches viscosos

Aplicación de Lecciones Aprendidas y Mejores Prácticas Operacionales.

Procedimiento para la selección de Herramientas

25 Hidrocarburos en Formación en 2980 m

Densidad inadecuada de Fluidos de perforación

Brote TR 5 1/2"-03-01

Retraso operativo Supervisión por compañía de

perforación


Falla en Equipo de monitoreo en tiempo real

Programa de Fluidos (Incluido en el Programa de Perforación)

Mantenimiento de las Propiedades del Fluido de Perforación.


5 1 1 1 2 25


Influjo de la Formación.

Pérdida de Circulación Parcial / Total / pérdida de nivel

Efecto de Suaveo o Pistoneo durante los Viajes

Error Humano

Reducción de la Presión Hidrostática

Brote TR 5 1/2"-03-02

Descontrol del pozo

2 2 2 4 3 22






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Disponibilidad de Barita en caso de requerir subir la densidad al lodo

Sensores de nivel y alarmas en tanques de Viajes.


Fluidos de Control.

Conexiones Superficiales de Control.


Personal capacitado en control de Pozos

Documentos soportes de VCD

Actualización del Modelo Geomecánico

Actualización del modelo de velocidades

Análisis de la Densidad y Propiedades Reológicas del Fluido de Perforación.

Procedimiento para Meter y Sacar Tubería de Perforación.

Registro en Tiempo Real

Falla en Equipo de monitoreo en tiempo real

Mantener el nivel en la línea de flote

Procedimiento Operativo para el Control de Brotes


Densidad inadecuada de

Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-01

Daño a la instalación

Supervisión por compañía de perforación R-CIENEGUITAS 1

EXPLORATORIO- 2 1 1 1 3 12






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Fluidos de perforación


Programa de Fluidos (Incluido en el Programa de Perforación)

Mantenimiento de las Propiedades del Fluido de Perforación.


Disponibilidad de Barita en caso de requerir subir la densidad al lodo

Análisis de la Densidad y Propiedades Reológicas del Fluido de Perforación.

Sensores de nivel y alarmas en tanques de Viajes.

Procedimiento para Meter y Sacar Tuberia de Perforación


Análisis de suaveo y surgencia previo a los viajes

Uso de baches pesados

Personal Certificado, Especializado, Capacitado y con experiencia

Programa operativo

Cumplimiento al programa de densidad

Monitoreo de niveles en superficie

06. Se deben garantizar antes de entrar a la etapa objetivo que las salvaguardas (barreras primarias y secundarias activas y pasivas) están disponibles para disminuir o prevenir la ocurrencia de incidentes de control de pozo.


Efecto de Suaveo o Pistoneo durante los Viajes

Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-02

Fuga/Derrame de Hidrocarburos 2 2 3 5 4 28


Error Humano Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-03

Incendio/Explosión 2 5 3 5 5 36


Condiciones inadecuadas del fluido de perforación

Falla del sistema de fluido de perforación

Falla del Stand Pipe

Influjo de la Formación.

Pérdida de Circulación Parcial / Total / pérdida de nivel

Reducción de la Presión Hidrostática

Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-04

Pérdida de Pozo

2 1 1 1 3 12






Equivalente Clave


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Mag

nit

ud

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iesg

o

Monitoreo constante de las propiedades del fluído

Sistema de Monitoreo de parámetros de perforación

Bomba de Lodo de Respaldo


Sistema de Medición de Niveles y Alarmas

Manual de Operaciones de Stand Pipe

Pruebas periódicas de Presión

Procedimiento de Prueba de Stand Pipe

Certificado de Stand Pipe

Fluidos de Control.

Conexiones Superficiales de Control.

Documentos soportes de VCD

Bombeo de fluido de menor densidad

Supervisión por parte del Ingeniero de pozo

Registro de parametros en Tiempo Real

Inadecuada densidad del Fluido de Perforación.

Equipamiento Fuera de Especificaciones

Monitoreo de niveles con tanques de viaje







Equivalente Clave


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Mag

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o

Sistema de paro de emergencia

Geomembrana






Procedimiento para el Taponamiento definitivo de Pozos con equipo







Equivalente Clave


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Mag

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o

31 Introducir TR de 5 1/2" hasta 2980 m

Falla del Equipo de Perforación

Falla del Equipo de Introducción de TR

Falla de materiales en la introducción de la TR

Inestabilidad del Agujero


Atrapamiento de TR 5 1/2".

Influjo


TR 5 1/2"-05-01

Retraso operativo Supervisión por compañía de

perforación






Herramientas de respaldo


Limpieza de Agujero

Análisis de geopresiones

Información de los Pozos de correlación


Certificación de materiales

2 1 1 1 2 10

32 Cementación TR de 5 1/2" hasta 2980 m



Falla de la bomba de alta presión de la unidad de cementación


TR 5 1/2"-06-01

Retraso operativo Procedimiento para la

operación de unidad de Alta Presión Compañía de Servicios




2 1 1 1 2 10






Equivalente Clave


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o







Falla en tapones y accesorios para la cementación

Prueba de Presión Unidad de Alta Presión UAP


Supervisión por compañía de cementación


Prueba en Líneas de la Unidad de Alta Presión Previo a la Operación

Bomba de Lodo de respaldo (equipo de perforación)

Programa de Mantenimiento planeado y stock de refaccionamiento






Procedimiento Operativo para el Diseño de la Cementación de Tubería de Revestimiento


Programa de Cementación (Incluido en Programa de Perforación)

Programa de Cementación






Equivalente Clave


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o


Prueba de Laboratorio (Compañía de Servicios de Cementación)


Limpieza de Líneas y Silos de Almacenamiento de Cemento en Equipo de cementación


Procedimiento Operativo de Cementación de Tubería de Revestimiento de la compañía prestadora de servicios


Disponibilidad de la Unidad de Alta Presión


Stock de Refaccionamiento de La Unidad de Alta Presión

Terminación del Pozo

33 Lavado del Pozo Falla de la Sarta

de Lavado

Falla en sistema de bombas del equipo de perforación

Calidad Inadecuada de los

Lavado Inadecuado

TP-01-01 Retraso operativo Lista de Verificación de las

Herramientas de Lavado

Propuesta de Lavado de Pozo (Compañía Prestadora de servicios)

Certificado de la Sarta de Lavado


2 1 1 1 2 10






Equivalente Clave


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o

productos de lavado

Calidad Inadecuada del fluido de Terminación


Procedimiento Operativo para Lavado de Pozos Exploratorios


Bombas de Respaldo del Equipo de perforación

Redundancia con la Unidad de Alta Presión Compañia de Servicios


Programa de Mantenimiento de la Unidad de Alta Presión

Lista de verificación envío/recepción de productos de limpieza

Certificados de calidad de productos químicos de limpieza

Hojas de datos de seguridad de sustancias químicas


Análisis de turbidez (NTU)

Inspección de fluido durante el envío/recepción






Equivalente Clave


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Mag

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o

34 Meter aparejo de Prueba

Falla de Pistolas

Manipulación Inadecuada de las Pistolas

Activación accidental de pistolas

TP-02-01 Retraso operativo Propuesta de Disparos

Personal Especializado, Capacitado y con experiencia (Compañía de Servicios de Registros).


Sistema Redundante de Disparo

Procedimiento de Disparo de Pistolas

Certificado de Pistolas


Lista de Verificación de las pistolas

Procedimiento de Armado de Pistolas

Control de la Velocidad de Introducción de Pistolas

Almacenamiento Seguro de Pistolas

2 3 1 1 2 14

35 Pruebas de Producción

Falla de equipo de medición Fuga de

Hidrocarburo TP-03-01 Fuga/Derrame de

Hidrocarburos

Lista de Verificación de Equipos de medición

Certificado de equipos de medición

Personal Certificado, Especializado, Capacitado y con experiencia.

Sistema de Alarmas visibles y audibles de multigas


Transmisión en Tiempo Real

2 2 2 3 2 18

36 Pruebas de Producción

Condiciones climatológicas adversas

Fuga de Hidrocarburo

TP-03-02 Retraso operativo

2 1 1 1 2 10






Equivalente Clave


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Mag

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o


Programa de Toma de Información


Pruebas de presión de líneas y equipos de medición

Sistema para cierre de emergencia

Procedimiento de toma de muestra

Guía para Condiciones Meteorológicas Adversas


Boletín Meteorológico

Plan de Respuesta a Emergencia (PRE)

Presas de almacenamiento


37 Meter aparejo de Prueba

Falla en los Componentes del Empacador (Anclaje y Hermeticidad) durante la prueba

Activación Anticipada del Empacador

Falla del Empacador

TP-04-01 Retraso operativo Control de Calidad de

Equipos y materiales

Hoja de especificaciones Tecnicas del Empacador

Lista de Verificación de las Herramientas

Certificado del empacador

Procedimiento de Armado del Empacador

Procedimiento para introducción de Aparejo de Producción

2 1 1 1 2 10






Equivalente Clave


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Mag

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o




Empacador de respaldo

Propuesta de Prueba de Producción

Pruebas de peso y presión una vez anclado el empacador

Programa operativo para introducción del aparejo de prueba.

38 Hidrocarburos en Formación

Error Humano Descontrol de Pozo en Pruebas de Producción

TP-05-01 Daño a la instalación



Manuales de operación de los equipos de prueba, conexiones superficiales de control


Transmisión en Tiempo Real


Plática de seguridad

Prueba de conexiones superficiales de control

Sistema de Alarmas visibles y audibles multigas

Programa de mantenimiento

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-07. Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa de terminación. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis de Riesgo del

1 1 1 1 2 5


Falla de Conexiones superficiales de Control en equipos de medición

Descontrol de Pozo en Pruebas de Producción

TP-05-02 Fuga/Derrame de Hidrocarburos

1 2 2 4 3 11


Falla de equipo de medición Descontrol de

Pozo en Pruebas de Producción

TP-05-03 Incendio/Explosión

1 4 2 5 5 16






Equivalente Clave


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o

Operación de los equipos dentro del rango de presión de trabajo

Lista de Verificación de Equipos de medición

Certificado de equipos de medición

Programa de Mantenimiento del equipo de medición

Programa de Toma de Información

Pruebas de presión de líneas y equipos de medición

Sistema para cierre de emergencia


Sistema de Paros de Emergencia

Geomembrana




Sector Hidrocarburos

Taponamiento






Equivalente Clave


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Mag

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o

41 Taponamiento y abandono








Falta de Integridad del taponamiento

T-01-01 Retraso operativo Programa de taponamiento y

abandono


Prueba de Compatibilidad de espaciador-cemento


Propuesta de TXC por parte de la compañía prestadora de servicios

Prueba de Laboratorio (Compañia de Servicios de Cementación)


Limpieza de Líneas y Silos de Almacenamiento de Cemento de equipo de cementación

Condiciones de Transporte Adecuado.


Guía para el manejo de la integridad durante el diseño, construcción, vida productiva y abandono de pozos



Prueba de Compatibilidad de Fluidos de control-Espaciador.

3 1 1 1 2 15






Equivalente Clave


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o

Supervisión por compañía de servicios (Incluye Certificados de cemento y aditivos)



Prueba de libre flujo en líneas previas a la operación de la Unidad de Alta Presión





Procedimiento para la operación de unidad de Alta Presión Compañia de Servicios


Prueba de Presión de líneas

Check list de la UAP

Programa de Mantenimiento Preventivo de la Unidad de Alta Presión.








Equivalente Clave


Fre

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Mag

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o

Equipo, Materiales de Respaldo (Retenedor, Cemento y aditivos)






Con la aplicación de la Técnica BowTie, se identificaron 41 Escenarios, de los cuales el Evento de

Descontrol de Pozo en las Etapas de TR 5 1/2”, presento la mayor magnitud de riesgo.

El total de los Riesgos Evaluados fueron 164 (41 Escenarios por cada uno de los 4 Elementos

Vulnerables: Daños al Personal, efectos en la Población, Daños al Medio Ambiente y Pérdida de

Producción / Daño a la Instalación). En la Figura 34 a continuación, se presentan los Escenarios

analizados con la Técnica BowTie, graficados con base en su Categoría de Tiesgo.


FIGURA 34 ESCENARIOS DE RIESGOS EVALUADOS POR BOWTIE.

A continuación, en la Tabla 54, se resumen los Escenarios de Riesgo evaluados por BowTie,

Categorizados por Tipo de Riesgo.

TABLA 54 RESUMEN BOWTIE


Tipo D 122 74.39 %

Tipo C 42 25.61 %

Tipo B 0 0 %

Tipo A 0 0 %

TOTAL: 164 100 % Fuente: Análisis Equipo Especialistas ARSH CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Daños al Personal Daño la población Impacto Ambiental Perdida de producción / Daño a lainstalación

3338

32

19

83

9

22

Escenarios de RiesgoBowtie

Riesgo Tipo D Riesgo tipo C Riesgo tipo B Riesgo tipo A





Según se extrae de la Tabla, la mayor cantidad de Peligros correspondió a los Riesgos Tolerables

(Tipo “D”) con un 74.39%, mientras la menor cantidad de Peligros, correspondió a los Riesgos

aceptablescon control (Tipo “C”) con 25.61%.

En la Figura 35, se muestra la distribución de los 164 Escenarios, en las Matrices de Riesgo (Daños

al Personal, Efecto en la Poblacion, Impacto Ambiental y Pérdida de Producción/Daño a la

Instalacion).


C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 1 F5 1

F4 2 F4 2

F3 10 1 2 F3 13

F2 11 4 2 1 F2 14 2 2

F1 3 1 2 1 F1 5 2

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6



Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 1 F5 1

F4 2 F4 2

F3 12 1 F3 10 3

F2 11 1 3 1 2 F2 3 10 3 1 1

F1 5 1 1 F1 1 2 3 1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6



Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño





FIGURA 35 UBICACIÓN DE ESCENARIOS EVALUADOS POR BOWTIE DE ACUERDO A SU CATEGORIA DE


VI.3.2. Relación de Escenarios de Riesgo No Tolerables (Tipo “A”) e Indeseables (Tipo “B”), evaluados en el Análisis de Riesgo Cualitativo.

Deribado de la Técnica Bowtie se cálculo la Magnitud de Riesgo de cada Escenario. No se

obtuvieron Escenarios de Riesgos No tolerable (Tipo “A”) y Riesgo Indeseable (Tipo “B”). A

continuación, en la Tabla 55 se muestran los escenarios ordenados por Magnitud de Riesgo de

Mayor a Menor.

TABLA 55 RELACIÓN DE ESCENARIOS POR MAGNITUD DE RIESGO DEL ANÁLISIS BOWTIE.

