Seguridad En las instalacones y equipo

1. 0

2. 1
INSTITUTO TECNOLÓGICO
DE VILLAHERMOSA

3. 2
Índice.
Introducción....................................................................................................................3
3.1 Medidas de Seguridad en el Control de Brotes. .............................................4
3.2 Seguridad en producción, terminación, perforación, ductos y centrales
de Almacenamiento. (Rig Pass).................................................................................8
3.3 Fauna Nociva..........................................................................................................23
3.4 Promoción y motivación de seguridad en el trabajo. .................................24
3.5 Administración de la seguridad en una compañía petrolera. ...................26
Conclusión. ...................................................................................................................27
Bibliografías. .................................................................................................................28

4. 3
Introducción.
Los distintos Métodos de Control de Pozo durante el proceso de perforación,
durante el proceso de viaje con la tubería de perforación y en reacondicionamiento
de pozos, así mismo, los cálculos requeridos para su implementación. Cuando se
presenta un brote, dichos métodos tienen como objetivo aplicar una presión
constante en el fondo del pozo, para desalojar el brote, hasta que se obtiene total
control sobre el mismo. En campo se tienen varios métodos y técnicas que emplean
en caso de un accidente por brote, cada uno de los métodos y técnicas de control
del pozo tiene sus propias ventajas y desventajas, por lo que hay que identificarlas,
a fin de aplicar el método adecuado cuando se presente un brote en el pozo. Existen
tres Métodos o Procedimientos utilizados para desplazar y controlar los influjos
cuando la sarta de perforación o de trabajo está en el fondo del pozo. Estos Métodos
son conocidos como Métodos de Presión de Fondo Constante, esto evita que entren
más influjos y permite que la burbuja de gas (en caso de arremetidas o amagos de
gas) se expanda en su camino a la superficie.
Todo se toma en cuenta desde la seguridad para que todo este en orden, tomar en
cuenta los trabajadores, ya que de ellos se depende el trabajo, desde lo menos
importante hasta lo más importante.

5. 4
3.1 Medidas de Seguridad en el Control de Brotes.
La cabeza del pozo (árbol de válvulas, arreglo de preventores). El árbol de válvulas
es un equipo conectado a las tuberías de revestimiento en la parte superior, que a
la vez que las sostiene, proporciona un sello entre ellas y permite controlar la
producción del pozo. Por lo general el árbol de válvulas se conecta a la cabeza del
pozo; la cual es capaz de soportar la TR, resistiendo cualquier presión que exista
en el pozo. La presión máxima de trabajo es la presión máxima de operación a la
cual podrá estar sujeto el equipo. La presión de prueba hidrostática es la presión a
cuerpo estático impuesta
por el fabricante para
diseñar adecuadamente
las pruebas del material y
de condiciones de
operación en la
instalación. Figura 7. El
equipo instalado en la
plataforma de un pozo
productor de aceite es el
siguiente:
Deposito almacenador de Fluido: Cada unidad de cierre tiene un depósito de
fluido hidráulico, el cual debe tener cuando menos el doble de la capacidad usable
del banco de acumuladores. Por su diseño de fabricación rectangular, cuentan con
dos tapones laterales de 4 pg uno en cada extremo, que al quitarlos permite
observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las válvulas de tres
pasos y cuatro vías (ram - lok). Por la parte inferior del depósito salen en forma
independiente las líneas de succión para las bombas hidroneumáticas y la bomba
hidroeléctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las líneas de las válvulas
de seguridad, en caso de presentarse un incremento de presión dentro del sistema.

6. 5
Acumuladores Fuente de Energía.
Son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión. El termino
acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma
intercambiable.
La Unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un
acumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidráulico bajo presión
para que actué hidráulicamente en el cierre de los preventores. Por medio del gas
nitrógeno comprimido los acumuladores almacenan energía la cual será usada un
cierre rápido.
Las practicas recomendadas API RP-53 de Instituto Americano de Petróleo
recomiendan que los acumuladores tengan una cantidad mínima de fluido igual a
tres veces requerido para cerrar el preventor anular más un preventor de arietes.
Hay dos tipos de acumuladores: el tipo separador y el tipo flotador.
 El tipo separador: Usa un diafragma flexible (globo), el cual es de hule
sintético resistente y separa completamente la precarga de nitrógeno del
fluido hidráulico.
 El tipo flotador: Utiliza un pistón flotante para separar el nitrógeno del fluido
hidráulico.
Unidad para Operar Preventores (Unidad KOOMAY:
La bomba Koomey es un conjunto hidráulico, neumático, mecánico y eléctrico. Su
función es mantener una presión acumulada para operar en emergencias el cierre
de los preventores.
Para efectuar el cierre de los preventores por medio de la bomba Koomey, se puede
hacer con los acumuladores, con la bomba hidráulica triplex o con las bombas
neumáticas y con el paquete de energía auxiliar.
Las bombas son instaladas de tal manera que cuándo la presión en los
acumuladores baje al 90% de la presión de operación, se active un interruptor
electromagnético y arranquen automáticamente para restablecer la presión. En las

