Metodologia Para La Definición De Elementos Críticos De Seguridad (SCE) En La Gestión De Riesgos De Procesos En Instalaciones De Oil&gas. Caso Práctico; Instalaciones Del Campo Bretaña Lote 95 (EPF1, EPF2, CPF1, CPF2 y CPF3) De La Empresa Petrotal

Una instalación de procesos de la industria Oil & Gas contiene infinidad de equipos y elementos, desde tanques, bombas y tuberías, hasta software, sensores, actuadores y válvulas y dentro de la gestión de los riesgos de procesos es necesario asegurar la integridad de los equipos que contienen sustancias inflamables y/o toxicas, para evitar un incidente de pérdida de contención que provoque un evento catastrófico, por lo que, es de vital importancia diseñar, operar y mantener cuidadosamente todos los equipos. Sin embargo, no todos son críticos para la seguridad. Una parte importante de la gestión de la seguridad de los procesos consiste en decidir qué elementos son críticos para el proceso y su seguridad.

Tradicionalmente, la identificación y gestión de los elementos críticos de seguridad (SCE) ha representado (y sigue siéndolo) un reto para las empresas. Un problema importante ha sido el número abrumador de SCE, ya que la designación SCE se ha asignado a menudo a equipos que pueden no ser realmente críticos para la seguridad de los procesos. La mentalidad de "incluirlo todo", además de ser incorrecta y costosa, es perjudicial para la seguridad de los procesos, y puede abrumar innecesariamente al personal de operaciones y mantenimiento. Cuando equipos de menor importancia entran en la lista de activos de “alta criticidad”, la designación de "crítico para la seguridad" se distorsiona y acaba perdiendo todo su significado. Los operadores y mantenedores que empiezan a tratar los elementos críticos para la seguridad con menos importancia. Si todo es crítico para la seguridad, nada lo es.

Esto ha culminado en incongruencias en la identificación de los SCE, es decir, no todos los elementos identificados son SCE, y de igual forma, algunos elementos realmente críticos, no son identificados como SCE.

En consecuencia, se han registrado incumplimientos de los programas de Inspección, Pruebas & Mantenimiento (IPM) de los SCE, provocando retrasos y, posteriormente, conduciendo a la acumulación de las tareas de IPM específicas para los SCE, resultando en la degradación de estos, y su posible indisponibilidad para cumplir su función

De forma general, se puede decir que existen tres metodologías diferentes para identificar SCEs, a saber:

• Método determinístico. Basados en la experiencia y la normativa de la empresa e internacional (NFPA, API, etc.)
• Método Analítico. Identificación de medidas de reducción de riesgos (MRRs) preventivas, usando estudios de identificación de peligros de alta calidad (HAZID, HAZOP, etc.), e identificación de MRRs de mitigación, usando ETA para analizar y definir las posibles consecuencias de un evento peligroso (Pool Fire, Jet Fire, VCE, etc.)
• Método Cuantitativo. Identificación de MRRs y SCEs preventivos y de mitigación, usando HAZID, QRA y LOPA

El método cuantitativo ofrece las mayorías garantías de idoneidad, exhaustividad, integridad y precisión. Esto se debe a que por su naturaleza los SCE están definidos para prevenir y/o mitigar solamente escenarios de “accidentes mayores” provenientes de incendios, explosiones o emisiones tóxicas, que originan riesgos en la “región intolerable” del criterio de tolerancia de riesgos (CTR) de PETROTAL y, lo que es más importante, un SCE es una Medida de Reducción de Riesgos - MRR específicamente diseñada e implantada para reducir el riesgo de un “accidente mayor” a un nivel tolerable y ALARP. Esto significa que los SCE solo pueden identificarse, analizarse y evaluarse con precisión, usando metodologías cuantitativas como QRA, asistido por un LOPA. Es, por tanto. de importancia vital identificar estos SCE, y, una vez hecho esto, es esencial describir su función crítica en términos de un Estándar de Desempeño (EDD). Sobre la base de los EDD, deberán establecerse tareas de aseguramiento en el sistema de mantenimiento para garantizar que los SCE mantienen su integridad durante todo el ciclo de vida.

Llevar a cabo esta metodología con éxito, presupone la existencia de un Criterio de Tolerancia de Riesgos (CTR) de la empresa, así como la existencia de los estudios de Análisis Cuantitativo de Riesgos - QRA y LOPA.

La identificación de los SCEs usando esta metodología, permite lograr un entendimiento claro de los siguientes aspectos principales:

• La naturaleza, magnitud, y efectos de cada uno de los riesgos de accidente mayor (MAR) identificados y sus consecuencias, así como la relación del SCE con el MAR
• La relación de los SCEs con los peligros que originan el MAR
• Los mecanismos por los cuales el SCE trabaja para reducir el riesgo asociado al MAR potencial, incluyendo todas las posibles condiciones de operación de la instalación, es decir condiciones de operación normal, anormal, y emergencia
• Una clara definición de que se dispone de suficientes SCEs instalados para todos los posibles escenarios de MAR, y que los mismos son suficientemente apropiados para reducir el riesgo asociado a los MAR hasta un nivel tolerable y ALARP.

El proceso para llevar a cabo la identificación de los SCE, se plantea de la siguiente forma:

• Usar PFDs y P&IDs como punto de partida
• Usando el estudio de QRA existente, identificar aquellos escenarios que originan accidentes mayores (MAR)
• Para cada escenario de MAR, identificar aquellos con consecuencias a personas que caigan en la región de riesgo intolerable del CTR de la empresa
• Para cada escenario que cae dentro de la región de riesgo intolerable, y usando el LOPA existente, identificar todos los MRRs (SIS e IPLs) instalados para proteger el escenario
• Seleccionar los SCE, usando los criterios necesarios para su definición
• Asegurar que el riesgo de cada escenario es tolerable y ALARP
• Definir y desarrollar los Estándares de Desempeño (EDD) para cada SCE seleccionado
• Documentar el proceso

Este trabajo detalla el proceso seguido y la metodología para la identificación de los Riesgos de Accidentes Mayor (MAR) en una instalación de la industria petrolera, así como para la determinación de los SCE, basados en las mejores prácticas utilizadas por el sector de oil&gas a nivel mundial, tomando como ejemplo los estudios realizados por este equipo a las instalaciones del Campo Bretaña Lote 95 (EPF1, EPF2, CPF1, CPF2 y CPF3) de la empresa PETROTAL, presentando sus resultados principales y una forma gráfica de visualizar su importancia y gestionarlas a través de otra herramienta; BOW-TIE.