Nombre del estudio

ANÁLISIS DE RIESGO DEL SECTOR HIDROCARBUROS DE LA PERFORACIÓN DEL

PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO CON LA EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738

Rev Hoja De

Organismo / CT / Planta o Área de

proceso

CUENCA DE BURGOS NORTE CONTRATO PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN

DE HIDROCARBUROS EN YACIMIENTOS CONVENCIONALES TERRESTRES

BAJO LA MODALIDAD DE LICENCIA BLOQUE BG-02

Equipo multidisciplinario Fecha

TVR, JC, HM, CM, HAGM, DATV, MCM, VRL, LAAC,HBG, AGBR,

LTR Julio 2019

Cons. Etapa Peligro Evento Crítico

Equivalente Clave Escenario Consecuencia MR

29 Etapa LN 5 1/2" Hidrocarburos en Formación en 2980 m

Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-03 Incendio/Explosión 36


Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-02 Derrame de Hidrocarburos

28


Brote TR 5 1/2"-03-01 Retraso operativo 25

6 Equipo de Perforación

Objetos en alturas Caida de objetos desde alturas

EP-03-01 Lesiones al Personal.

24


Personal en Altura Caída del Personal desde Altura


24


Brote TR 5 1/2"-03-02 Descontrol del pozo

22



EP-03-03 Derrame 21






Nombre del estudio



Rev Hoja De


proceso






LTR Julio 2019



21 Etapa LN 5 1/2"

Operación de Perforación con BNA 8 3/4" hasta 2980 m


TR 5 1/2"-01-01 Pez 20

22 Etapa LN 5 1/2"

Operación de Perforación con BNA 8 3/4" hasta 2980 m


TR 5 1/2"-01-02 Retraso operativo 20


Diesel Pérdida de Contención

EP-02-02 Incendio 18

17 Componentes del Equipos de Perforación

Equipo Crítico (CNH)

Falla de Equipos superficiales de Control

EC-02-01 Retraso Operativo 18

23 Etapa LN 5 1/2"

Radiación por Ionización/Fuentes Cerradas (Toma de Registros) hasta 2980 m


TR 5 1/2"-02-01 Pez 18

24 Etapa LN 5 1/2"

Radiación por Ionización/Fuentes Cerradas (Toma de Registros) hasta 2980 m



35 Terminación del Pozo

Pruebas de Producción


TP-03-01 Derrame de Hidrocarburos

18


Hidrocarburos en Formación


TP-05-03 Incendio/Explosión 16



EP-03-02 Daños al Equipo 15



EP-03-04 Tiempos no productivos

15


Personal en Altura Caída del Personal desde Altura

EP-04-02 Retrasos operativos

15






Nombre del estudio



Rev Hoja De


proceso






LTR Julio 2019



16 Componentes del Equipos de Perforación

Componentes principales

Paro de Actividades de Operación

EC-01-01 Retraso Operativo 15

18 Etapa TR 9 5/8"

Operación de Perforación con barrena de 12 1/4" hasta 500 m


TR 9 5/8-01-01 Retraso operativo. 15

19 Etapa TR 9 5/8"

Introducir Tuberia de Revestimiento de 9 5/8" hasta 500 m


TR 9 5/8-02-01 Retraso operativo 15

41 Taponamiento Taponamiento y abandono

Falta de Integridad del taponamiento

T-01-01 Retraso operativo 15



EP-02-03 Derrame de diesel 14


Meter aparejo de Prueba

Activación accidental de pistolas

TP-02-01 Retraso operativo 14



EP-02-01 Derrame en encabinado de motogeneradores

12


Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-01 Daño a la instalación

12


Descontrol de Pozo

TR 5 1/2"-04-04 Pérdida de Pozo 12


Aeronave Colisión contra Equipo de perforación


11




TP-05-02 Derrame de Hidrocarburos

11



EP-05-03 Incendio 10






Nombre del estudio



Rev Hoja De


proceso






LTR Julio 2019



20 Etapa TR 9 5/8" Cementación TR 9 5/8"


TR 9 5/8-03-01 Retraso operativo 10

31 Etapa LN 5 1/2" Introducir TR de 5 1/2" hasta 2980 m



32 Etapa LN 5 1/2" Cementación TR de 5 1/2" hasta 2980 m




Lavado del Pozo Lavado Inadecuado



Pruebas de Producción




Meter aparejo de Prueba

Falla del Empacador



Equipo de Perforación (Colisión)

Colisión de vehiculo con equipo de Perforación

EP-01-01

Daño Estructural a componentes del equipo de Perforación.

8


Equipo de Perforación (Colisión)

Colisión de vehiculo con equipo de Perforación

EP-01-02 Retrasos Operativos.

8



EP-05-02 Daño a la Instalación.

7



EP-05-04 Retrasos Operativos

6




TP-05-01 Daño a la instalación

5






La aplicación de la técnica Bowtie arrojó que no se obtuvieron Riesgos No Tolerables (Tipo “A”) o

Riesgos indeseables (Tipo “B”) El escenario que presenta Mayor Magnitud de Riesgo (36),

corresponde al N° 29, el cual esta asociado al Evento Crítico Descontrol del Pozo en la Etapa

TR 5 1/2”. Dicho Evento, presentó como Consecuencia el Incendio/Explosión. Éste Escenario, fue

codificado como: TR 5 1/2”-04-03.

Otros 8 Escenarios (N° Consecutivos 28, 25, 6, 10, 26, 8, 21, 22), presentaron una Magnitud de

Riesgo entre 20 a 28 y correspondieron al Riesgo Tipo “C” (Aceptables con Controles). Cinco están

relacionados con la etapa TR 5 1/2” y pudieran presentar como consecuencias descontrol de pozo,

derrame de hidrocarburo, y retrazos operativos. Los otros tres escenarios están relacionados con el

Equipo de Perforación RIG 738 (La Caída de Objetos desde Altura y Caída de Personal desde

altura), dichos Eventos, pudieran traer como Consecuencia, Lesiones al Personal y Retrasos

operativos.

En la Figura 36 a continuación, se posicionan por Categoría de Consecuencia en cada uno de los 4

Elementos Vulnerables, los 9 Escenarios evaluados por BowTie (N° Consecutivos 29, 28, 25, 6, 10,

26, 8, 21, 22), que presentaron la Mayor Magnitud de Riesgo.

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 25 F5 25

F4 21, 22 F4 21, 22

F3 8 6, 10 F3 6, 8, 10

F2 26, 28 29 F2 26 28, 29

F1 F1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6


Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño







FIGURA 36 UBICACIÓN DE ESCENARIOS DE MAYOR MAGNITUD DE RIESGO EVALUADOS POR BOW TIE

Con base en la Magnitud de Riesgo que presentó cada Escenario, se identificó que No se registraron

Escenarios con Magnitud de Riesgo No Tolerable-Tipo “A” o Riesgo Indeseable Tipo “B”. El

Escenario con la mayor incidencia, correspondió a la Magnitud de Riesgo Tolerable Tipo “D”

(55.41%). La Tabla 56 a continuación, resume los resultados obtenidos.

TABLA 56 RESUMEN BOWTIE POR MAGNITUD DE RIESGO


Tipo D 32 78.05%

Tipo C 9 21.95%

Tipo B 0 0.00%

Tipo A 0 0.00%

TOTAL 41 100.00% Fuente: Análisis Equipo Especialistas ARSH CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS.

Se identifico 1 Escenario que presentaron mayor valor de Frecuencia, los cuales por su valor de

Consecuecia, se ubico como Riesgo Aceptable con Controles Tipo “C”. Por ésta razón, no se

efectuará el Análisis Cuantitativo. La Tabla a continuación, presenta esos Escenarios de mayor

Frecuencia.

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 25 F5 25

F4 21, 22 F4 21, 22

F3 6, 10 8 F3 6, 8, 10

F2 26 28, 29 F2 26 28 29

F1 F1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6


Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño






TABLA 57 ESCENARIOS CON MAYOR FRECUENCIA.

Cons. Etapa Peligro Evento Crítico Equivalente

Clave Escenario

Consecuencias

Fre

cuencia

Rie

sgos p

ara

el P

ers

onal

Rie

sgo p

ara

la P

obla

cón

Rie

sgo p

ara

el M

edio

Am

bie

nte

Rie

sgos p

ara

la

pro

ducció

n y

a la insta

lació

n

Magnitud d

e R

iesgo


Brote TR 5 1/2"-03-01

Retraso operativo 5 1 1 1 2 25


VI.4 Técnica What if?

VI. 4.1. Escenarios de Riesgo analizados con la Técnica What if

Por medio del análisis What if? de las diferentes Etapas de la Perforación del Proyecto

POZO Cieneguitas 1 Exploratorio, con la Equipo de Perforación RIG 738, se identificaron los

Escenarios de Riesgos que se describen a continuación en la Tabla 58.




TABLA 58 RELACIÓN DE PELIGROS IDENTIFICADOS EN ANÁLISIS WHAT IF.

Nombre del Estudio: “ANÁLISIS DE RIESGO DE PROCESOS DE LA PERFORACIÓN

DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO CON EL EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG 738” Rev. 0 Hoja 1 de 1

Organismo/Centro de Trabajo/Planta o Área de Trabajo:

CUENCA DE BURGOS NORTE CONTRATO PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS

EN YACIMIENTOS CONVENCIONALES TERRESTRES BAJO LA MODALIDAD DE LICENCIA BLOQUE BG-02

Sistema/Subsistema/Nodo: Etapa 1. TR-9 5/8” Equipo

Multidisciplinario: TVR, JC, HM, CM, HAGM, DATV, MCM, VRL, LAAC,HBG, AGBR, LTR Fecha: AGOSTO 2019

No ¿Qué pasa si ? Causa(s) Consecuencias Salvaguardas/

Barreras F

Consecuencias Recomendaciones/ Acciones

Responsable Aceptación del Riesgo

MR Pe Po Am Pr/In Pe Po Am Pr/In

1. Perforar intervalo

1

1. No se alcanza la profundidad programada

1. Atrapamiento de sarta

1. Retrasos Operativos

1. Programa de hidraúlica 2. Bombeo de baches de lodos

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

2 2. Resistencias y fricciones en el pozo


1. Programa de Perforación (programa de fluidos) 2. Programa de Perforación (programa de barrenas e hidráulica)

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

2. Introducir TR

3 1. Fallo de la TR 1. Materiales inadecuados


1. Certificado de fabricación de TR 2. Control de calidad de tubulares

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D












Barreras F




4 2. Armado inadecuado de la TR


1. Procedimiento de apriete de la compañía especializada 2. Supervisión por Técnico Especialista de la compañía proveedora de tubulares 3.Procedimiento Operativo para armar tubería tramo por tramo 4. Supervisión por Equipo de Perforación / Proveedor de conexión

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D

5 2. Fallo de equipos de apriete e izaje

1. Error humano


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D












Barreras F




6 2. Falta de mantenimiento


2.- Supervisión por Compañía de servicios

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D

7 3. Atrapamiento de la TR

1. Evento litológico


1. Dejar el agujero con la densidad de lodo adecuada

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

3. Cementar TR

8 1. Mala calidad de la cementación

1. Diseño inadecuado de la cementación


1. Procedimiento Operativo para el Diseño de la Cementación de Tubería de Revestimiento 2. Programa operativo de cementación 3. Propuesta de cementación de la compañía de servicios

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Barreras F




9 2. Mala calidad de la lechada


1. Prueba de Laboratorio (Compañía de Servicios de Cementación) 2. Programa operativo de cementación

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

10 3. Error humano


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia 2. Procedimiento Operativo para el Diseño de la Cementación de Tubería de Revestimiento 3. Programa operativo de cementación

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Barreras F




11

4. Fallo del suministro de cemento a la UAP


1. Programa de cementación. 2. Compresor de respaldo para suministro de cemento. 3. Pruebas funcionales a los equipos previo al inicio de la cementación

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

12 5. Fallo de la UAP


1. Programa de cementación. 2. Pruebas funcionales a los equipos previo al inicio de la cementación. 3. Programa de mantenimiento a la UAP. 4. Personal especializado, capacitado y con experiencia

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Barreras F




4. Prueba de BOP y CSC

13 1. Fallo del BOP / CSC durante las pruebas

1. Desgastes por el uso (elastómeros, cuerpo)


1. Programa de Mantenimiento a los BOP 2. Certificado de los BOP 3. Pruebas de funcionalidad de los BOP 4. Personal especializado, capacitado y con experiencia 5. Programa de Mantenimiento anual

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Barreras F




14

2. Fallo en el suministro de fluido hidráulico


1. Verificación de niveles de fluido hidráulico (diario) 2. Muestreo de fluido hidráulico (mensual) 3. Programa de mantenimiento 4. Conjunto de acumuladores hidráulicos 5. Sistemas de paros y alarmas de equipos

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Barreras F




15 3. Error humano


1.Procedimiento Operativo para probar conjunto de preventores con Top Drive o flecha y Conexiones Superficiales de Control, con probador de sólido y probador de copas 2. Personal especializado, capacitado y con experiencia 3. Manual de operaciones del fabricante 4. Sistemas de permisos para trabajos con riesgo y Análisis AST

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D










Multidisciplinario: TVR, JC, HM, CM, HAGM, DATV, MCM, VRL, LAAC,HBG, AGBR,

LTR Fecha: AGOSTO 2019


Barreras F




1. Perforar intervalo

16

1. Pérdida de circulación

1. Desbalance de presión fluido / formación


1. Modelo geomecánico 2. Programa de Perforación (programa de fluidos) 3. Empleo de material obturante preventivo 4. Reserva de materiales para preparación de fluido 5. Monitoreo en tiempo real de parámetros de perforación.