7. 6
plataformas marinas, deberá tenerse un tablero de control remoto en la oficina del
superintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que esté situado a
favor de los vientos dominantes.
Cabezales de tubería de revestimiento:
El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del
pozo y se usa para anclar y sellar la tubería de revestimiento e instalar el conjunto
de preventores. Puede ser tipo roscable, soldable, bridado o integrado. Son partes
de la instalación que sirven para soportar las tuberías de revestimiento y
proporcionar un sello entre las mismas.
El cabezal inferior.
Es un alojamiento conectado a la parte superior de la tubería superficial. Está
compuesto de una concavidad (nido) para alojar el colgador de tubería de
revestimiento (adecuado para soportar la siguiente TR); una brida superior para
instalar preventores, un cabezal intermedio o un cabezal de tubería de producción
y una conexión inferior, la cual puede ser una rosca hembra, una rosca macho o
una pieza soldable, para conectarse con la tubería de revestimiento superficial.
El cabezal intermedio:
Puede ser tipo carrete o un alojamiento que se conecta a la brida superior del
cabezal subyacente y proporciona un medio para soportar la siguiente tubería de
revestimiento y sellar el espacio anular entre esta y la anterior. Está compuesto de
una brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida superior con una
concavidad o nido.
Carrete de Control:
El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y
estrangular en un conjunto de preventores. El API- RP- 53 del Instituto Americano
del Petróleo recomienda que estas líneas se conecten aun preventor con salidas
laterales, eliminando con esto el carrete de control con la gran ventaja de disminuir

8. 7
la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que es el punto
más débil del conjunto.
Preventores:
La función de los preventor la respuesta es el de controlar el paso de fluidos de una
formación productora hacia la superficie, tanto por el espacio anular como por el
interior de la tubería de producción ya sean gas, aceite, o agua.
Preventores de Interiores. Su función es controlar el paso del fluido que proviene
del interior de la tubería de producción o de trabajo. Estos se clasifican en dos tipos:
De saeta o dardo (Válvula de contra presión): Es un Preventores de revestimiento
interno para sarta de perforación que cierra eficazmente el recinto de la tubería para
sellar la presión del pozo, cuando se introduce al pozo se abre en cuanto se
restaurante la circulación del lodo y el recinto de la sarta de perforación se cierra
herméticamente. Automáticamente bajo la acción de un resorte de cierre ayudando
por la presión del pozo, la válvula se abre automáticamente al reanudarse la
circulación.
Este preventor tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y
medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores elegidos. Las
características principales de estos preventores son:
 El cuerpo del preventor se fabrica como una unidad sencilla o doble.
 Puede instalarse en pozos terrestres o marinos.
 La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.
 Tiene un sistema secundario para cerrar manualmente.
 Los arietes de corte sirven para cortar tubería y cerrar completamente el
pozo.
Los arietes son de acero fundido y tienen un conjunto de sello diseñado para resistir
la comprensión, estos pueden ser de los siguientes tipos:
Arietes para tubería • Arietes variables (tubería y flecha) • Arietes de corte

9. 8
3.2 Seguridad en producción, terminación, perforación, ductos y
centrales de Almacenamiento. (Rig Pass).
Seguridad en Producción:
El petróleo es considerado
actualmente como la principal
fuente de energía en el mundo; por
lo tanto para nuestro país la
industria de producción de petróleo
es importante porque es una de las
principales fuentes económicas. La
organización internacional del trabajo (OIT) informa que, en el mundo, al año se
producen aproximadamente 270 millones de accidentes laborales y 160 millones de
enfermedades ligadas a su actividad, siendo en los países en desarrollo donde se
producen más accidentes mortales que en los países industrializados (OIT, 2014).
En el Perú, en el año 2013 se reportó un total de 18,956 notificaciones de accidentes
de trabajo, cifra mayor a la reportada en el año 2012, la cual fue de 15,488
notificaciones de accidentes de trabajo (Ministerio de Trabajo y Promoción de
Empleo MINTRA, 2013 ). La batería de producción de Shiviyacu se encuentra
ubicada en el Lote 1AB, en el distrito de Trompeteros, provincia de Loreto,
departamento de Loreto; tiene como objeto la separación de crudo, agua y gas,
proveniente de los pozos productores activos. Las actividades que se realizan en la
instalación Shiviyacu donde el crudo obtenido se almacena en tanques y se envía
hacia las Batería Huayurí mientras que el agua de formación se transfiere hacia una
planta de tratamiento con el objetivo de reinyectar la misma a pozos inyectores. Así
mismo, el gas obtenido es enviado hacia la Planta de Tratamiento, donde es
enfriado y transferido hacia la planta de generación eléctrica. Un análisis de riesgos
laborales comienza con la identificación de los peligros inherentes a las actividades
realizadas por los trabajadores, esto incluye la forma de laborar del trabajador y el
entorno de trabajo. Seguidamente, se evalúa las consecuencias en caso los peligros
se materialicen y ocasionen daño personal, teniendo en cuenta la severidad del
mismo. La probabilidad de ocurrencia de las consecuencias y su severidad nos da

