Mejoras Operacionales en Producción y Compresión de Gas
“Mantenimiento Mayor Múltiple de Segregación Complejo Muscar Gerencia de Plantas Gas & Agua PDVSA, Punta de Mata Distrito Social Norte - Monagas, Región Oriente - Venezuela”.
Angelberth Angelber th González, González, Kelya Ramos, Arturo Arturo Barrios, Barrios, Luis Valdez, Carlos Carlos Brito, Brito, Juan Zue.
PDVSA – Oriente / Exploración y Producción (E&P) / Distrito Norte Complejo Muscar, Punta de Mata, Monagas, Venezuela. XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006
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“Mantenimiento Mayor Múltiple de Segregación Complejo Muscar Gerencia de Manejo de Gas y Agua PDVSA, Punta de Mata Distrito Norte Monagas, región oriente, Venezuela”. Angelberth Angelber th González, González, Kelya Ramos, Ramos, Arturo Arturo Barrios, Barrios, Luis Valdez, Carlos Carlos Brito, Brito, Juan Zue.
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PDVSA – Oriente / Exploración y Producción (E&P) / Distrito Norte Complejo Muscar, punta de Mata, Monagas, Venezuela. 6217 RESUMEN La función del Complejo Muscar es manejar todo el gas de alta presión 1200 (psig) del Norte de Monagas. Las Facilidades de Entrada y Segregación del Gas, está constituida básicamente por el Múltiple de Segregación y el Sistema de Filtrado y Manejo de Líquidos,
manejando una volumetría de 1800 (MMPCND). La función
principal del Múltiple es segregar las corrientes de gas de acuerdo al contenido de H2S y riqueza (GPM), mezclando las corrientes de composición similar que luego irán a plantas de tratamiento, como Criogénico Santa Bárbara, Accro III y una parte a mercado interno. El
Múltiple
de
Segregación
consta
de
cuatro
cabezales:
Deshidratación,
Endulzamiento, R.L.C. y Mantenimiento. El Sistema de Separación y manejo de líquidos está formado por las trampas recolectoras de líquidos que tiene cada cabezal, filtros anti-asfalténicos King Tool. Estos filtros son usados para extraerle en un 99% los asfáltenos, arenas, líquidos y algunos otros sólidos que pudiera arrastrar el gas, con la finalidad de entregar un gas limpio y seco a los clientes finales. El mantenimiento del Múltiple de Segregación abarcó reemplazos parciales y totales en líneas de diferentes diámetros por presentar corrosión interna severa, mantenimientos y reemplazos de válvulas de control de flujo de diferentes diámetros, colocación de camisas a colectores de liquido y gas en diferentes cabezales,
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limpiezas químico hidráulicas en líneas y filtros anti-asfalténicos y mejoras en los lazos de control. Este trabajo describe a detalle cada uno de los procedimientos de trabajo aplicados así como también los resultados obtenidos.
ANTECEDENTES El complejo Muscar está ubicado al Norte del Estado Monagas a 8 Km. de la población de Punta de Mata, entre las estaciones de flujo Musipan y Carito. El gas asociado a la producción de los campos Carito y Pirital así como parte de Orocual, Furrial y Quiriquire, es manejado en el Múltiple de Segregación el cual tiene una capacidad de 1350 MMPCND y recibe gas de ocho fuentes a nivel de 1200 psig provenientes de las estaciones de flujo Carito, Musipan, COAe y COTe así como de las plantas compresoras Muscar, Maturín, COAp y COTp. Durante los años 2003 y comienzos del 2004 se presentaron varias fisuras en las líneas de venteo y líneas de drenaje del múltiple de segregación. En febrero del 2004 se conformó un equipo multidisciplinario para evaluar las condiciones de este sistema. El equipo de diagnóstico realizó Inspección en marcha (ultrasónica dimensional y visual externa)
y posteriormente onda guiada, en cada una de las fuentes y
cabezales de gas y líquido;
las evaluaciones revelaron
que existían
tuberías y
accesorios (codos, tees y reducciones) correspondientes a las diferentes fuentes, que de acuerdo al código ASME B31.3 se encontraban rechazadas y debían ser reemplazadas. Adicion Adicionalmente almente se identificó la necesidad necesidad de realizar mantenimiento mantenimiento a un total de 96 Válvulas entre ellas 72 de bloqueo y 24 de control de flujo de diferentes diámetros. En base a estos resultados se planificó una estrategia que permitió colocar fuera de servicio el Múltiple de segregación para someterlo a mantenimiento mayor sin afectar la producción y cumpliendo con el suministro a nuestros clientes.