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

17 2. Inestabilidad del pozo

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

18 3. Atrapamiento de sarta

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

19

2. No se alcanza la profundidad programada

1. Atrapamiento de sarta 1. Retrasos

Operativos

1. Ajuste del modelo geomecánico 2. Programa de densidad

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F




20 2. Pez / Side track

1. Programa de Perforación (programa de hidraúlica y fluidos) 2. Monitoreo en tiempo real de parámetros de perforación. 3. Registro de horas de rotación de la tubería de perforación

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

21

3. Desviación del control de verticalidad

2. Configuración de sarta inadeacuada


1. Información de los pozos de correlación 2. Análisis de configuración de sarta y puntos de estabilización 3. Uso de sistema rotatorio 4. Certificados de herramientas 5. Operación de herramientas dentro de sus límites permisibles

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F




22

4. Influjo (brote) 1. Densidad inadecuada


1. Información de los pozos de correlación 2. Análisis de suaveo y surgencia para realizar viajes 3. Monitoreo de niveles a tanques de viajes 4. Calibración y ajuste de modelos geomecánicos y densidad 5. Monitoreo de las propiedades del fluido de perforación 6. Personal especializado, capacitado y con experiencia en control de brotes

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D













Barreras F




23

5. Manifestación de gas

1. Zona de yacimiento

1. Alteración a las propiedades del lodo

1. Programa de Perforación (programa de fluidos) 2. Desgasificación del lodo 3. Sistema de detección multigas 4. Conexiones superficiales de control 5. Personal especializado, capacitado y con experiencia en control de brotes

4 2 1 1 1 8/C 4/D 4/D 4/D 20/C

24

6. No recuperación de núcleo (De pared)

1. Fallo de la herramienta para corte de núcleo


1. Programa de mantenimiento 2. Certificación de equipos 3. Equipos de respaldo 4. Programa de perforación (programa de toma de información)

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D

25 2. Falta de información del yacimiento

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D













Barreras F




26

2. Error humano


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia 2. Programa de perforación (programa de toma de información) 3.Procedimiento Operativo para armar barril muestrero, efectuar corte y recuperación de núcleo 4. Supervisión por compañía de servicio de corte de núcleo

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D


2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D

2. Toma de registros con cable

28

1. Atrapamiento de sonda

1. Problemas de agujero (geometría,

configuración de la

herramienta, desbalance de presión fluido /

formación)


1. Programa de perforación 2. Toma de información con tubería de perforación 3. Herramientas de pesca 4. Equipo de respaldo

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

29 2. Pez 2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D


2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F




31

2. Fallo de los equipos de toma de registros con cable

2. Error humano


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia 2. Procedimientos operativos para la toma de registros

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia. 2. Supervisión por parte del proveedor del servicios

2 1 1 1 1 2/D 2/D 2/D 2/D 8/D

3. Introducir TR

33 1. Fallo de la TR 1. Materiales inadecuados


1. Certificado de fabricación de TR 2. Control de calidad de tubulares

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D













Barreras F






1. Procedimiento de apriete de la compañía especializada 2. Supervisión por Técnico Especialista de la compañía proveedora de tubulares 3. Procedimiento Operativo para armar tubería tramo por tramo 4. Supervisión Proveedor de conexión

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

35 2. Fallo de equipos de apriete e izaje

1. Falta de mantenimiento


1. Programa de mantenimiento preventivo 2. Certificación de equipos 3. Supervisión Proveedor de conexión

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

36

3. Atrapamiento de la TR

1. Presión diferencial


1. Ajuste de densidad 2. Control de velocidad de introducción 3. Análisis de velocidad de introducción

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

37 1. Geometría del agujero


3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D













Barreras F




38

4. Fallo del colgador

1. Falta de limpieza en la TR de anclaje


1. Escariar TR de acuerdo al procedimiento de la compañía proveedora del colgador

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

39 2. Pérdida de la hermeticidad del pozo

1. Procedimientos operativos de la compañía proveedora del colgador 2. Reporte del armado del colgador

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

40

2. Materiales fuera de

especificación


1. Certificación de materiales 2. Prueba de equipo en base antes del envío al pozo 3. Supervisión por compañía de servicio del colgador soltador 4. Supervisión por compañia de perforación 5. Procedimientos operativos de la compañía proveedora del colgador 6. Reporte del armado del colgador

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D


2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F




42

3. Error humano


1. Procedimiento para meter, anclar y cementar tuberías de revestimiento 2. Personal especializado, capacitado y con experiencia 3. Supervisión por compañía perforadora 4. Supervisión por compañía de servicio del colgador

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D


2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

44

5. Fallo en el anclaje

1. Materiales fuera de

especificación


1. Certificación de materiales 2. Prueba de equipos en base antes del envío al pozo 3. Supervisión por compañía de servicio del colgador 4. Supervisión por compañia perforadora 5. Procedimientos operativos de la

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D


2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F




46 2. Anclaje prematuro


compañía proveedora del colgador 6. Reporte del armado del colgador 2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

4. Cementar TR

47

1. Mala calidad de la cementación

1. Diseño inadecuado de la cementación



2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

48 2. Mala calidad de la lechada


1. Prueba de Laboratorio (Compañía de Servicios de Cementación) 2. Programa operativo de cementación

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F




49 3. Error humano


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia 2. Procedimiento Operativo para el Diseño de la Cementación de Tubería de Revestimiento 3. Programa operativo de cementación

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

50

4. Fallo del suministro de cemento a la UAP


1. Programa de cementación. 2. Compresor de respaldo para suministro de cemento. 3. Pruebas funcionales a los equipos previo al inicio de la cementación

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

51 5. Fallo de la UAP


1. Programa de cementación. 2. Pruebas funcionales a los equipos previo al inicio de la cementación. 3. Programa de mantenimiento a la UAP. 4. Personal especializado, capacitado y con experiencia

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F




5. Activar empaque del colgador

52

1. No hay hermeticidad del empacador del colgador

1. Mala calidad de los materiales


1. Certificación de materiales 2. Supervisión por compañía de servicio del colgador 3. Colgador de respaldo

4 1 1 1 2 4/D 4/D 4/D 8/C 20/C


2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

54

2. Error humano


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D


2. Procedimiento para meter, anclar y cementar tuberías TR

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

6. Prueba de hermeticidad

56 1. Fallo de la TR durante la prueba

1. Materiales inadecuados


1. Certificado de fabricación de TR 2. Control de calidad de tubulares (Proveedor)

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D













Barreras F






1. Procedimiento de apriete de la compañía especializada 2. Supervisión por Técnico Especialista de la compañía proveedora de tubulares 3. Procedimiento Operativo para armar tubería tramo por tramo

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

58 3. Mala cementación



2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D









Sistema/Subsistema/Nodo: Etapa 3 Terminación y Taponamiento

Equipo Multidisciplinario:

TVR, JC, HM, CM, HAGM, DATV, MCM, VRL, LAAC,HBG, AGBR, LTR

Fecha: AGOSTO 2019


Barreras F




1. Prueba de producción

59 1. Problemas

operativos

1. Fallo en el proceso de lavado del pozo (resistencia al bajar, contaminación de fluido empacante, error humano)


1. Personal especializado, capacitado y con experiencia 2. Procedimiento para lavado de pozos 3. Procedimiento de diseño para seleccionar fluidos empacadores 4. Programa de terminación (lavado) 5. Propuesta de lavado de pozo (compañía de servicio)

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Fecha: AGOSTO 2019


Barreras F




60

2. Fallo de accesorios y pistolas (fallo en válvulas de fondo, fallo del empacador, fallo de pistolas, comunicación entre TP y EA, error humano)


1. Procedimiento para diseñar disparos de producción 2. Guía de diseño de aparejos de producción 3. Programa de terminación 4. Certificado de equipos 5. Herramientas de respaldo 6. Personal especializado, capacitado y con experiencia 7. Propuesta de disparo (compañía de servicio)

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D

61 3. Fallo de equipo de medición


1. Sistema de control de presión 2. Sistema de control superficial 3. Certificación de equipos 4. Pruebas de presión de líneas 5. Propuesta de medición (Compañía de servicios)

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Fecha: AGOSTO 2019


Barreras F




62

4. Fallo de logística (materiales de terminación)


1. Programa de acopio de materiales previo a la actividad de terminación. 2. Reunion de terminación en papel.

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D

2. Aislamiento y Taponamiento

63 1. Problemas

operativos

1. Fallo del retenedor (anclaje anticipado por resistencia, rotación en ambos sentidos, movimiento brusco de cuñas)

1. Retrasos Operativos (molienda de retenedor)

1. Procedimiento Operativo para meter y anclar retenedor de cemento 2. Personal especializado, capacitado y con experiencia 3. Certificado de equipos 4. Materiales de respaldo 5. Propuesta de introducción (Compañía de servicios)

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D












Fecha: AGOSTO 2019


Barreras F




64

2. Fallo del TxC (cálculo de volumen de cemento inadecuado, fallo de la UAP, contaminación de la lechada, mala calidad de materiales y/o aditivos, fraguado prematuro)


1. Procedimiento Operativo para colocar tapón de cemento con tubo aguja y TP 2. Personal especializado, capacitado y con experiencia 3. Propuesta de cementación de la compañía de servicio 4. Stock de materiales para cementación 5. Certificado de equipos 6. Certificado de materiales 7. Guía de taponamiento y abandono

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D









Sistema/Subsistema/Nodo: Etapa 4 Equipo de Perforación Equipo Multidisciplinario:


Fecha: AGOSTO 2019

No ¿Qué pasa si ? Causa(s) Consecuencias Salvaguardas/ Barreras F Consecuencias Recomendaciones/

Acciones Responsable

Aceptación del Riesgo MR

Pe Po Am Pr/In Pe Po Am Pr/In

Equipo de perforación

65 1. Equipos de control superficial no disponibles.

1. Fallo durante la realización de prueba.


1. Programa de Mantenimiento planeado a los BOP. 2. Pruebas de funcionalidad y presión de los preventores 3. Personal especializado, capacitado y con experiencia. 4. Registros de control de los ciclos de apertura y cierre de preventores. 5. Stock de refaccionamiento. 6. Almacenamiento de los elastómeros bajo condiciones especiales del fabricante.

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D











Fecha: AGOSTO 2019





66

2. Sistema de circulación de

fluido de perforación no

disponible

1. Fallo de bombas de lodo


1. Bomba de lodo de reserva (dos en funcionamiento) 2. Programa de mantenimiento 3. Stock de refaccionamiento 4. Rutinas de inspección 5. Manejo por parte de personal capacitado y entrenando. 6. Dispositivos salvaguardas por diseño (Cámara de pulsaciones, válvula de alivio, válvula de purgado, etc.). 7. Sistema de monitoreo de parámetros de perforación. 8. Directiva de integridad mecánica

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D











Fecha: AGOSTO 2019





67 2. Fuga en conexión de stand pipe


1. Programa de mantenimiento 2. Certificado de equipos 3. Línea de stand pipe de reserva (secundaria) 4. Inspección por parte de tercerías. 5. Manejo por parte de personal capacitado y entrenando. 6. Sistema de monitoreo de parámetros de perforación. 7. Directiva de integridad mecánica 8. Rutinas de inspección

3 1 1 1 2 3/D 3/D 3/D 6/C 15/D











Fecha: AGOSTO 2019





68 3. Fuga en tubo lavador


1.Stock de refaccionamiento. 2. Seguimiento y cambio por horas de uso de tubo lavador. 3. Programa de mantenimiento 4. 5. Monitoreo de las condiciones reológicas del fluido. 6. Directiva de integridad mecánica

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D











Fecha: AGOSTO 2019





69

3. Fallo del sistema de generación y distribución de

energía eléctrica

1. Error humano (mala operación)


1. Programa de mantenimiento 2. Motogenerador de reserva 3. Sistema de Distibución de Potencia 4. Personal capacitado y con experiencia 5. Banco de baterías (UPS) 6. Paros y alarma de los motogeneradores 7. Procedimientos de restablecimiento de la energía

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D











Fecha: AGOSTO 2019





70

2. Falla de equipo de generación /distribución de electricidad


1. Programa de mantenimiento 2. Motogenerador de reserva 3. Sistema de Distibución de Potencia 4. Personal capacitado y con experiencia 5. Banco de baterías (UPS) 6. Paros y alarma de los motogeneradores 7. Procedimientos de restablecimiento de la energía

2 1 1 1 2 2/D 2/D 2/D 4/D 10/D





Del análisis mediante la Técnica What if?, se analizaron 70 Peligros, de los cuales, 154 Escenarios alcanzaron la Magnitud de Riesgo,

correspondiendose con Riesgos del Tipo “C” (Aceptables con Controles). A continuación, en la Tabla 59, se presentan dichos Peligros.

TABLA 59. RESUMEN ESTADÍSTICO DE LOS PELIGROS DE ALTO POTENCIAL IDENTIFICADOS EN EL WHAT IF.

Nombre del Estudio

“ANÁLISIS DE RIESGO DEL SECTOR HIDROCARBUROS DE LA PERFORACIÓN DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO CON EL EQUIPO DE

PERFORACIÓN RIG 738” Rev Hoja De

Organismo / CT / Planta o

Área de proceso

CUENCA DE BURGOS NORTE CONTRATO PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN

YACIMIENTOS CONVENCIONALES TERRESTRES BAJO LA MODALIDAD DE LICENCIA

BLOQUE BG-02

Equipo Multidisciplinario


Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)

Desviación (Peligro) Causa(s)

(Evento Crítico Equivalente) Consecuencias

Recomendaciones/acciones

Responsable MR

23 TR-5 1/2” 5. Manifestación de gas 1. Zona de yacimiento 1. Alteración a las propiedades del lodo

20

52 TR-5 1/2” 1. No hay hermeticidad del empacador del colgador



20

3 TR-9 5/8” 1. Fallo de la TR 1. Materiales inadecuados 1. Retrasos Operativos

15

7 TR-9 5/8” 3. Atrapamiento de la TR 1. Evento litológico 1. Retrasos Operativos

15

16 TR-5 1/2” 1. Pérdida de circulación 1. Desbalance de presión fluido / formación


15


2. Inestabilidad del pozo

15


3. Atrapamiento de sarta

15





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR

22 TR-5 1/2” 4. Influjo (brote) 1. Densidad inadecuada 1. Retrasos Operativos

15

33 TR-5 1/2” 1. Fallo de la TR 1. Materiales inadecuados 1. Retrasos Operativos

15

34 TR-5 1/2” 1. Fallo de la TR 2. Armado inadecuado de la TR 1. Retrasos Operativos

15

35 TR-5 1/2” 2. Fallo de equipos de apriete e izaje 1. Falta de mantenimiento 1. Retrasos Operativos

15

36 TR-5 1/2” 3. Atrapamiento de la TR 1. Presión diferencial 1. Retrasos Operativos

15

37 TR-5 1/2” 3. Atrapamiento de la TR 1. Geometría del agujero 1. Retrasos Operativos

15

62

Terminación y

Taponamiento

1. Problemas operativos 4. Fallo de logística (materiales de terminación)


15





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR

66 Equipo de

Perforación 2. Sistema de circulación de fluido de perforación no disponible

1. Fallo de bombas de lodo 1. Retrasos Operativos

15

67 Equipo de


2. Fuga en conexión de stand pipe


15

1 TR-9 5/8” 1. No se alcanza la profundidad programada

1. Atrapamiento de sarta 1. Retrasos Operativos

10


2. Resistencias y fricciones en el pozo


10

8 TR-9 5/8” 1. Mala calidad de la cementación 1. Diseño inadecuado de la cementación


10

9 TR-9 5/8” 1. Mala calidad de la cementación 2. Mala calidad de la lechada 1. Retrasos Operativos

10

10 TR-9 5/8” 1. Mala calidad de la cementación 3. Error humano 1. Retrasos Operativos

10

11 TR-9 5/8” 1. Mala calidad de la cementación 4. Fallo del suministro de cemento a la UAP


10

12 TR-9 5/8” 1. Mala calidad de la cementación 5. Fallo de la UAP 1. Retrasos Operativos

10





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR

13 TR-9 5/8” 1. Fallo del BOP / CSC durante las pruebas

1. Desgastes por el uso (elastómeros, cuerpo)


10


2. Fallo en el suministro de fluido hidráulico


10


3. Error humano 1. Retrasos Operativos

10


1. Atrapamiento de sarta 1. Retrasos Operativos

10


1. Atrapamiento de sarta 2. Pez / Side track

10

21 TR-5 1/2” 3. Desviación del control de verticalidad

2. Configuración de sarta inadeacuada


10

28 TR-5 1/2” 1. Atrapamiento de sonda

1. Problemas de agujero (geometría, configuración de la herramienta, desbalance de presión fluido / formación)


10

29 TR-5 1/2” 1. Atrapamiento de sonda

1. Problemas de agujero (geometría, configuración de la herramienta, desbalance de presión fluido / formación)

2. Pez

10

30 TR-5 1/2” 1. Atrapamiento de sonda 1. Problemas de agujero (geometría, configuración de la

3. Falta de información del yacimiento

10





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR

herramienta, desbalance de presión fluido / formación)