10. 9
el nivel de riesgo de una actividad. Este dato servirá para planificar medidas de
control cuya finalidad es la de eliminar y/o minimizar el riesgo. Las medidas de
control deben ser implementadas en todas las áreas de la batería para facilitar la
gestión de la Seguridad y Salud en el lugar de trabajo. El presente trabajo de
investigación no experimental, tiene por objetivo principal identificar y evaluar los
riesgos ocupacionales en las etapas de producción de petróleo en la batería de
Shiviyacu en el lote1AB, con el fin de proponer medidas que prevengan la
ocurrencia de accidentes y enfermedades ocupacionales a través de: * Identificar
los peligros generados en cada una de las diferentes etapas del proceso de la
batería de producción de Shiviyacu. * Evaluar los riesgos encontrados en las
diferentes etapas del proceso de la batería de producción de Shiviyacu. * Establecer
medidas de control para los riesgos ocupacionales encontrados.
Terminación:
Una vez finalizadas las tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede
a la terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas que
se llevan a cabo mediante el empleo de una unidad especial que permite el ensayo y
posterior puesta en producción del mismo.
Dicha unidad consiste en un equipo de componentes similares al de perforación
pero normalmente de menor potencia y capacidad ya que trabaja, en principio,
dentro del pozo ya entubado, y por consiguiente, con menores diámetros y
volúmenes que los utilizados durante la perforación, y por consiguiente,
menor riesgo.
El agregado de un mecanismo de pistones le permite realizar maniobras que
consisten en la extracción artificial del fluido que contiene o produce el pozo por
medio de un pistón con copas que sube y baja por el interior de la tubería de
producción (tubing), conectado al extremo de un cable que se desenrolla y enrolla
en longitudes previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido
mecánicamente. Mediante esta operación se pueden determinar el caudal y el tipo
de fluido que la capa pueda llegar a producir.

11. 10
Puede observarse que la operación de terminación implica una sucesión de tareas
más o menos complejas según sean las características del yacimiento (profundidad,
presión, temperatura, complejidad geológica, etc.)
Y requerimientos propios de la ingeniería de producción. De la calidad de los
procedimientos para satisfacer estos requerimientos dependerá
el comportamiento futuro del pozo para producir el máximo potencial establecido
por la ingeniería de reservorios.
Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza
del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los
llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y acústicos, precisar
la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los
"perfiles a pozo abierto", como así también la posición de las cuplas de la cañería
de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento, tanto a la
cañería como a la formación.
Habiéndose determinado los intervalos de
interés, correlacionando los perfiles a pozo
abierto y entubado, y comprobando la
calidad de la cementación, es necesario
poner en contacto cada estrato seleccionado
con el interior del pozo mediante el
"punzamiento" o perforación del casing y del
cemento. Esto se realiza mediante cañones
con "cargas moldeadas" unidas por un
cordón detonante activado desde la
superficie mediante un cable especial.
Cada uno de los estratos punzados es
ensayado para determinar los volúmenes de
fluido que aporta, así como la composición y
calidad de los mismos (petróleo, gas,
porcentaje de agua).

12. 11
Esto se realiza mediante "pistoneo" por el interior del tubing o "cañería de
producción". Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para
lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben
instalarse sistemas artificiales de
extracción.
Puede suceder que durante
los ensayos se verifique que existen
capas sin suficiente aislamiento entre
sí por fallas en la cementación
primaria; en estos casos se realizan
cementaciones complementarias,
aislando mediante empaquetaduras
(packers) el tramo correspondiente al
pozo.
Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se puede
recurrir al tipo de terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas de tubing
para producir dos intervalos diferentes, quedando también la alternativa de producir
por el "espacio anular" entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo. También
es de norma, aunque muy poco frecuente, la producción triple mediante tres
cañerías de producción.
Para el caso de terminación múltiple
con dos o tres cañerías, el
equipamiento debe incluir no
solamente empaquetadores
especiales, sino también cabezales
de boca de pozo (en la superficie) de
diseño particular, los que permiten el
pasaje múltiple de cañerías. Por otra parte, el equipo de intervención del pozo o
workover debe contar con herramientas especiales para maniobrar con múltiples
cañerías a la vez, por lo que estas maniobras de intervención son mucho más
riesgosas y delicadas y se requiere una más cuidadosa programación.

13. 12
Nuevas técnicas en búsqueda de
mejor productividad, tales como las
descriptas para perforar pozos
direccionales, han desarrollado
equipos y materiales que permiten
realizar la terminación y puesta en
producción de pozos multilaterales
con el acceso a varias capas de un
mismo pozo o el acceso a una capa
remota mediante un pozo extendido
horizontalmente.
En caso de baja productividad de la
formación, ya sea por la propia
naturaleza de la misma o porque ha
sido dañada por los fluidos de
perforación o por la cementación, o
incluso por el fluido de terminación, la
formación productiva debe ser
estimulada. Los procedimientos más utilizados son: la acidificacióny la fracturación
hidráulica.
La acidificación consiste en la inyección a presión de soluciones ácidas que
penetran en la formación a través de los punzados, disolviendo los elementos
sólidos que perturban el flujo de los fluidos.
La fracturación hidráulica consiste en inducir la fracturación de la formación
mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que penetra
profundamente en la formación, provocando su ruptura y rellenando
simultáneamente la fractura producida con un sólido que actúa como agente de
sostén. El agente generalmente utilizado es arena de alta calidad y granulometría
cuidadosamente seleccionada que, por efecto de un mejoramiento artificial de la
permeabilidad, facilitará el flujo desde la formación hacia el pozo a través de la
fractura producida.

14. 13
La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a
utilizar en forma creciente técnicas y/o materiales que redujeron tiempos de manejo
y costos de equipamiento. La búsqueda de minimizar los costos de equipamiento
llevó a condicionar la geometría de los pozos a la producción esperada, a perforar
pozos de poco diámetro denominados slim-holes. Estos pozos de diámetro reducido
son terminados generalmente bajo el sistema tubing-less, que consiste en entubar
el pozo abierto con tubería de producción (tubing), y luego cementarlo aplicando el
mismo procedimiento que para un revestidor convencional.
Mediante la utilización de slim-holes los operadores han podido reducir los costos
de perforación de los pozos entre un 40% y un 70%, reduciendo a su vez, costos y
preocupaciones ambientales. La experiencia indica que la perforación de slim-holes
no reduce usualmente la producción. Los slim-holes fueron utilizados inicialmente
en ee.uu. En los años ’60; sobre 1.300 pozos
que han sido perforados con una profundidad
entre 300 y 1.000 metros en kansas, texas y
canadá usando slim-holes de 21/2 a 27/8
pulgadas en casing, los operadores han
tenido reducciones entre 40 y 50% en costos
de tubería y de un 17% en gastos generales.
Hay varios ejemplos documentados de
posteriores programas de perforación de slim-holes: en indonesia, durante el
período 1983-1986, se lograron reducir los costos de perforación entre un 65 y 73%;
por otra parte, en tailandia, mediante la perforación de slim-holes en su golfo de
tailandia durante 1999, se registraron reducciones en los costos de hasta el 40%,
pudiéndose comprobar además, que la productividad de los slim-holes fue mayor a
la lograda con los pozos convencionales.
El coiled-tubing y la snubbing unit son un material y una herramienta de trabajo de
uso cada vez más frecuente: aunque se desarrollaron hace poco más de dos
décadas, las nuevas técnicas de perforación, terminación e intervención de pozos
necesitan utilizarlos cada vez más. El coiled-tubing, como su nombre lo indica,
consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que

15. 14
permite que se lo trate como a un tubo de pvc (cloruro de vinilo polimerizado), pero
que posee las mismas características físicas de una tubería convencional de similar
diámetro, con la siguiente ventaja: no es necesario manipularlo, ni estibarlo tramo
por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo desenrolla o enrolla en un
carretel accionado mecánicamente como si fuera una manguera. Esta última
característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por ello este
tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos como en
la terminación y reparación de los mismos.
Perforación:
La perforación, como la exploración, es una actividad que demanda tiempo y
recursos financieros. Por eso, un equipo de perforación sólo se instala y comienza
a perforar cuando geólogos y geofísicos han acordado la locación más apta para la
búsqueda de hidrocarburos en el subsuelo.
Los petroleros no fueron los primeros en perforar pozos profundos: 2.000 años atrás
lo hacían los chinos para encontrar salmuera, con la cual obtenían sal. Para lograr
sus propósitos disponían de un equipo consistente en una estructura de madera, de
la cual suspendían por cable una herramienta cortante y pesada. La percusión
intermitente sobre el terreno iba horadando sucesivos estratos del subsuelo hasta
llegar al objetivo. Este ingenioso sistema permitió perforar hasta más de 900 metros
de profundidad, aunque demandaba años completar el trabajo.
En los primeros años de la industria petrolera se utilizaron los mismos principios, de
perforación a percusión. Aunque todavía en ciertas circunstancias y principalmente
en Estados Unidos se sigue utilizando esta técnica (muy mejorada respecto del siglo
pasado) fue universalmente reemplazada por el método de perforación rotativa.
Por lo general, cuando se trata de actividades en tierra la locación a perforar está
ubicada en algún sitio de difícil acceso, y hay que realizar importantes trabajos
preparatorios antes de instalar el equipo. Casi siempre se deben construir los
caminos de acceso, que muchas veces suponen la construcción de puentes y obras
viales especiales, desmonte de selvas, o drenaje de pantanos. En algunos casos,