38 TR-5 1/2” 4. Fallo del colgador 1. Falta de limpieza en la TR de anclaje


10

39 TR-5 1/2” 4. Fallo del colgador 1. Falta de limpieza en la TR de anclaje

2. Pérdida de la hermeticidad del pozo

10

40 TR-5 1/2” 4. Fallo del colgador 2. Materiales fuera de especificación


10

41 TR-5 1/2” 4. Fallo del colgador 2. Materiales fuera de especificación


10

42 TR-5 1/2” 4. Fallo del colgador 3. Error humano 1. Retrasos Operativos

10

43 TR-5 1/2” 4. Fallo del colgador 3. Error humano 2. Pérdida de la hermeticidad del pozo

10

44 TR-5 1/2” 5. Fallo en el anclaje 1. Materiales fuera de especificación


10

45 TR-5 1/2” 5. Fallo en el anclaje 1. Materiales fuera de especificación


10

46 TR-5 1/2” 5. Fallo en el anclaje 2. Anclaje prematuro 1. Retrasos Operativos

10

47 TR-5 1/2” 1. Mala calidad de la cementación 1. Diseño inadecuado de la cementación


10





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR

48 TR-5 1/2” 1. Mala calidad de la cementación 2. Mala calidad de la lechada 1. Retrasos Operativos

10

49 TR-5 1/2” 1. Mala calidad de la cementación 3. Error humano 1. Retrasos Operativos

10

50 TR-5 1/2” 1. Mala calidad de la cementación 4. Fallo del suministro de cemento a la UAP


10

51 TR-5 1/2” 1. Mala calidad de la cementación 5. Fallo de la UAP 1. Retrasos Operativos

10




10



10


2. Error humano 2. Pérdida de la hermeticidad del pozo

10

56 TR-5 1/2” 1. Fallo de la TR durante la prueba

1. Materiales inadecuados 1. Retrasos Operativos

10


2. Armado inadecuado de la TR 1. Retrasos Operativos

10





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR


3. Mala cementación 1. Retrasos Operativos

10

59

Terminación y

Taponamiento

1. Problemas operativos

1. Fallo en el proceso de lavado del pozo (resistencia al bajar, contaminación de fluido empacante, error humano)


10

60

Terminación y

Taponamiento


2. Fallo de accesorios y pistolas (fallo en válvulas de fondo, fallo del empacador, fallo de pistolas, comunicación entre TP y EA, error humano)


10

61

Terminación y

Taponamiento

1. Problemas operativos 3. Fallo de equipo de medición 1. Retrasos Operativos

10

63

Terminación y

Taponamiento


1. Fallo del retenedor (anclaje anticipado por resistencia, rotación en ambos sentidos, movimiento brusco de cuñas)

1. Retrasos Operativos (molienda de retenedor)

10





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR

64

Terminación y

Taponamiento


2. Fallo del TxC (cálculo de volumen de cemento inadecuado, fallo de la UAP, contaminación de la lechada, mala calidad de materiales y/o aditivos, fraguado prematuro)


10

65 Equipo de

Perforación 1. Equipos de control superficial no disponibles.

1. Fallo durante la realización de prueba.


10

68 Equipo de


3. Fuga en tubo lavador 1. Retrasos Operativos

10

69 Equipo de

Perforación 3. Fallo del sistema de generación y distribución de energía eléctrica

1. Error humano (mala operación)


10

70 Equipo de

Perforación 3. Fallo del sistema de generación y distribución de energía eléctrica

2. Falla de equipo de generación /distribución de electricidad


10

4 TR-9 5/8” 1. Fallo de la TR 2. Armado inadecuado de la TR 1. Retrasos Operativos

8

5 TR-9 5/8” 2. Fallo de equipos de apriete e izaje 1. Error humano 1. Retrasos Operativos

8





Nombre del Estudio




Área de proceso



BLOQUE BG-02



Fecha AGOSTO

2019

N° de Esc.

Nodo (Etapa)




Responsable MR

6 TR-9 5/8” 2. Fallo de equipos de apriete e izaje 2. Falta de mantenimiento 1. Retrasos Operativos

8

24 TR-5 1/2” 6. No recuperación de núcleo (De pared)



8



2. Falta de información del yacimiento

8



8


2. Error humano 2. Falta de información del yacimiento

8

31 TR-5 1/2” 2. Fallo de los equipos de toma de registros con cable


8

32 TR-5 1/2” 2. Fallo de los equipos de toma de registros con cable

2. Error humano 2. Falta de información del yacimiento

8






De la Tabla anterior se extrae que, de los 70 Escenarios analizados, ninguno resultó con Magnitud

del Riesgo Tipo “A” o Tipo “B”, por lo que no se requiere un Análisis adicional, aplicando Técnicas

Cuantitativas. En el Anexo “I”, se presentan las hojas de trabajo del Análisis What If…?, donde se

muestran los Escenarios de Riesgo (70) analizados en el presente Estudio ARSH.

En siguiente Figura, se presentan los 280 Escenarios de Riesgo evaluados, distribuidos por Tipo de

Riesgo y por Factor al que afecta. Se puede observar que la mayor cantidad de Riesgos,

correspondió al Riesgo Tolerable Tipo “D” (264).

No obstante, igual es importante destacar, que los Elementos Vulnerable Daño al personal y Pérdida

de Producción/Daño a la Instalación, presentaron Escenarios con Riesgo Aceptable con control Tipo

“C”.

FIGURA 37 ESCENARIOS DE RIESGOS EVALUADOS POR WHAT IF

0

10

20

30

40

50

60

70


69 70 70

55

1

15

Escenarios de RiesgoWhat if...?






En la Tabla 60 a continuación, se resume el total de los 280 Escenarios de Riesgo evaluados, por

cada uno de los 4 Elementos Vulnerables (Daño al Personal, a la Población, al Medio ambiente y a

la Instalación/Producción).

TABLA 60. RESUMEN WHAT IF.


Tipo D 264 94.29%

Tipo C 16 5.71%

Tipo B 0 0%

Tipo A 0 0%

TOTAL: 280 100.00%

Tal como se señaló en el análisis de la página anterior, de la Tabla se extrae que el Riesgo Tolerable

Tipo “D”, fue el que tuvo el mayor porcentaje de ocurrencia (94.29%); en tanto, el Riesgo Indeseable

Tipo “C”, presentó un porcentaje de ocurrencia del 5.71%.

Así mismo, se puede observar que el Riesgo Aceptable con Controles Tipo “B” y el Riesgo No

Tolerable Tipo “A” no presentaron un porcentaje de ocurrencia.

A continuación en la Figura 38, se muestra cómo quedan distribuidos los 280 Escenarios de Riesgo

evaluados, en las Matrices de Jerarquización de Daños al Personal, Población, Medio Ambiente e

Instalación / Producción.





FUENTE: Análisis Equipo Especialistas ARSH CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS.

FIGURA 38 UBICACIÓN DE ESCENARIOS EVALUADOS POR WHAT IF DE ACUERDO A SU CATEGORIA DE


Derivado del Análisis Cualitativo, que se realizó con la aplicación de las Técnicas BowTie y What

If..?, resultaron tres (3) Escenarios con Magnitud del Riesgo aceptables con controles Tipo “C”. Estos

Escenarios correspondieron a la Etapa: TR 5 1/2” (TR 5 1/2”-04-03) en la técnica Bowtie y el

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 1 1 F4 2

F3 14 F3 14

F2 54 F2 54

F1 F1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6


Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño


C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 2 F4 1 1

F3 14 F3 14

F2 54 F2 9 45

F1 F1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6


Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño






escenario 23 y 52 en la técnica what if…? En ambos casos corresponden a la etapa TR 5 ½”, la

Consecuencia fue la Alteración a las propiedades del lodo por manifestación de gas y Retrasos

Operativos por falta de hermeticidad del empacador del colgador.

Debido a que el escenario de descontrol de pozo con consecuencia de incendio / explosión, fue el

que presento mayor magnitud de riesgo se analisara con técnicas cuantitativas de Frecuencias y

Consecuencias, con el fin de determinar, si el Nivel de Riesgo calificado en cada Escenario, no fue

sobre-evaluado o sub-estimado.

El ajuste de la categoría de Frecuencia, se efectuó mediante la aplicación de la Técnica de Árbol de

Fallas. Adicionalmente, se efectuó la modelación del Evento de Descontrol de Pozo, para determinar

los posibles niveles de Radiación, Sobrepresión y Toxicidad.

Durante el Análisis Cualitativo mediante la Técnica Bowtie y What If?, el GMAER emitió las

siguientes recomendaciones:

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-01. Cumplir con la integridad mecánica a través de la aplicación de los

programas de mantenimiento a los equipos críticos.

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-02. Para verificar que el agujero este en condiciones para recibir la TR de

9 5/8", se recomienda realizar viaje corto

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-03. Para evitar el derrumbe de las paredes del agujero posterior al viaje

corto, se recomienda dejarlo en seno del lodo de control.

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-04. Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la

intervención de la Etapa TR 5 1/2”. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis

de Riesgo del Sector Hidrocarburos

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-05. Considerar la factibilidad de contar con Herramienta de Pesca en sitio.

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-06. Se deben garantizar antes de entrar a la etapa objetivo que las

salvaguardas (barreras primarias y secundarias activas y pasivas) están disponibles para disminuir o prevenir la

ocurrencia de incidentes de control de pozo

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-07. Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a

la intervención de la Etapa de terminación. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en

el presente Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos.





El Escenario más Frecuente determinado por el GMAER con la técnica Bowtie corresponde al brote

y mediante la técnica What if..? corresponde a los escenarios de manifestación de gas y falta de

hermeticidad del empacador del colgador. Éstos Escenario no requirieron un análisis posterior,

debido a que estos Eventos estan asociado a las caudas de descontrol de pozos, el cual se analizara

mediante técnicas cuantitativas.

No se determinó un Escenario Alterno debido a que se identificó el Peor Escenario.





VII RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE LOS ESCENARIOS DE RIESGOS “NO TOLERABLES (TIPO A) E INDESEABLES (TIPO B)”

VII.1. Resultados del Análisis de Frecuencias por Árbol de Fallas.

A continuación, se presentan los resultados de la Estimación Cuantitativa de la Frecuencia del

Escenario de Riesgo Descontrol del Pozo, en las Etapas de TR 5 1/2”, que resulto con mayor

magnitud de riesgo en la identificación de Evaluación Cualitativa de Riesgos.

El Descontrol del Pozo, fue considerado el Escenario de Riesgo más grave del proceso de

perforación. Consiste en un Brote de Fluidos (agua de formación e hidrocarburos de la formación:

aceite, gas o mezcla gas/aceite), que no puede manejarse a voluntad, con posibles emisiones y

escenarios de Incendio y/o Explosión, que pueden provocar daño a los trabajadores, medio ambiente

y/o la instalación. Las secuencias accidentales que pueden conducir a un descontrol del pozo a partir

de la ocurrencia de un brote se ilustran en el árbol de eventos de la Figura siguiente.


FIGURA 39 ÁRBOL DE EVENTOS DEL DESCONTROL DEL POZO EN PERFORACIÓN

El Estudio Cuantitativo de Riesgos del Proceso de Perforación, está enfocado en la identificación de

los factores que generan estos Escenarios de Riesgo, estimando la Frecuencia con que pueden

presentarse y evaluando las posibles Consecuencias.

Se cuenta con bases de datos detalladas sobre la ocurrencia de Descontroles de Pozos y Brotes,

con información sobre el tipo de pozos en que se han producido (exploratorios, de desarrollo, de

parámetros normales o HPHT), así como sobre las Causas de Brotes y Fallos de Equipos

(particularmente del BOP), que han estado involucrados.

BROTE CIERRE DEL POZO CONTROL DEL POZO SECUENCIA

CIERRE Y CONTROL DEL POZO EXITOSOS

DESCONTROL DEL POZO POR FALLO DE REGULACIÓN DE PRESIÓN.

DESCONTROL DEL POZO POR FALLO DEL CIER





En este capítulo, se efectúa la estimación de la Frecuencia del Escenario de Descontrol del Pozo

TR 5 1/2”, que fue el escenario evaluado como Mayor Riesgo.

La determinación de la Frecuencia para el Evento de Descontrol del Pozo en perforación, se realiza

a partir de la descomposición de éste evento, en sucesos más probables, que son precursores de

éste, y sobre los cuales se dispone de estadísticas o criterios para la estimación de su Frecuencia o

Probabilidad.

El modelo desarrollado (Árbol de Fallas o Fault Tree), toma en cuenta los factores que, al

combinarse, condicionan la ocurrencia de descontrol del pozo en perforación, como causas de

brotes en diferentes regímenes de trabajo de la perforación del pozo (perforación, circulación, viajes

de tubería, pozo abierto), así como errores humanos y fallos de equipos de cierre y control de presión

que pueden producirse durante el control del Brote.

El Árbol de Fallas es un método lógico deductivo, que permite descomponer un suceso no deseado

(Eveno Tope), que en este caso fue el Descontrol del Pozo, en sus causas, a través de su desarrollo

de arriba hacia abajo, mediante compuertas AND y OR.

Las compuertas AND indican que para que se produzca el evento a su salida, tienen que ocurrir

todos los eventos de sus entradas. Las compuertas OR indican que el evento a su salida, ocurrirá si

al menos es cierta una de sus entradas.

Se utilizan compuertas transferencia, con forma de triángulo isósceles, para representar eventos

cuyo desarrollo, por razón de espacio, se continúa en páginas posteriores, como se muestra a

continuación en la Figura 40.






FIGURA 40 ÁRBOL DE FALLOS DE DESCONTROL DE POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO EN LA ETAPA

DE PERFORACIÓN OBJETIVO.

Los sucesos básicos, son los que no tienen ulterior desarrollo, por lo que constituyen el nivel inferior

en el árbol, representándose en forma de círculos. Los eventos no desarrollados, en forma de rombo,

se consideran como sucesos básicos, tratándose de fallas de sistemas que no se desglosan más





porque no están en el alcance planteado de la modelación y porque se dispone de datos de

frecuencia o probabilidad para los mismos.

Como el Riesgo que finalmente se quiere determinar es el Descontrol del Pozo, dicho Evento

representa el suceso tope de todo el modelo y a él, se integran los demás sub-árboles.