16. 15
todo el equipo de perforación se traslada en helicópteros de gran Porte hasta la
locación previamente preparada.
La torre o mástil de perforación conforma la parte más prominente del equipo (por
lo general de 40 metros de altura), y está integrada por cuatro grandes columnas de
acero de forma rectangular, unidas lateralmente.
En lo alto de la torre o mástil, suspendida de cables, se ubica la cabeza de inyección,
conectada con la barra de sondeo. La cabeza de inyección deja pasar un líquido
(lodo de perforación) y a la vez permite a la barra de sondeo rotar libremente en el
subsuelo. La barra de sondeo -unida en tramos de 9 metros- pasa por un buje
maestro ubicado en la mesa rotativa colocada en el piso del mástil o torre. Motores
diesel o eléctricos hacen rotar la mesa rotativa y toda la columna de perforación, en
cuyo extremo final está el trépano que perfora.

17. 16
Hay muchos tipos de trépanos, algunos de ellos provistos de diamantes industriales,
pero todos operan de la misma forma que un taladro manual utilizado para perforar
madera o metal.
Para la perforación de pozos petroleros se utilizan muchos tipos de trépano, que
varían por su conformación y contextura según el tipo de roca que deben atravesar.
Cuando el trépano ha penetrado en el subsuelo una distancia similar a los 9 metros
de cada barra de sondeo, se detiene la operación y se añade una nueva barra. A
medida que se profundiza la perforación, el proceso se repite. Pero tarde o
temprano, según la textura y dureza de las rocas atravesadas, el trépano se
desgasta, y debe ser reemplazado. Esta operación demanda horas de trabajo, dado
que toda la barra de sondeo debe ser llevada a la superficie. Para ganar tiempo la
barra de sondeo se va retirando en tramos que incluyen tres tuberías unidas. Estas
largas secciones de 27 metros se van apilando a un costado de la torre de
perforación. Para comprender lo complicado de esta maniobra, basta imaginar un
trépano que llegó a los 3.000 metros de profundidad y debe ser reemplazado. Esto
significa llevar a la superficie 3 kilómetros de tuberías de acero, en tramos de 27
metros, cada uno de los cuales debe ser desenroscado y apilado cuidadosamente
sobre la torre de perforación. Reemplazado el trépano, las cañerías vuelven a
enroscarse y todo el conjunto de la barra de sondeo desciende al fondo del pozo.
Esta operación demanda varias horas.
Cuando se utiliza una herramienta para perforar una pared aquella se calienta. Por
eso, al trépano, se lo enfría con un producto químico especial, denominado “lodo de
perforación” y que circula permanentemente desde la cabeza de inyección hasta el
fondo del pozo. Llega hasta por debajo de los dientes del trépano en chorros
intermitentes, para cumplir después otra misión importante en su retorno a la
superficie y en el espacio que media entre la barra de sondeo y las paredes del
pozo: en su desplazamiento arrastra todos los fragmentos de roca despedazados
por el trépano. El geólogo de pozo estudia entonces cuidadosamente estos
“cuttings’ para determinar el tipo de roca que está atravesando la perforación. El
lodo -que es un producto de altísimo costo- también contribuye evitar el derrumbe

18. 17
de las paredes del pozo antes de que sean entubadas con cañerías de acero y al
mismo tiempo evitar las fugas de gas o petróleo que pueden producirse antes de
que la perforación llegue a la profundidad final establecida.
Plataforma de Perforación Submarina:
Pero la perforación de un
pozo petrolero no es sólo
una obra de ingeniería de
alta precisión: es un
trabajo de atención y
tensión permanentes
para los hombres que
integran el equipo. Los
costados del pozo
pueden estar huecos y el
líquido de inyección
perderse por las
cavidades; el trépano
puede quedar
aprisionado por sal. Para
evitar estos riesgos
periódicamente se retira
la sarta de sondeo, y se instala en su lugar una cañería de entubación que sostendrá
las paredes del pozo. Entre esta tubería y las paredes del pozo se introduce una
lechada de cemento, que una vez fraguada sostendrá definitivamente todo el
complejo. Por la cañería instalada pasa entonces la sarta de perforación, que
seguirá operando con un diámetro más pequeño. A mayor profundidad, se
introducirá un segundo tramo de entubación de diámetro inferior al primero y,
probablemente, después también un tercero que pasará por el segundo. Así,
cuando el pozo esté llegando a su profundidad final, el diámetro del trépano
posiblemente no supere los 10 centímetros, aunque la perforación se haya iniciado

19. 18
con un diámetro de 50. Durante todo este proceso se realizan frecuentes cambios
de trépano, maniobra que exige otra previa: el retiro de la barra de sondeo. El
perforador debe además estar atento, para evitar que la herramienta quede
aprisionada en el fondo del pozo o que la sarta se desvíe de la vertical, maniobrando
permanentemente con la velocidad de rotación del trépano y el peso de la sarta de
sondeo para lograr el correcto equilibrio de toda la operación.
Finalmente, todo el equipo de perforación que casi siempre opera a la intemperie
sometido a las inclemencias del tiempo debe estar preparado para enfrentar,
controlar y superar las consecuencias de un escape de gas, que puede resultar
devastador para el equipo y para los hombres que trabajan con él. Aunque la
industria petrolera ha desarrollado sofisticadas técnicas de seguridad para la
prevención de este tipo de accidentes, ninguna resulta de utilidad cuando las
personas a su cargo, por distracción u olvido, dejan de prestarles atención. Y en el
pozo, que es una de las obras de ingeniería de más difícil ejecución en la Tierra,
casi siempre sobran los motivos de distracción.
Finalmente, terminado el programa de perforación, es probable que no se encuentre
petróleo ni gas natural, o que el volumen de hidrocarburos comprobado no justifique
el desarrollo comercial del pozo. Todo el dinero y los esfuerzos invertidos por la
empresa habrán sido inútiles y las perforadoras volverán a intentar en otra locación.
Nuevas-Tecnologías
Pozos Horizontales:
Las nuevas tecnologías nos están conduciendo hacia una incrementada producción
del campo con una inversión decreciente de perforación.

20. 19
Las secciones laterales múltiples perforadas desde un pozo ofrecen soluciones
económicas para mejorar la recuperación. Al explotar un solo pozo, la perforación
multilateral baja los costos de la construcción del pozo y el equipo de la superficie.
Los multilaterales son ventajosos en las aplicaciones de reentrada y en los nuevos
pozos. Pueden mejorar el drenaje de los reservorios al exponer mucho mas de la
formación al pozo. También pueden interceptar numerosos sistemas de fractura y
drenar los reservorios múltiples.
Perforación Coiled Tubing
En algunos ambientes, la perforación coiled tubing ofrece ventajas económicas
sobre la perforación convencional a través de tubos unificados. También tiene un
menor impacto en el ambiente y mejora la seguridad en el pozo.
Las operaciones a través de tubos han probado ser económicas al ahorrar en costos
a la hora de retirar los tubos.

21. 20
Dentro de los mayores beneficios del CTD (Coiled Tubing Drill), se encuentra la
habilidad de perforar bajo balance. La perforación bajo balance, puede prevenir
durante la perforación la presencia de capas de interés y evitar el daño del
reservorio. También puede incrementar el ritmo de penetración del trépano durante
la perforación.
Ductos:
El transporte por tubería o transporte
por ductos (Véase Transporte y
Distribución, abreviado T&D, en el
campo de la energía) es un modo de
transporte de gases, líquidos, sólidos o
multifásico, dirigido en general a través
de las tuberías que constituyen una red
o un sistema de transporte.
El drenaje por gravedad de efluentes (aguas residuales, aguas lluvias, sistemas
de alcantarillado, etc) y el tránsito de alimentos (cerveza, leche, granos, etc) por
medio de tuberías pueden entrar en esta acepción. Sin embargo, los productos en
general descritos como elementos que se transportan por tubería
son: petróleo e hidrocarburos líquidos, gas
natural y gas para combustibles, sustancias químicas.
Dependiendo del producto transportado, el ducto recibe diferentes nombres, así
como los reglamentos, las técnicas de construcción y de funcionamiento también
varían. La justificación de construcción de tubería es dependiente del terreno,
distancias, falta de carreteras, y costo de otros modos de transporte.
Los principales sistemas de transporte por tubería son los siguientes:
 el gas natural transportado por gasoductos
 hidrocarburos líquidos, especialmente aceite, transportados por oleoductos
Hay muchos otros productos transportados a distancias importantes, que justifican
el término T&D:

22. 21
 el agua dulce, principalmente para el riego, a través de acueductos;
 el agua salada, en saumoductos;
 el oxígeno, en oxigenoductos;
 el hidrógeno, en hidrogenoductos;
 el etileno, en etilenoductos;
 las aguas residuales: véase alcantarillado;
 la petroquímica.
Este tipo de transporte de productos fue implementado por primera vez por Dmitri
Mendeleev en 1863, año en el que sugirió el uso de tuberías para el transporte de
petróleo.
Centrales de Almacenamiento:
La industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie,
cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las
máquinas en las refinerías, a
bordo de los buques o en los
oleoductos; a causas
naturales imprevisibles,
como la incertidumbre en la
prospección de los
yacimientos, las tormentas
en el mar y en la tierra o los
incendios; y también a
problemas políticos,
económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las
relaciones entre países productores y países consumidores.
Tras la crisis de 1973 (segunda guerra árabe-israelí) que provocó el racionamiento
de la gasolina en algunos países de Europa Occidental, un gran número de estos
países aprobaron normas legales para regular la existencia de reservas estratégicas
de petróleo.