El Árbol de Fallas, incluye los diferentes Escenarios en los que se considera la ocurrencia del

Descontrol del Pozo, para el objetivo a evaluar a nivel de Formación/Yacimiento: Etapa TR 5 1/2".

El descontrol en perforación, se desglosa a su vez para considerar el regímen de trabajo en que

puede darse (perforación, circulación, viajes, pozo abierto) y las barreras de control (primarias y

secundarias) disponibles en cada uno de ellos.

Para los Eventos de Fallos de barreras primarias y secundarias en cada régimen, se desarrollan

Sub-árboles de Falla, que consideran las causas de brote (falla de barrera primaria) en cada régimen

referido de la perforación, los intervalos de yacimiento u objetivos donde pueden originarse los

brotes, características de los objetivos, así como las particularidades del cierre del pozo, incluido el

control de presión del mismo (barreras secundarias), los errores y fallas que pueden producirse al

realizar estas funciones de seguridad en cada uno de los regímenes referidos.

Se consideran acciones para el cierre y control de presión del pozo inmediatas después del brote.

Acciones posteriores a un descontrol, como intervención para matar el pozo, no están contempladas,

por ser acciones de recuperación o reducción de consecuencias que no modifican la frecuencia de

descontrol.

VII.1.2 Consideraciones de la Modelación de Descontrol del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio.

Para el Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, se considera la Etapa TR 5 1/2”, para la que se

estimó preliminarmente el riesgo de Descontrol del Pozo con Categoría C.

Se consideran las Causas de manifestación o Brote del Pozo (fallas de barrera primaria), para

diferentes tipos de operaciones típicas de la perforación (perforación, circulación, viajes de

extracción de tubería, pozo abierto).





En las bases de datos referidas, se reportan Eventos de Falla de barrera primaria (causas de brote)

para diferentes eventos de pérdida de control del pozo (brote controlado, brote desviado, descontrol

subterráneo, descontrol superficial), para diferentes categorías de pozos (exploración, desarrollo),

no especificándose parámetros de estos. A partir de estas estadísticas, se estima la incidencia (%)

de cada causa de brote en los eventos de pérdida de control del pozo reportados, que coincide con

la incidencia para todos los brotes ocurridos.

Para el caso de fallas de barrera primaria, se utilizaron sólo los datos de referencia correspondientes

a pozos exploratorios, por la mayor relación demostrada entre esta categoría del pozo y la frecuencia

de brotes. Por otra parte, se consideraron para aumentar la base estadística, datos aplicables de

fallas de barrera primaria ocurridos con Equipos de perforación, porque se entiende que este tipo de

fallos, son menos dependientes del tipo de instalación.

En el modelo se consideran fallos de barreras secundarias activas (BOP, válvulas de cierre de

interior de TP, regulación de presión del pozo) y pasivas (cabezal del pozo, TR, cementación, zapata,

formación) reportados en las bases de datos de referencia.

En el caso de cierre interior de tubería, se trata individualmente el preventor de corte ciego, por ser

el único preventor que puede cerrar el interior de TP y ser la última barrera secundaria de reserva

ante el fallo de cualquiera de las restantes a cerrar el espacio interior de TP.

En el caso de cierre del hoyo vacío, se tratan individualmente el preventor anular y el ciego de corte

por ser los únicos que pueden cerrar el pozo en estas condiciones, en este régimen la efectividad

del cierre la garantiza el preventor ciego de corte.

Las probabilidades de falla de las barreras secundarias activas y pasivas se estiman en función de

la incidencia de estas fallas estimada en el presente Estudio a partir de las fallas de este tipo

reportados en las bases de referencia para eventos de pérdida de control de pozos (con BOP

instalado), que coincide con la incidencia para todos los brotes ocurridos.

En el presente Estudio, se considera un solo Error Humano, que se trata en forma explícita por su

incidencia decisiva en el curso de accidentes de Descontrol de Pozos, el cual es la detección tardía

del Brote, porque la misma usualmente condiciona otros errores, así como Fallo de Equipos (cierre

del BOP) en las acciones de respuesta al Brote.

Los datos de frecuencia de fallas se tomaron de referencias bibliográficas (Ver capitulo XIV

REFERENCIAS, 15, 16, 18, 19 y 20).





VII.1.3 Estimación de la Frecuencia de Ocurrencia de Descontrol del Pozo.

El Árbol de Fallas desarrollado (cada compuerta-sub-árbol que precede al evento tope), tiene dos

partes:

1. Una que estima la Frecuencia de Brotes por pozo (para diferentes causas que se pueden

presentar en cada actividad de la perforación) y

2. Otra que determina la Probabilidad de Falla de los equipos de control del pozo, a la demanda

y la probabilidad de errores humanos (en este caso detección tardía) en las acciones de

respuesta al brote.

Ambas partes, determinan la Frecuencia de Descontrol del Pozo.

En los Árboles de Fallas, pueden combinarse Eventos Tipo Frecuencia (en este caso causas de

Brote/Pozo), con Eventos de Probabilidades (probabilidad de falla en demanda de equipos de control

del pozo ante brote, probabilidades de errores humanos). El resultado que se obtiene, es la

Frecuencia del Evento Tope (en este caso, Frecuencia de Descontrol del Pozo).

La lógica del Árbol de Fallos desarrollado, se introdujo en el sistema informático CARA-Fault Tree,

al cual también se le introdujeron los datos estimados para cada evento básico del Árbol de Fallas

(Probabilidades de Fallas de Equipos, Errores Humanos, Frecuencias de Causas de Brotes).

VII.1.4 Principales Resultados.

A continuación, se describen los principales resultados obtenidos, que son la Frecuencia de

Descontrol del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, durante la Etapa TR 5 1/2”, así como la

importancia de los diferentes contribuyentes, a este tipo de Escenario de Riesgo.

La Frecuencia de Descontrol del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio en perforación,

circulación, viajes, pozo abierto se obtienen calculando las Frecuencias de las compuertas previas

al Evento Tope. Los resultados, se presentan a continuación en la Tabla 61.





TABLA 61 FRECUENCIAS PARA DIFERENTES CASOS DE DESCONTROL DEL PROYECTO POZO CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO.

Evento-Compuerta Descripción Frecuencia

(1/pozo)

Top event: Descontrol del Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio 1.11E-04


VII.1.5. Contribuciones de los Casos Particulares del Descontrol del Pozo por sus Causas.

Los Casos Particulares posibles de Descontrol del Pozo por sus Causas, están dados por las

combinaciones de Eventos que pueden dar lugar al mismo, denominadas Conjuntos Mínimos. Los

casos referidos, están integrados por una Falla (debido a una causa determinada) del control

primario del pozo-falla de barrera primaria, que conduce a un Brote, para un régimen de trabajo dado

de la perforación (perforación, circulación, viajes, pozo abierto), más uno o más fallas de barreras

secundarias, que conducen a la pérdida del control del pozo a continuación del brote.

En el Anexo “J”, se presenta como parte de las salidas del software Cara-Fault Tree, la lista de los

casos o conjuntos mínimos hasta Orden 3, con la especificación de su Frecuencia y de la

contribución individual de cada uno a la Frecuencia de Descontrol del Pozo.

La contribución individual de un caso o conjunto mínimo puede interpretarse como la probabilidad

de que, de ocurrir un Descontrol del Pozo, el mismo esté dado por ese caso particular. La

contribución acumulada hasta un caso dado, puede interpretarse como la probabilidad de que, de

ocurrir un Descontrol del Pozo, el mismo esté dado por ese caso particular o cualquiera de los que

le preceden.

El total de casos de descontrol del pozo (conjuntos mínimos) resultantes de la evaluación del modelo

desarrollado para el descontrol del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio es de 247. Los casos

que contribuyen significativamente a la Frecuencia de Descontrol, son una fracción de este total. Los

primeros 2 contribuyen al 0.81% de la Frecuencia de Descontrol del Pozo, los primeros 40

contribuyen al 16.19%, los primeros 223 contribuyen al 90.28%, los primeros 227 contribuyen al

91.90% y los 247 contribuyen al 100%.





El modelo que se desarrolló para el presente Estudio ARSH, tiene en cuenta los diferentes factores

que, al combinarse, condicionará la ocurrencia de Descontrol del Pozo en perforación, como Causas

de Brotes en diferentes regímenes de trabajo de la perforación del pozo (perforación, circulación,

viajes de tubería, pozo abierto), asi como errores humanos y fallas de equipos de cierre y control de

presión del pozo que pueden producirse durante el control del brote.

VII. 2. Análisis de Consecuencias de los Escenarios de Mayor Riesgo (No Tolerables e Indeseables), Caso Alterno y Peor Caso.

El Escenario Descontrol del Pozo en perforación TR 5 1/2”, que fue el Escenario evaluado con

Riesgo Aceptablecon controles Tipo “B” y mayor magnitud de riesgo, se analizo con el objetivo de

determinar la posible Área de Afectación.

Los “Lineamientos, en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio

Ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y

Extracción de Hidrocarburos”, emitidos por la ASEA [1], definen que el Peor Escenario “corresponde

al mayor volumen estimado del material, energía o sustancia peligrosa producto de una liberación

accidental, y el cual pudiese resultar en la afectación a las personas, al medio ambiente o a las

Instalaciones”.

Para la determinación del Peor Escenario por sus Consecuencias, hay que tener en cuenta la

magnitud de la fuga asociada y la magnitud del impacto o daño resultante de la misma. Los gastos

de fuga asociados al Descontrol del Pozo en perforación, dependen de las características de la

formación, las propiedades de los fluidos esperados, el grado de penetración de la formación y la

resistencia hidráulica de la ruta que sigue el flujo dentro del pozo. El Peor Escenario del Proyecto

Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, es el Descontrol del Pozo con Agujero Descubierto en la

penetración del objetivo durante la perforación de la Etapa de TR 5 1/2”.

Se asume un descontrol en la Etapa TR 51/2”. Se consideró la arquitectura del Estado Mecánico

programado del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio. La producción de fluidos sin control, se

realizó considerando el flujo a través de la TR 5 1/2”.





Inmediatamente que ocurre el Descontrol del Pozo, está planificado desencadenar las acciones de

respuesta, que, en caso de requerirse, incluyen acciones de emergencia para recuperar el control

del pozo.

A continuación, se establecieron los criterios utilizados para la Modelación de Escenarios por Fugas

y Derrames de Sustancias Peligrosas:

Condiciones Ambientales: De acuerdo a las posibles condiciones en el sitio, se definen Temperatura

Ambiente y Humedad Relativa, bajo los siguientes criterios (Tabla 62):

TABLA 62 CRITERIOS PARA SELECCIÓN DE TEMPERATURA, HUMEDAD RELATIVA Y PRESIÓN

ATMOSFÉRICA

Para Peor Caso Caso más Probable Caso Alterno

Temperatura Ambiente / Humedad Relativa

Sustancias Tóxicas

Utilizar la temperatura máxima alcanzada en los últimos tres años y la humedad relativa promedio en estemismo periodo. Si ambos datos no están disponibles utilizar como temperatura ambiente 25°C y una humedad reñativa del 50%

Utilizar la temperatura ambiente y humedad relativa promedio, en los últimos tres años. Si ambos datos no están disponibles utilizar como temperatura ambiente 25°C y una humedad reñativa del 50%

Sustancias Inflamables Explosivas

Utilizar la temperatura ambiente y humedad relativa promedio, en los tres años. Si ambos datos no están disponibles, utilizar como temperatura ambiente 25°C y una humedad relativa del 50%

Presión Atmosférica

La correspondiente en el Sitio

Fuente: Criterios Técnicos para simular Escenarios de Riesgo por Fugas y Derrames de Sustancias Peligrosas, en instalaciones de

Petróleos Mexicanos. DCO-GDOESSSPA-CT-001.

Condiciones meteorológicas al momento de la Fuga: Se debe elegir una combinación de condiciones

meteorológicas, de acuerdo a la velocidad del viento y a la estabilidad atmosférica en el sitio

(condición de Pasquill), en este caso, se consideró la combinación de 1.5 A/B y 1.5 F.





TABLA 63 CONDICIONES METEOROLÓGICAS PARA LA MODELACIÓN.

Peor Caso Caso más Probable

La velocidad del viento y la estabilidad atmosférica, deben determinarse de acuerdo a una base de datos con información de los últimos tres años. En caso de no contar con esta información, utilizar como velocidad del viento 1.5 m/s y una estabilidad clase F.

La velocidad del viento y la estabilidad atmosférica, deben determinarse de acuerdo a una base de datos con información de los últimos tres años. En caso de no contar con esta información, utilizar como velocidad del viento 1.5 m/s y una estabilidad clase F.



TABLA 64 CONDICIONES ESPERADAS EN SITIO

Velocidad del viento (1) (m/s)

Día (Nivel de radiación) Noche (Cobertura del cielo)

Elevado (2) Moderado Bajo (3) Mas del 50% Menos del 50%

<2 A A - B B E F

2 - 3 A - B B C E F

3 - 5 B B - C C D E

5 - 6 C C - D D D D

> 6 C D D D D

(1) A 10 metros de altura (2) El sol se encuentra alto en el cielo sin nubes (3) El sol se encuentra bajo en el cielo sin nubes



TABLA 65 CLASIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE ESTABILIDAD ATMOSFÉRICA.

Condición de Pasquill

Atmósfera Condiciones esperadas en el Sitio

A Muy Inestable Totalmente Soleado con Vientos Ligeros

A/B Inestable Como A, sólo que menos soleado o con más vientos

B Inestable Como A/B, sólo que todavía menos soleado o con más

vientos





TABLA 65 CLASIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE ESTABILIDAD ATMOSFÉRICA.

Condición de Pasquill

Atmósfera Condiciones esperadas en el Sitio

B/C Moderadamente

Inestable Sol y Vientos moderados

C Moderadamente

Inestable Mucho Sol y mucho Viento o nublado con vientos ligeros

C/D Moderadamente

Inestable Sol moderado y mucho Viento

D Neutral Poco sol y mucho Viento, o nublado con vientos durante la

noche

E Moderadamente Estable Menos nublados y menos vientos durante la noche que en D

F Estable Noche con Nublado moderado y Vientos de ligeros a

moderados

G Muy Estable Posible Niebla



En la Tabla 66 se indican los niveles de evaluación de las concentraciones de sustancias tóxicas,

radiación y sobrepresión estipulados por la SEMARNAT.

TABLA 66 . NIVELES DE REFERENCIA ESTIPULADOS POR SEMARNAT.

Zonas de seguridad Toxicidad (Concentración)

Inflamabilidad (Radiación Térmica)

Explosividad (Sobrepresión)

Zona de Alto Riesgo IDLH 5 kW/m2 o 500 BTU/Pie2h 1.0 lb/plg2

Zona de Amortiguamiento TLV8 o TLV15 1.4 kW/m2 o 440 BTU/Pie2h 0.5 lb/plg2



En la siguiente tabla se determinan los Orificios Equivalentes de Fuga.





TABLA 67. DETERMINACIÓN DE LOS ORIFICIOS EQUIVALENTES DE FUGA. Tamaño de Orificio Intervalo Valor Representativo

Pequeño 0 – ¼ pulg (0-6.35 mm) ¼” (6.35 mm)

Medio ¼ – 2 pulg (6.35 -50.8 mm) 1” (25.4 mm)

Grande 2 – 6 pulg (50.8 – 152.4 mm) 4 Pulg (101.6 mm)

Ruptura > 6 pulg (> 152.4 mm) Diámetro del Recipiente Hasta un

máximo de 16 pulg. (406.4 mm) Fuente: API RP 581 Risk Based Inspection

Con base en la Identificación y Jerarquización de Riesgos efectuada en la aplicación de la Técnica

BowTie, se determino un (1) Eventos de Pérdida de Contención con posible Derrame de Sustancias

Peligrosas Inflamables y/o Tóxicas, que sean representativos y correspondientes a los escenarios

de descontrol del pozo en superficie, según se indica en la Tabla 68.

TABLA 68 . ESCENARIOS DE RIESGO IDENTIFICADOS.

No. Clave del escenario

identificado

Descripción del escenario

identificado

Nivel de Riesgo (frecuencia por consecuencia)

Identificación del nodo o sistema

Nombre de la Instalación o

ducto

Km o Instalación superficial

Sustancia involucrada

1 TR 51/2”-04-03

(Vertical)

Incendio y/o Explosión por descontrol del

pozo

B Descontrol de

pozo en etapa TR-5 ½”

Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio


RIG 738

Mezcla condensado-Gas (Mezcla

Treviño)

2 TR 51/2”-04-03

(Horizontal)

Incendio y/o Explosión por descontrol del

pozo

B Descontrol de

pozo en etapa TR-5 ½”

Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio


RIG 738

Mezcla condensado-Gas (Mezcla

Treviño)

Fuente: Análisis Equipo Especialistas ARSH CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS

Los valores de presión y de temperatura de los hidrocarburos resultantes del Brote, se asumen

máximos de 600 psi y 35 °C, teniendo en cuenta las restricciones mecánicas del pozo y el

enfriamiento de los hidrocarburos en el trayecto hasta la superficie.

La composición de la mezcla considerada para la evaluación de consecuencias se tomó de los

resultados del Análisis Cromatográfico del PVT Composicional de los fluidos, proporcionado por el

VCD, que se presenta en la Tabla 69 a continuación, y en el Anexo “F”.

En cuanto a la presión y temperatura de yacimientos a nivel del Objetivo, se consideró la estimada

en el Programa de Perforación del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio.





TABLA 69 .COMPOSICIÓN FISICOQUÍMICA DEL FLUIDO DEL YACIMIENTO.

Componente CAS ID Mole

METHANE 74828 96.46

ETHANE 74840 1.68

PROPANE 74986 0.24

N-BUTANE 106978 0.11

N-HEPTANE 142825 0.43

N-HEXANE 110543 0.06

N-PENTANE 109660 0.04

NITROGEN 7727379 0.88

CARBON DIOXIDE 124389 0.10

Total 100 Fuente: Análisis Cromatográfico del PVT Treviño No. 216-C

En la tabla 70 se indica el inventario, la tasa de descarga, tiempos de duración de la descarga, los

diámetros del orificio, así como los criterios técnicos considerados para determinar cada uno de los

datos alimentados al simulador para el escenario identificado.




TABLA 70 . RADIOS DE AFECTACIÓN ESCENARIOS CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO.

Tipo de caso

Identificación de escenarios Diámetro (pulgadas) Flujo

Vol.(5)

Flujo másico

(6)

Presión (7)

Temperatura (8)

Duración fuga (9)

Inventario (10)

Tasa de descarga

(11)

Clave (1) Descripción (2) Línea/Equipo

(3) Fuga (4)

MDBP o MMPCSD

kg/h kg/cm2 °C min kg o m3 kg/h

PC TR 5 1/2”-04-03 Incendio y/o Explosión por descontrol del pozo

TR 5 ½” 5 1/2” 60 BPD 344.37 42.18 35 1440 8265 344.37

Para el evento identificado, se realizó la evaluación de sus Consecuencias, determinando los Radios de Afectación. Se integraron las tablas de salida

generadas por el software y se realizó su representación sobre el Plano de arreglo de la instalación y sus Equipos.

Los resultados gráficos de la evaluación, se presentan en forma de Radios de Concentraciones de Sustancias en el Aire, de Radiación Térmica o de

Sobrepresión.

En el Anexo “K”, se incluyen las Tablas de Resumen General de Salida (Summary Report) y los resultados gráficos de las modelaciones realizadas

mediante el software PHAST, para cada evento analizado. A continuación, en la Tabla 71, se presentan los Radios de Afectación de los Eventos

evaluados.


Zonas Intermedia de Salvaguardas

Efectos por Toxicidad Efectos por Radiación Térmica Efectos por Sobrepresión

Clave del Escenario de Riesgo

Nombre del Escenario de Riesgo

Clave Clase de

Evento (2)

Riesgo IDLH (m) Amortiguamiento

TLV5 o TLV15 Riesgo 5 kW/m2 (m)

Amortiguamiento 1.4 kW/m2

(m) Riesgo 1 psi (m)

Amortiguamiento 0.5 psi

(m)

1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F

CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO TR 5 1/2”-04-03

(Vertical)

Incendio y/o Explosión por descontrol del pozo durante la perforación, circulación, viajes de tubería o pozo abierto en la Etapa objetivo del yacimiento, debido a

FLA, CHOF, EXP,

UVCE.

N/A N/A N/A N/A No se

alcanza No se

alcanza 148.61 148.61

No se alcanza

No se alcanza

No se alcanza

No se alcanza


VERSIÓN: PRIMERA AGOSTO 2019 PÁG.: 225 DE: 235



Zonas Intermedia de Salvaguardas

Efectos por Toxicidad Efectos por Radiación Térmica Efectos por Sobrepresión

Clave del Escenario de Riesgo

Nombre del Escenario de Riesgo

Clave Clase de

Evento (2)

Riesgo IDLH (m) Amortiguamiento

TLV5 o TLV15 Riesgo 5 kW/m2 (m)

Amortiguamiento 1.4 kW/m2

(m) Riesgo 1 psi (m)

Amortiguamiento 0.5 psi

(m)

1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F 1.5 A/B 1.5 F

la pérdida de las barreras primarias y secundarias, haciendo imposible controlar el pozo (influjo/brote), provocando una descarga en superficie con el consecuente impacto al personal, a la población, al ambiente y a la instalación/negocio. (TR-5 1/2”)


(Horizontal)

Incendio y/o Explosión por descontrol del pozo durante la perforación, circulación, viajes de tubería o pozo abierto en la Etapa objetivo del yacimiento, debido a la pérdida de las barreras primarias y secundarias, haciendo imposible controlar el pozo (influjo/brote), provocando una descarga en superficie con el consecuente impacto al personal, a la población, al ambiente y a la instalación/negocio. (TR-5 1/2”)

FLA, CHOF, EXP,

UVCE.

N/A N/A N/A N/A 148.17 148.17 229.18 229.18 No se

alcanza No se

alcanza No se

alcanza No se

alcanza






Escenario: CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO

TR 51/2”-04-03 (Vertical)

Descripción: Incendio y/o Explosión por descontrol del pozo durante la perforación, circulación, viajes de tubería o pozo abierto en la Etapa objetivo del yacimiento, debido a la pérdida de las barreras primarias y secundarias, haciendo imposible controlar el pozo (influjo/brote), provocando una descarga en superficie con el consecuente impacto al personal, a la población, al ambiente y a la instalación/negocio. (TR-5 1/2”)


FIGURA 41. PERFIL LATERAL DE NUBE DE GAS.


FIGURA 42. INTENSIDAD DE RADIACIÓN VS DISTANCIA JET FIRE.






FIGURA 43 DISTANCIA ALCANZADA POR FLAMAZO.


FIGURA 44 RADIO DE AFECTACIÓN POR FLAMAZO








FIGURA 46 INTENSIDAD DE RADIACIÓN POR JET FIRE.











Escenario: CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO

TR 51/2”-04-03 (Horizontal)

Descripción: Incendio y/o Explosión por descontrol del pozo durante la perforación, circulación, viajes de tubería o pozo abierto en la Etapa objetivo del yacimiento, debido a la pérdida de las barreras primarias y secundarias, haciendo imposible controlar el pozo (influjo/brote), provocando una descarga en superficie con el consecuente impacto al personal, a la población, al ambiente y a la instalación/negocio. (TR-5 1/2”)


FIGURA 48. PERFIL LATERAL DE NUBE DE GAS.


FIGURA 49. INTENSIDAD DE RADIACIÓN VS DISTANCIA JET FIRE.






FIGURA 50 DISTANCIA ALCANZADA POR FLAMAZO.





















VIII. RESULTADOS DE LA RE-JERARQUIZACIÓN DE LOS ESCENARIOS DE “RIESGO NO TOLERABLES (TIPO A) E INDESEABLES (TIPO B)” EVALUADOS EN EL ANÁLISIS CUANTITATIVOS.

VIII.1. Reposicionamiento de los Escenarios de Riesgos como resultado de la Estimación Cuantitativa

Como resultado de la Estimación Cuantitativa se reposicionaron los Escenarios de Riesgos que se

obtuvieron mediante el análisis realizado por el GMAER (descontrol de pozo en las etapas objetivo),

los cuales se posicionan en las Matrices, referenciando el código del peligro que representan (ver

Capítulo VII). Para los Escenarios de Riesgo identificados por el GMAER, se consideró una

Frecuencia de 2, correspondiendo a un evento Muy raro (≥0.001 a <0.01). Tabla 72.

TABLA 72 JERARQUIZACIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO

N° Peligro / Consecuencia Clave

Escenario

Fre

cu

en

cia

GM

AE

R

Rie

sg

os p

ara

el

Pers

on

al

Rie

sg

o p

ara

la

Po

bla

có

n

Rie

sg

o p

ara

el

Med

io

Am

bie

nte

Rie

sg

os p

ara

la

pro

du

cció

n y

a

la in

sta

lació

n

Mag

nit

ud

de

Rie

sg

o

29

Incendio y/o Explosión por descontrol del pozo durante la perforación, circulación, viajes de tubería o pozo abierto en la Etapa objetivo del yacimiento, debido a la pérdida de las barreras primarias y secundarias, haciendo imposible controlar el pozo (influjo/brote), provocando una descarga en superficie con el consecuente impacto al personal, a la población, al ambiente y a la instalación/negocio. (TR-5 1/2”). Fluido de referencia: Hidrocarburo condensado de 55.4° API, P=600 psi, T=35°C, Diámetro equivalente de 5 1/2”.

TR 5 1/2"-04-03 2 5 3 5 5 36


Los resultados de este Reposicionamiento, se muestran en la Tabla 73 a continuación, en la cual se

ajustó la Frecuencia de ocurrencia del Evento, de acuerdo con el valor obtenido en el Análisis de

Frecuencias, esto nos arroja una Categoría de Frecuencia de 1 (≥0.0001 a <0.001), por lo que el

Riesgo pasa de ser Tipo “C”, a un Riesgo Tipo “D”.




TABLA 73 REPOSICION DE ESCENARIOS DE RIESGO.

Código del Escenario

Descripción del Escenario Consecuencia Afectación Riesgo Estimado Inicial Riesgo Cuantificado

Criterio F C R MR F C R MR

Etapa TR 5 1/2"


Derrame Superficial / Incendio y/o Explosión.

Al Personal

Evento muy

raro.

≥0.001 a <0.01 (≥1x10-3 a

<1x10-2)

2 5 C

36

1 5 C

18

A la Población 2 3 C 1 3 D

Medio

Ambiente 2 5 C 1 5 C

Producción y a

la Instalación 2 5 C 1 5 C






En las siguientes figuras, se indica la posición del Escenarios de Riesgo identificado, antes y

después de la Reducción del Riesgo.


FIGURA 55 POSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO IDENTIFICADOS , ANTES DE LA REDUCCIÓN DEL

RIESGO, EN LAS MATRICES DE DAÑO AL PERSONAL, EFECTO EN LA POBLACIÓN, IMPACTO AMBIENTAL, PÉRDIDA O DIFERIMIENTO DE PRODUCCIÓN / DAÑOS A LA INSTALACIÓN

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 F4

F3 F3

F2 29 F2 29

F1 F1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6



Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 F4

F3 F3

F2 29 F2 29

F1 F1

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6



Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño






FIGURA 56 POSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO IDENTIFICADOS , DESPUES DE LA REDUCCIÓN DEL

RIESGO, EN LAS MATRICES DE DAÑO AL PERSONAL, EFECTO EN LA POBLACIÓN, IMPACTO AMBIENTAL, PÉRDIDA O DIFERIMIENTO DE PRODUCCIÓN / DAÑOS A LA INSTALACIÓN.

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 F4

F3 F3

F2 F2

F1 29 F1 29

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6



Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C1 C2 C3 C4 C5 C6

F6 F6

F5 F5

F4 F4

F3 F3

F2 F2

F1 29 F1 29

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6



Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño

Cat

ego

ria

de

Frec

ue

nci

a/a

ño





IX. ANALISIS DE VULNERABILIDAD.

IX. 1. Análisis de vulnerabilidad.

Todos los escenarios ocurren en área rurales sin afectación a la población y poco efecto al medio

ambiente. No existen áreas naturales protegidas cercanas, cuerpos de agua ni centros de población.

Aunque en las explosiones VCE y Jet Fire los equipos de perforación pueden quedar muy dañados

e inoperables, no se afecta fuera del sitio.

De acuerdo con los resultados obtenidos en la evaluación de consecuencias (Fuego en Antorcha,

Flamazo y Explosiones, que aparecen detalladamente en forma gráfica y tabular en el Anexo K), se

concluye que como resultado de los Eventos de Pérdida de Contención postulados para la ubicación

del Equipo de Perforación RIG 738 en el Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio pueden ocurrir

las siguientes afectaciones a la instalación y al entorno circundante:

TABLA 74 EVALUACIÓN DE LA VULNERABILIDAD

Clave del escenario de

Riesgo

Equipo / sitio de la planta /

km del ducto o ruta donde se

presenta la fuga simulada

Sustancia Peligrosa

involucrada en el escenario de

Riesgo

Sitios o equipos aledaños que pueden ser afectados

Distancias de los sitios o equipos al punto de fuga

Sistemas de Seguridad y

Medidas preventivas

(identificadas en sesiones de

trabajo) CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO TR 5 1/2”-04-03

Fuga Vertical en superficie gasto de 1.32 kg/seg por orificio de 5

1/2”

Flujo a través de la tubería de revestimiento (TR) y agujero descubierto con flujo franco en superficie (Sin BOP) o Flujo por el espacio anular entre la sarta de perforación de la última etapa y la TR de revestimiento

Mezcla Cieneguitas 1 (Gas y condensados)

Sector del equipo de perforación en la dirección predominante del viento.