23. 22
De esta forma, en algunos países las compañías petroleras están obligadas a
poseer en todo momento una cantidad de producto que garantice el consumo del
mercado interno durante un tiempo mínimo determinado. El stock debe encontrarse
en todos los tramos para evitar cortes y la reserva mínima exigida en condiciones
normales normalmente debe superar los 90 días
Podemos considerar el crudo y su almacenamiento en varias etapas:
 Almacenamiento del crudo:
Una refinería no se abastece normalmente directamente a partir del yacimiento de
petróleo, dado que en entre uno y otro punto suele producirse un transporte
intermedio por buque cisterna (petroleros) o por oleoducto. Por ello, el crudo
(petróleo bruto) se almacena tanto en el punto de embarque como en el del
desembarque.
 Almacenamiento en la refinería:
Las refinerías disponen de numerosos depósitos al comienzo y al final de cada
unidad de proceso para absorber las paradas de mantenimiento y los tratamientos
alternativos y sucesivos de materias primas diferentes. Asimismo, para almacenar
las bases componentes de otros productos terminados que se obtienen a
continuación por mezcla, y para disponer de una reserva de trabajo suficiente con
el fin de hacer frente a los pedidos y cargamentos de materia prima que les llegan.
 Almacenamiento de distribución:
Solamente una pequeña parte de los consumidores puede ser abastecida
directamente, es decir por un medio de transporte que una de forma directa al
usuario con la refinería. Por este motivo, es más eficaz y económico construir un
depósito-pulmón, Terminal de distribución, surtido masivamente por el medio de
transporte que viene de la refinería, ya sean oleoductos de productos terminados,
buques (para depósitos costeros), barcazas fluviales, vagones cisterna o camiones
cisterna. Estos depósitos suelen estar ubicados cerca de los grandes centros de
consumo (ciudades, polígonos industriales, etc.). Desde estos depósitos, salen
camiones de distribución que llevan el producto al consumidor final.

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3.3 Fauna Nociva.
Se considera fauna nociva a todos los organismos que representan peligro en la
salud, integridad o economía para el ser humano, porque pueden transmitir algún
tipo de enfermedad, representar algún riesgo para la salud o integridad del hombre
o afectan el desarrollo de productos o servicios, estos llamados plagas.
Como se transmiten las enfermedades.
Las enfermedades se transmiten al contacto
con estos o bien cuando estos tienen contacto
con diversos objetos personales o alimentos.
Ya que varios de estos animales son
venenosos.
Cuando un animal que es considerado
maligno, es porque es sucio más que nada.
Son animales que están en muchos lugares y
la mayoría de estos son lugares sucios.
Por lo tanto al momento en que entran en contacto con las personas les transmiten
toda la suciedad que ya traen. Y por nuestra falta de higiene nos contagiamos
fácilmente de estas enfermedades.
Enfermedades que te transmiten.
 Los moscos son insectos que se reproducen en diversos lugares y que
pueden transmitir enfermedades como el dengue, el paludismo y la fiebre
amarilla.
Se reproducen principalmente en:
 En agua acumulada en llantas o canaletas de los techos.
 Paredes deterioradas.
 Agujeros en los árboles.
 Floreros sucios.
 Establos sin limpieza, etc.

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3.4 Promoción y motivación de seguridad en el trabajo.
Cada trabajo que realizamos es a cambio de una remuneración, y no solo me refiero
a la parte económica, que es esencial para vivir, hablo del éxito y superación
profesional, el reconocimiento, estatus, sentido de pertenencia, etc…
 Las personas difícilmente van a estar de acuerdo con su sueldo. Si se les da
un aumento, por un tiempo van a estar bien, pero después, necesitarán más.
Es un ámbito bastante difícil de satisfacer.
 No por eso significa que no deba de hacerse, pero este no debe ser nuestro
primer recurso.
 Para implementar alguna técnica de motivación, es necesario determinar las
necesidades y expectativas del equipo de trabajo, así vamos a identificar el
camino con el cual la persona logrará sus objetivos.
 Si quieres conocer más a fondo algunas técnicas de motivación que te
pueden ayudar, da click aquí.
 Lo primero que tenemos que hacer es conocer las necesidades de los
empleados. El psicólogo estadounidense Abraham Maslow segmentó en una
pirámide dividida en cinco partes las necesidades del humano.
Dicha pirámide nos puede ser de gran ayuda, el clasifica así las necesidades:
 Fisiológicas: Es obtener recompensa económica para cubrir sus necesidades
básicas.
 Seguridad: Después, el trabajador busca estabilidad laboral, es decir, saber
que conservará su puesto y se encuentra en un ambiente seguro para su
salud.
 Sociales: El trabajador necesita establecer su status social, aquí entra en
ambiente laboral, la importancia de la comunicación y buenas relaciones
 Estima: A través del logro de objetivos, el empleado desarrolla una relación
con la empresa, lo que comúnmente conocemos con “ponernos la camiseta”.
 Autorrealización: En el último peldaño, es la motivación que satisfaga un
conjunto de aspectos, como el crecimiento laboral.