Sector del equipo de perforación que se encuentra a distancia < 43m del punto de fugas o escapes en la dirección predominante del viento.


Sistema de Paro de Emergencia









TABLA 74 EVALUACIÓN DE LA VULNERABILIDAD

Clave del escenario de

Riesgo

Equipo / sitio de la planta /

km del ducto o ruta donde se

presenta la fuga simulada

Sustancia Peligrosa

involucrada en el escenario de

Riesgo

Sitios o equipos aledaños que pueden ser afectados

Distancias de los sitios o equipos al punto de fuga

Sistemas de Seguridad y

Medidas preventivas

(identificadas en sesiones de

trabajo)


Fuga horizontal en superficie gasto de

1.32 kg/seg por orificio de 5 1/2”

Flujo a través de la tubería de revestimiento (TR) y agujero descubierto con flujo franco en superficie (Sin BOP) o Flujo por el espacio anular entre la sarta de perforación de la última etapa y la TR de revestimiento

Mezcla Cieneguitas 1 (Gas y condensados)

Sector del equipo de perforación en la dirección predominante del viento

Sector del equipo de perforación que se encuentra a distancia < 52m del punto de fugas o escapes en la dirección predominante del viento.







IX. 2. Receptores de riesgo.

TABLA 75 RECEPTORES DE RIESGO

Clave y descripción del

escenario de Riesgo

Receptores de riesgo

Sistemas de Seguridad y medidas preventovas

(identificadas en sesiones de trabajo)

CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO TR 51/2”-04-03

Fuga Vertical en superficie gasto de


Personal: Lesiones al personal con posibles quemaduras de primer grado si se encuentra a distancias muy cercanas (16 m) a la fuente de la fuga. No se alcanza la zona de riesgo por radiación.







Población: No se esperan daños a la población. Asentamientos humanos a una distancia mayor de 500 m.

Ambiente: No se esperan afectaciones por derrame de hidrocarburosa la flora y fauna aledaña. Zona de amortiguamiento no sobrepasa los limites de la macropera.

Producción / Instalación: Daño menor al equipo por radiación ya que no se alcanza la zona de riesgo por radiación.





TABLA 75 RECEPTORES DE RIESGO

Clave y descripción del

escenario de Riesgo

Receptores de riesgo

Sistemas de Seguridad y medidas preventovas

(identificadas en sesiones de trabajo)

CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO TR 51/2”-04-03

Fuga horizontal en superficie gasto de


Personal: Lesiones al personal con posibles quemaduras de segundo grado. Daños auditivos (ruptura de tímpanos) lesiones por proyectil.







Población: No se esperan daños a la población. Asentamientos humanos a una distancia mayor de 500 m

Ambiente: No se esperan afectaciones por derrame de hidrocarburosa la flora y fauna aledaña. Zona de amortiguamiento no sobrepasa los limites de la macropera.

Producción / Instalación: Daño menor al equipo por radiación y sobrepresión. Demolición parcial de casas, las vuelve

inhabitables.

Las Consecuencias de los Eventos de Descontrol de Pozo que se presentan, son con base en el

Peor Escenario de Fuga. También se asume una combinación de los factores ambientales que crean

escenarios conservadores, con respecto a la magnitud del daño. Las modelaciones realizadas bajo

estas condiciones, corroboran los resultados de la Valoración Cualitativa de Consecuencias,

realizadas por GMAER.

Para el caso de los efectos sobre el personal y la instalación, asociado a los Eventos Peligrosos que

pueden ocurrir como resultado de un descontrol superficial, los tiempos de exposición para los

cuales se alcanza la mayor magnitud del daño son más cortos que para los efectos ambientales.

Ello se puede ilustrar sobre la base de los criterios tomados como referencia para evaluar las zonas

de afectación.

De lo anterior, se deduce que en caso de ocurrir el Escenario de Descontrol Superficial con Incendio

y/o Explosión, puede alcanzar las Peores Consecuencias para dos (2) de los Elementos Vulnerables:

Personas e Instalación.





Valoración de la Reducción de Consecuencias

1. Evacuación a Tiempo de todo el Personal del Equipo de Perforación RIG 738, teniendo acceso

a los Equipos de Respiración Autónoma y a Puntos de Reunión en forma segura. El Personal

puede Abandonar la Instalación y permanecer en los puntos de reunión, de forma segura. El

mantenimiento e inspección periódica de los equipos de seguridad, el entrenamiento del

Personal ante la presencia de eventos de emergencia y la activación adecuada de Protocolos

de Seguridad, reducen los posibles daños al Personal.

Reducción de Consecuencias sobre el Personal: La aplicación efectiva de las medidas

previstas en el Protocolo de Respuesta a Emergencia del Equipo de Perforación RIG

738, ante el evento de descontrol de pozo, reducen la Magnitud de las Consecuencias

sobre el Personal, lo cual puede ir desde “Lesiones o Daños Físicos, que pueden generar

de 2 a 10 Fatalidades” (Nivel 5 de Consecuencias).

2. Las medidas de respuesta al descontrol del pozo, incluyen la activación inmediata del Protocolo

de Respuesta a Emergencias (PRE), en función de las características del escenario. El PRE

propio del Proyecto Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio, consideran las acciones de respuesta a

nivel del equipo de perforación, estas acciones de respuesta al derrame, se inician de forma

inmediata, sin embargo, no se tiene estimado el tiempo requerido para el éxito de las acciones

de recuperación del control del pozo.

Reducción de Consecuencias sobre el Medio Ambiente: Las Medidas de Mitigación

previstas, permiten asegurar que el control del derrame, se pueda lograr en un periodo

menor a una semana, que es el umbral maximo de tiempo para la magnitud del daño

ambiental: Nivel 5 - “Se presentan Fugas y/o Derrames con efectos fuera de los Límites

de la Instalación. El control implica acciones de 1 dia hasta una semana”.

3. En caso de Descontrol Superficial del Pozo con Incendio, las acciones de respuesta del personal

del Equipo de Perforación y la ayuda externa, pueden Mitigar la magnitud del daño al equipo.

Sin embargo, en caso de incendio considerando el Peor Caso de Descontrol, las acciones de

respuesta no pueden asegurar la protección del Equipo de Perforación.

Reducción de Consecuencias sobre la Instalación: Se asume que las medidas de

mitigación previstas, no pueden reducir el daño material por debajo del nivel definido por

el GMAER. Por ello las pérdidas económicas asociadas al evento de descontrol, se

mantienen en el Nivel 5 – “Pérdidas materiales superiores a 50 millones de USD”.





Con base en los gráficos obtenidos en la Modelación de Consecuencias en el Software

PHAST de los Escenarios CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO TR 5 1/2” Fuga Horizontal y Vertical

de crudo por orificio de 5 1/2”, se concluye que:

Los posibles Radios de Afectación por Radiación Térmica y Sobrepresión, pueden

generar daños de magnitud considerable al Personal, al Ambiente y la Instalación.

Debido a que la composición de la mezcla utilizada para efectuar la modelación de

consecuencias, no presenta H2S y a las condiciones atmosféricas, no se espera que se

generen Atmósferas Tóxicas de H2S, que afecten la Salud.

Respecto a la Ubicación Segura de la Instalación y de acuerdo a los Radios de

Afectación de los Escenarios de Riesgo modelados, no se esperan afectaciones a la

Población e Instalaciones aledañas, por efectos de Fuego, Explosión y Toxicidad.





X. DETERMINACIÓN DE MEDIDAS DE REDUCCIÓN DE RIESGO ADICIONALES PARA ESCENARIOS DE RIESGO NO TOLERABLES Y/O ALARP, (AS LOW AS REASONABLY PRACTICABLE, TAN BAJO COMO SEA RAZONABLEMENTE FACTIBLE)

Las capas de seguridad, en el ARSH se refieren a las barreras de seguridad. Los niveles SIL solo

aplican a sistemas instrumentados de seguridad. Los sistemas de control del pozo no son sistemas

de respuesta automática, son actuados por el operador





XI. SISTEMAS DE SEGURIDAD Y MEDIDAS PARA ADMINISTRAR LOS ESCENARIOS DE RIESGO.

En caso de un brote o influjo que desencadene un descontrol de pozo, se cuenta con el

sistema de control superficial el cual esta compuesto por:

La bomba para operar preventores cuya función es la de proporcionar la energía

hidráulica para accionar los preventores de manera rápida y efectiva cuantas veces

sea necesario

El conjunto de preventores, el cual consiste en un arreglo de 10.000 psi, ya que se

estima una presión de hasta 7000 psi en la última sección del agujero de produccion.

El equipo de preventores se mantendrá operacional durante toda la operación de

perforación, y tiene como función cerrar el espacio anular del pozo para poder

controlarlo ante una manifestación de brote.

Ensamble de estrangulación, cuya función es controlar el golpe de ariete ocasionado

por el flujo de fluidos provenientes del pozo y su arreglo permite derivar la expulsión

de dichos fluidos tanto a la atmosfera (quemador ecológico) como reincorporarlo al

sistema de fluido de control (presa).

Se cuenta con un sistema de monitoreo y control de las condiciones de perforación, sistema de paro

por emergencia, sistema de detección de gases el cual esta configurado a un sistema de alarmas

audibles y visibles, sistema de contensión de derrames a base de una geomembrana la cual cubre

la totalidad de los componentes del equipo de perforación, kit colector de derrames, sistema de

desfogue de gas a quemador ecológico.

Documentalmente se cuenta con:

Protocolo de Respuesta a Emergencias

Procedimiento operativo para control de brotes.

Personal capacitado en control de brotes





De manera general se cuenta con el siguiente equipo de seguridad:

TABLA 76 EQUIPO DE SEGURIDAD

Descripción Ubicación

Luces de situación Corona de la torre de perforación: Luz estroboscópica, disponible y funcional.

Luces de emergencias Caseta de control y Potencia (PCR) (2X 54W): Disponible con batería independiente.

Caseta planta de luz No. 1 (2 X 60W): Disponible con batería independiente.



Caseta del perforador (piso de perforación) (3 X 35W): Disponible con batería independiente.

Equipo de voceo Caseta del Company Man: Usualmente radio de comunicación portátil intrínsicamente seguro (Ex Proof)

Piso de perforación: Disponible, intrínsecamente seguro según normativa

Presa de asentamiento: Disponible

Presa de succión: Disponible

Caseta de control y potencia (PCR): Disponible

Equipo de voceo manos libres Changuera: Disponible

Piso de perforación: Disponible

Sistema de paro de emergencia de motores de combustión interna

En cada motor de combustión interna: desde la consola del perforador, desde SCR/sala de control y cada motor tiene un apagado de emergencia individual

Matachispas Uno en cada motor de las plantas de luz del equipo.Disponible, ubicados internamente en el escape de cada motor

Respiración autónoma Equipo de respiración autónomo. Usualmente proveemos de 4 a 6 por contrato

Extintor 136 kg PQS En las bombas de lodo y silo de barita: Disponible según diagrama de equipos de seguridad del equipo de perforación (ver diagrama)

Extinto 9 kg PQS

Ubicados estratégicamente en el área del equipo. Disponible según diagrama de equipos de seguridad del equipo de perforación (ver diagrama)

Extintor CO2

Ubicados en la planta de luz, 3 en la caseta de control y potencia y planta auxiliar. Disponible según diagrama de equipos de seguridad del equipo de perforación (ver diagrama)

Lavaojos Ubicados en la presa de succión, presa de asentamiento, piso de perforación y caseta de material químico. Disponible según diagrama de equipos de seguridad del equipo de perforación (ver diagrama)

Arnés Caseta de herramientas de perforación: Disponibles, de varias tallas según lo requerido

Camilla Caseta de seguridad: Disponible

Botiquín Caseta de seguridad: Disponible, normalmente proveemos dos kits

Sistema de bombeo Contar con una conexión especial de 6”, para instalar motobomba contraincendios. A revisar con el cliente, pero no veo problema en colocar la conexión requerida





En la siguiente figura se indica la ubicación de equipo de seguridad en equipo de Perforación RIG

738.

FIGURA 57 UBICACIÓN DE EQUIPO DESEGURIDAD.

Con base en el Análisis Cualitativo, se emitieron las siguientes recomendaciones.

Ubicación de equipo de seguridad (secreto industrial). Información protegida bajo los artículos 113 fracción II de la LFTAIP y 116 de la LGTAIP.





TABLA 77 RECOMENDACIONES DE LA IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

No. Recomendación Nodo,

Sistema o km.

Elemento del SASISOPA

asociado a la recomendación

Escenarios de Riesgo Resp. Nivel de

riesgo

No. Descripción

1 Cumplir con la integridad mecánica

a través de la aplicación de los

programas de mantenimiento a los

equipos críticos

Componentes del Equipos de Perforación

12 EC-02-01 Falla de Equipos superficiales de Control

Coordinador de mantenimiento compañía perforadora

18

2 Para verificar que el agujero este en

condiciones para recibir la TR de 9

5/8", se recomienda realizar viaje corto

TR 9 5/8", 10

TR 9 5/8”-02-

01


Compañía perforadora / compañía de introducción de TR

15

3 Para evitar el derrumbe de las paredes del agujero posterior al viaje corto, se recomienda dejarlo en seno del lodo de control.

TR 9 5/8", 10 TR 9 5/8”-02-01


Compañía perforadora

15

4 Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa TR 5 1/2”. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis del Sector Hidrocarburo.

TR 5 1/2”. 13 TR 5 1/2"-01-02



20

5 Considerar la factibilidad de contar con Herramienta de Pesca en sitio

TR 5 1/2”. 12 TR 5 1/2"-01-01



20

6 Se deben garantizar antes de entrar a la etapa objetivo que las salvaguardas (barreras primarias

TR 5 1/2”. 10,13 TR 5 1/2”-04-03

Descontrol de Pozo


36





TABLA 77 RECOMENDACIONES DE LA IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

No. Recomendación Nodo,

Sistema o km.

Elemento del SASISOPA

asociado a la recomendación

Escenarios de Riesgo Resp. Nivel de

riesgo

No. Descripción

y secundarias activas y pasivas) están disponibles para disminuir o prevenir la ocurrencia de incidentes de control de pozo

7 Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa de terminación. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis del Sector

Hidrocarburo..

13 TP-05-03 Descontrol de Pozo en Pruebas de Producción


16

TABLA 78 PROGRAMA CALENDARIZADO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS RECOMENDACIONES

Escenario de Riesgo

Recomendaciones por implementar Fecha o periodo para su

implementación No. Nivel de Riesgo

Recomendación Responsable

EC-02-01 1 18 Cumplir con la integridad mecánica a través de la aplicación de los programas de mantenimiento a los equipos críticos

Coordinador de mantenimiento compañía perforadora

Durante el pre-arranque del equipo de Perforación RIG 738.

TR 9 5/8”-02-01 2 15 Para verificar que el agujero este en condiciones para recibir la TR de 9 5/8", se

Compañía perforadora / compañía de

Previo la introducción de la TR de 9 5/8” ( De acuerdo





TABLA 78 PROGRAMA CALENDARIZADO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS RECOMENDACIONES

Escenario de Riesgo

Recomendaciones por implementar Fecha o periodo para su

implementación No. Nivel de Riesgo

Recomendación Responsable

recomienda realizar viaje corto

introducción de TR

a programa de perforación)

TR 9 5/8”-02-01 3 15 Para evitar el derrumbe de las paredes del agujero posterior al viaje corto, se recomienda dejarlo en seno del lodo de control.


Previo la introducción de la TR de 9 5/8” ( De acuerdo a programa de perforación)

TR 5 1/2"-01-02 4 20 Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa TR 5 1/2”. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis del Sector Hidrocarburo..


Previo a la perforación de la etapa TR de 5 1/2” ( De acuerdo a programa de perforación)

TR 5 1/2"-01-01 5 20 Considerar la factibilidad de contar con Herramienta de Pesca en sitio


Durante las etapas de Perforación, Introducción de TR’s, Toma de registros. ( De acuerdo a programa de perforación)

TR 5 1/2”-04-03 6 36 Se deben garantizar antes de entrar a la etapa objetivo que las salvaguardas (barreras primarias y secundarias activas y pasivas) están disponibles para disminuir o prevenir la ocurrencia de incidentes de control de pozo

Descontrol de Pozo

Previo a la perforación de la etapa TR de 5 1/2” ( De acuerdo a programa de perforación)

TP-05-03 7 16 Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa de terminación. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis del

Sector Hidrocarburo..


Previo a la etapa de terminación ( De acuerdo a programa de perforación)





TABLA 79 SEGUIMIENTO Y CIERRE DE RECOMENDACIONES Total de recomendaciones Recomendaciones cerradas Recomendaciones abiertas

No Tolerable

Indeseable ALARP Tolerable No

Tolerable Indeseable ALARP Tolerable

No Tolerable

Indeseable ALARP Tolerable

0 0 7 8 0 0 7 8





XII. CONCLUSIONES.

Se desarrolló el Análisis de Riesgos del Sector Hidrocarburos (ARSH) para el Proyecto Pozo

Cieneguitas 1 Exploratorio, generándose las siguientes Conclusiones:

1. Derivado de la Identificación de Riesgo asociados a las etapas establecidas en el programa de

perforación y al equipo de perforación empleando la Metodología que abarca las Técnicas Check

List, Identificación de Peligros (HazID), BowTie y What If..?, se determinaron:

35 Peligros mediante la Técnica HazID, de los cuales se identificaron 3 Peligros con Daños al

Personal como Riesgo Indeseable (Tipo “B”).

Los Peligros que presentaron afectaciones considerables al personal y que alcanzaron la

categoría de riesgos indeseables (Tipo “B”), se analizaron mediante la Técnica BowTie, y

adicionalmente, se analizaron peligros los cuales pudieron presentar afectaciones al personal,

al ambiente, al programa de perforación y/o instalación. De este análisis, se generaron 22

diagramas BowTie, de donde se derivaron 164 Escenarios de Riesgo.

De la Identificación de Riesgos mediante la Técnica BowTie, se identifico 9 Escenario de

Riesgo Tipo “C”, de los cuales el escenario 29 es el que presenta mayor magnitud de riesgo.

Este escenario corresponde a las Etapa TR 5 1/2”.

2. El total de los Riesgos evaluados fueron 164 (41 Escenarios por cada uno de los cuatro Elementos

Vulnerables), de los cuales el 74.39% (122) fueron clasificados como Riesgo Tolerable (Tipo “D”),

el 25.61% (42) como Riesgo Aceptable con Controles (Tipo “C”), para Riesgo Indeseable (Tipo

“B”) y Riesgo No Tolerable (Tipo “A”) no se obtuvieron escenarios.






FIGURA 58 RESUMEN DE ESCENARIOS DE RIESGO POR BOW TIE

3. Con base en las categorías de Frecuencia y Consecuencia, se llevó a cabo la ponderación de los

Escenarios de Riesgo identificados, en consenso con el Grupo Multidisciplinario de Análisis y

Evaluación de Riesgos (GMAER), evaluándose para el aspecto de consecuencias los rubros de

afectación al personal, ambiente, población e instalación / producción. Cabe destacar que esta

actividad se realizó sin considerar protecciones o salvaguardas, con la finalidad de ser objetivos

en el Riesgo Intrínseco de los Escenarios identificados.

4. Esta revisión se efectuó con la información proporcionada por Newpek Exploración y Extracción.

Es de gran importancia que se mantenga disponible y actualizada la información, con la finalidad

de cumplir con los requerimientos de la Administración de Seguridad en los Procesos y que la

Tecnología de Proceso tenga la calidad necesaria para realizar Estudios posteriores.

5. El escenario TR 5 1/2”-04-03, Descontrol de Pozo en las Etapas de Perforación TR 5 1/2” debido

a, Error Humano o Indisponibilidad de las Conexiones Superficiales de Control. Esto puede

generar Daños al Personal, Derrame de Hidrocarburos e Incendio/Explosión.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45


3338

32

19

83

9

22

Escenarios de RiesgoBowtie






6. Las Consecuencias para el personal y la instalación asociadas a los efectos de dispersión de

gases hidrocarburos, fuego y explosión resultantes del Brote en piso de perforación causado por

descontrol operativo en TR 5 1/2”, se modelaron con el software PHAST. En la Figura 59, se

muestra de forma ilustrativa la representación gráfica de la Zona de Afectación por la ocurrencia

de un Chorro de Fuego como resultado del Descontrol del Proyecto Pozo Cieneguitas 1

Exploratorio.

Fuente: Análisis Equipo Especialista ARSH CRR INGENIERÍA DE PROYECTOS.

FIGURA 59. RADIOS DE AFECTACIÓN, INTENSIDAD DE RADIACIÓN POR CHORRO DE FUEGO

7. Los Riesgos estimados Cuantitativamente de los Escenarios de Descontrol del Pozo analizados,

están en el orden de los estándares internacionales y son aceptables siempre que se mantengan

en forma efectiva las medidas que están implementadas a bordo para la prevención-mitigación

de Brote y Descontrol del Pozo. En la Tabla 80, se presenta la categorización de estos

Escenarios, antes de su Cuantificación y en la Tabla 81, se presenta la categorización de estos

Escenarios, después de su Cuantificación. Para los Escenarios de Riesgo identificados por el

GMAER, se consideró una Frecuencia de 2, considerado como un Evento muy Raro (≥0.001 a

<0.01).





TABLA 80 REPOSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO ANTES DE SU CUANTIFICACIÓN


Escenario

Fre

cu

en

cia

GM

AE

R

Rie

sg

os p

ara

el

Pers

on

al

Rie

sg

o p

ara

la

Po

bla

có

n

Rie

sg

o p

ara

el

Med

io

Am

bie

nte

Rie

sg

os p

ara

la

Pro

du

cció

n y

a

la I

nsta

lació

n

Mag

nit

ud

de

Rie

sg

o

29


TR 5 1/2"-04-03

2 5 3 5 5 36


8. Los resultados de este Reposicionamiento, se muestran en la Tabla 81, en la cual se ajustó la

Frecuencia de ocurrencia del Evento, de acuerdo con el valor obtenido en el Análisis de

Frecuencias. Esto nos arrojó una categoría de Frecuencia de 1 (≥0.0001 a <0.001), por lo que el

Riesgo pasó de ser Aceptable con controles “C”, a un Riesgo Tolerable Tipo “D”.

TABLA 81. REPOSICIÓN DE ESCENARIOS DE RIESGO DESPUES DE SU CUANTIFICACIÓN.


Escenario

Fre

cu

en

cia

GM

AE

R

Rie

sg

os p

ara

el

Pers

on

al

Rie

sg

o p

ara

la

Po

bla

có

n

Rie

sg

o p

ara

el

Med

io

Am

bie

nte

Rie

sg

os p

ara

la

Pro

du

cció

n y

a

la I

nsta

lació

n

Mag

nit

ud

de

Rie

sg

o

29


TR 51/2"-04-03

1 5 3 5 5 18


9. El Equipo de Perforación RIG 738, cuenta con medios y dispositivos para Prevenir, Mitigar y

Controlar posibles Eventos de Riesgo, Programa de Capacitación al Personal, Brigadas Contra

Incendio, Extintores Portátiles, Sistemas de Alarmas Audibles y Visibles. y Equipos Portátiles de

Respiración Autónoma (ERA), Protocolo de Respuesta a Emergencias (PRE).





XIII. LISTADO DE RECOMENDACIONES (MEDIDAS DE CONTROL) EMITIDAS (ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS, ANÁLISIS DE RIESGOS CUALITATIVO, ANÁLISIS DE RIESGOS CUANTITATIVO, ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS).

Recomendaciones:


EXPLORATORIO

Nombre del Estudio Análisis de Riesgo del Proceso del Proyecto Pozo CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO

Rev. 0 Hoja 1 De 1

Organismo/ CT Planta o área de Proceso

EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG

738

Equipo Multidisciplinario GMAER


Fecha:

JUNIO 2019

N° Recomendación Escenarios de Riesgo

MR

R-CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO-01

Cumplir con la integridad mecánica a través de la aplicación de los programas de mantenimiento a los equipos críticos.

EC-02-01 18


Para verificar que el agujero este en condiciones para recibir la TR de 9 5/8", se recomienda realizar viaje corto

TR 9 5/8”-02-01 15


Para evitar el derrumbe de las paredes del agujero posterior al viaje corto, se recomienda dejarlo en seno del lodo de control.

TR 9 5/8”-02-01 15


Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa TR 5 1/2”. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis del Sector Hidrocarburo..

TR 5 1/2"-01-02 20


Considerar la factibilidad de contar con Herramienta de Pesca en sitio.

TR 5 1/2"-01-01 20


Se deben garantizar antes de entrar a la etapa objetivo que las salvaguardas (barreras primarias y secundarias activas y pasivas) están disponibles para disminuir o prevenir la ocurrencia de incidentes de control de pozo.

Barrera: Responsable: TR 5 1/2”-04-03 36

Fluido de Control (Peso del Lodo)

Empresa de Servicio/Compañía perforadora

Densidad equivalente de Circulación (ECD)

Empresa de Servicio/ Compañía perforadora

Válvula de Contra Presión (VCP)


Tubería de Revestimiento

Empresa de Servicio/ Compañía perforadora






EXPLORATORIO

Nombre del Estudio Análisis de Riesgo del Proceso del Proyecto Pozo CIENEGUITAS 1 EXPLORATORIO

Rev. 0 Hoja 1 De 1

Organismo/ CT Planta o área de Proceso

EQUIPO DE PERFORACIÓN RIG

738

Equipo Multidisciplinario GMAER


Fecha:

JUNIO 2019

N° Recomendación Escenarios de Riesgo

MR

Colgadores Empresa de Servicio/ Compañía perforadora

Zapata Empresa de Servicio/ Compañía perforadora

Cementación Empresa de Servicio/ Compañía perforadora

Conjunto de Preventores (BOP´S)


Desviador de Flujo Compañía perforadora

Conexiones superficiales (Linea primaria y Segundaria)


Árbol de Estrangulación


Empacadores Empresa de Servicio/ Compañía perforadora

Aparejo de producción Empresa de Servicio/ Compañía perforadora

Tapón de Cemento Empresa de Servicio/ Compañía perforadora


Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), previo a la intervención de la Etapa de terminación. Contemplando los riesgos y salvaguardas identificados en el presente Análisis del Sector Hidrocarburo..

TP-05-03 16





XIV. REFERENCIAS

1. Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos, en materia

de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para realizar las

actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de

Hidrocarburos. ASEA. DOF 09/12/2016.

2. Guía para elaboración de análisis de riesgo del sector hidrocarburos de la Agencia de Seguridad

Energia y Ambiente (ASEA).

3. Identificación de peligros y análisis de riesgo. PG-NEW-II-01.Rev.1.

4. ISO 17776. Petroleum and natural gas industries – Offshore production installations – Guidelines

on tools and techniques for hazard identification and risk assessment.

5. Documento soporte de decisión fase de visualización (VCD) Pozo Exploratorio 1 (Pozo

Cieneguitas 1 Exploratorio).

6. Documento soporte de decisión fase de conceptualización (VCD) Pozo Exploratorio 1 (Pozo


7. Documento soporte de decisión fase de definición (VCD) Pozo Exploratorio 1 (Pozo Cieneguitas

1 Exploratorio).

8. Propuesta del programa de perforación localización exploratoria pozo exploratorio 1 (Pozo


9. Programa de terminaciòn preliminar pozo exploratorio 1 (Pozo Cieneguitas 1 Exploratorio)

10. Ficha Técnica de la Equipo de Perforación RIG 738.

11. Manifiesto de Impacto Ambiental, Modalidad particular del Proyecto pozo Cieneguitas 1

Exploratorio.

12. 800-16400-DCO-GT-75. Guías Técnicas para realizar ARP. Rev. 2, 2015.

13. COMERI 144. Lineamientos para realizar Análisis de Riesgos de Proceso (ARP), Análisis de

Riesgos de Ductos (ARD) y Análisis de Riesgos de Seguridad Física, en Instalaciones de

Petróleos Mexicanos (PEMEX) y Organismos Subsidiarios. Rev. 2, 2010





14. GO-SS-TC-0002-2015. Guía operativa para realizar análisis de riesgos de procesos en los

proyectos y/ o instalaciones de PEMEX Exploración y Producción.Blowout and Well Release

Characteristics and Frequencies, SINTEF, 2006.

15. Loss of Well Control Occurrences and Size Estimators, ExproSoft, 2016.

16. OGP Risk Assessment Data Directory. Blowout Frequencies. Report No. 434 – 2. Marzo 2010

17. CARA-Fault Tree v4.1 SR1. Users Manual. ExproSoft.

18. Acona Wellpro. Well blowout and dynamic well kill simulations. Exploration well 5505/5-5 New

Field North (PL 555). Sample Co E&P. December 2010.

19. Blowout Risk Evaluation in the Labrador Sea. Rev. 2.3 ACONA. 2012.

20. Absence of Fatalities in blowouts encouraging in MMS study of OCS incidents 1992-2006.

Minerals Management Service. Well Control. July-August 2007.

21. DCO-GDO-ESSSPA-CT-001 “Criterios Técnicos para Simular Escenarios de Riesgo por Fugas

y Derrames de Sustancias Peligrosas en Instalaciones de Petróleos Mexicanos”. 2011.

22. Worst Case Discharge Analysis (Volume I). BSEE. February 29, 2016.

23. NOM-059-SEMARNAT-2010 (DOF 2010) Protección Ambiental-Especies Nativas de México de

Flora y Fauna Silvestres-Categorías de Riesgo y Especificaciones para su Inclusión, Exclusión

o Cambio-Lista de Especies en Riesgo.

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