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Cada persona reacciona de manera diferente, esto se debe a la educación que se
recibió de niños, las costumbres de su país, religión, leyes e ideologías del entorno,
por ello, la importancia del análisis de las necesidades de cada persona.
Beneficios de la motivación:
 Ambiente laboral. Uno de los fundamentos de la motivación es la
comunicación, mejorar métodos de comunicación entre jefe y trabajador,
como entre el equipo de trabajo, mejora notablemente el ambiente, ya todos
se dirigen hacia el mismo objetivo.
 Empleados pro activos. Cuando sabemos que nuestro trabajo importa y es
reconocido nos impulsa a mantener ese ritmo y buscar la mejor manera de
hacer las cosas.
 Menos rotación de personal. El principal motivo por el que las personas
deciden cambiar de trabajo muchas veces es porque no nos sentimos
cómodos en la empresa, hay mal amiente laboral, no es valorado nuestro
trabajo o el estrés es demasiado.
 El mantener a cada empleado motivado es una manera de demostrar lo
importante que es su trabajo para el crecimiento de la empresa, premiarlo
con cada logro es hacerle saber que su aportación realmente nos importa. Y
él al saber esto, tendrá esa seguridad en su trabajo y luchará por mejorar
cada día.
 Multiplicación. La motivación se propaga, creando una sana competencia.
 Desarrollamos gente creativa. Si no innovamos morimos, y la mejor manera
de saber en qué áreas debemos de mejorar es mediante los empleados, ellos
son quien tiene el contacto directo con los procesos, productos o clientes.
 Mantenernos interesados por ellos y por saber qué es lo que piensan nos
ayudará a descubrir mejoras que quizá pasamos desapercibidas o
enfocarnos en las que nos traerán mejores resultados.
 Calidad de vida. La motivación trae consigo la reducción del estrés, formando
trabajadores más concentrados, que aprovechan mejor su tiempo, a la vez
que se desenvuelven en un mejor ambiente laboral.

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3.5 Administración de la seguridad en una compañía petrolera.
Auditorías de seguridad y protección ambiental A partir de 2008, Petróleos
Mexicanos implanta el proceso homologado de auditorías SSPA, en el cual
instrumentó una estrategia de comunicación y despliegue, que incorpora a la
normatividad aplicable, como parte del Sistema PEMEX-SSPA, y una solución
tecnológica que permite su ejecución disciplinada.
Las auditorías incluyen al Sistema PEMEX-SSPA, las 12 mejores prácticas
internacionales de SSPA, reaseguro internacional, integridad mecánica, las
comisiones mixtas de seguridad e higiene, e instalaciones críticas y ductos.
- Avanzó en la revisión y adecuación de las guías y lineamientos del Subsistema
de Administración de Seguridad de los Procesos.
- Estableció los criterios iniciales para el desarrollo de auditorías del Subsistema de
Administración de Integridad Operativa.
En 2008 se realizaron visitas de inspección de reaseguro internacional. Para lograr
el cierre de las recomendaciones de reaseguro se llevaron a cabo visitas previas de
soporte técnico a las instalaciones.

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Conclusión.
El mantenimiento de equipos, infraestructuras, herramientas, maquinaria, etc.
representa una inversión que a mediano y largo plazo acarreará ganancias no sólo
para el empresario quien a quien esta inversión se le revertirá en mejoras en su
producción, sino también el ahorro que representa tener un trabajadores sanos e
índices de accidentalidad bajos.
El mantenimiento representa un arma importante en seguridad laboral, ya que un
gran porcentaje de accidentes son causados por desperfectos en los equipos que
pueden ser prevenidos. También el mantener las áreas y ambientes de trabajo con
adecuado orden, limpieza, iluminación, etc. es parte del mantenimiento
preventivo de los sitios de trabajo.
El mantenimiento no solo debe ser realizado por el departamento encargado de
esto. El trabajador debe ser concientizado a mantener en buenas condiciones los
equipos, herramienta, maquinarias, esto permitirá mayor responsabilidad del
trabajador y prevención de accidentes.

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Bibliografías.
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Blogseguridadindustrial: http://blogseguridadindustrial.com/motivacion-
laboral/
Granados, A. R. (2010). UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO.
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http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/
14774/TESINA.pdf?sequence=1
Mendez, B. (16 de Julio de 2015). Scribd. Obtenido de Scribd:
https://es.scribd.com/doc/271704483/Administracion-de-Seguridad-en-Una-
Compania-Petrolera
Nieto, A. (29 de Mayo de 2010). Blogspot. Obtenido de Blogspot:
http://fattimavalenciia.blogspot.com/2014/10/definicion_15.html
Perez, B. (13 de Septiembre de 2011). Monografia. Obtenido de Monografia:
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PETROLERA, L. C. (20 de Septiembre de 2015). La comunidad petrolera. Obtenido
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petrolera.html
Roja, B. (9 de Abril de 2012). Muchapasta. Obtenido de Muchapasta:
http://www.muchapasta.com/b/var/almacenamiento%20petroleo.php#
Zurita, J. (Octubre de 2007). Repositorio. Obtenido de Repositorio:
http://repositorio.lamolina.edu.pe/handle/UNALM/2264