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DESCRIPCION DE PROCESO Las Facilidades de Entrada y Segregación del Gas, están constituidas básicamente por el Múltiple de Segregación, el Sistema de separación y manejo de líquidos de 1200 psig y Facilidades de Manejo y Tratamiento de Gas (FMT). La función principal del Múltiple es segregar las corrientes de gas de acuerdo al contenido de H2S y la riqueza en cuanto a líquidos condensables, mezclándose las corrientes de composición similar que luego irán a la planta de tratamiento adecuada para ser posteriormente enviadas a la Planta de Santa Bárbara Extracción a través del gasoducto de 36” de diámetro y hacia Accro III por medio del gasoducto de 26” de diámetro. El
Múltiple
de
segregación
consta
de
cuatro
cabezales:
Deshidratación,
Endulzamiento, R.L.C. y Mantenimiento. El Sistema de Separación y manejo de líquidos está formado por las trampas recolectoras asociadas a cada cabezal y los filtros de separación King Tool, estos líquidos son enviados hacia la Estación de Flujo Carito. Ver Figura 1. FUENTES
MÚLTIPLES Y FILTROS
C.O.A. PLANTA
R L C
PROCESOS
GASODUCTOS
KING - TOOL
C.O.T. PLANTA
MUSCAR
MATURÍN
CARITO ESTACIÓN MUSIPAN ESTACIÓN
C.O.A. ESTACIÓN
C.O.T. ESTACIÓN SANTA BÁRBARA ESTACIÓN
SULFATREAT
E N D U L Z .
D E S H . S E R V I C I O
PLANTA DE ENDULZAMIENTO
KING - TOOL
1 ° N E L P I T L Ú M
EXTRACCIÓN
DESHIDRATACIÓN
KING - TOOL
LAZO 26” T A E R T A F L U S
GASODUCTO 26” GASODUCTO 36” GASODUCTO RETORNO 36”
KING - TOOL PIGAP I
INYECCIÓN F M T
MACOLLAS KING - TOOL PIGAP II KING - TOOL
DESHIDRATACIÓN MACOLLAS
Figura 1. Esquema General de Segregación y Acondicionamiento del Complejo Muscar
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EVALUACION DE CRITICIDAD Se realizó con el objeto de evaluar el estado físico y operacional del Múltiple de Segregación para diagnosticar su situación actual y recomendar las acciones necesarias
para
maximizar
su
disponibilidad,
confiabilidad
y
seguridad,
contribuyendo con la optimación de sus costos de operación y mantenimiento. El método de análisis utilizado consistió en la evaluación de factores ponderados basados en la definición de Riesgo:
RIESGO = FRECUENCIA DE FALLAS x CONSECUENCIAS Donde: Frecuencia = No. de Fallas por Período, y Consecuencia
=
(Nivel
de
producción
x
Tiempo
Reparación
x
Impacto
Producción) + Costo de Reparación + Impacto Seguridad + Impacto Ambiental La evaluación se realizó asignando los puntajes establecidos en la guía de criticidad, Ver Tabla 1. Los resultados indicaron que los sub-sistemas con alta criticidad fueron las fuentes de: Muscar, COAp, Carito, COTe. Todas estas fuentes presentaron una alta frecuencia de falla, con un tiempo de reparación relativamente alto. Los resultados de alta criticidad coincidieron con los arrojados por una
inspección realizada por el
equipo de Ingeniería de Mantenimiento (Inspección de Equipos Estáticos), en la cual se encontraron pérdidas de espesores del orden de un 60% en las líneas de venteo que componen este sistema. También se determinó alta criticidad en accesorios tales como válvulas de bloqueo, válvulas motorizadas y fallas en
actuadores
eléctricos, mecánicos, transmisores de presión y temperatura. Al corregir estas desviaciones, desviaciones, la criticidad de este sistema disminuyó garantizando garantizando la seguridad del personal que labora en el área, la protección al medio ambiente y por supuesto aumentó su confiabilidad operacional.
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GUIA DE CRITICIDAD 1.- FRECUENCIA DE FALLA (todo tipo de falla)
Puntaje
.- No más 1 por por año .- Entre 2 y 12 por año .- Entre 13 13 y 52 por año
1 3 4
.- Mas de 52 por por año ( Mas de 1 interrupción semanal )
6
2.- IMPACTO OPERACIONAL ASOCIADO: 2.1.- NIVEL DE PRODUCCIÓN ( de la Instalación ) CRUDO 0 101
-
100 bbl / día 1000 bbl / d ía
1001 5001 10001
-
5000 bbl / d ía 1000 0 b bl / día 2000 0 b bl / día
Mas de 20000 bbl / día
Puntaje GAS
GABARRAS/OTROS Menos de 10 MMBS 11 23 MMBs
1 2
23 40 60
-
4 6 9
80
-
0 0 .2
-
0.2 MMPCN / día 20 MMPCN / día
20 100 200
-
100 MMPCN / día 200 MMPCN / d ía 400 MMPCN / día
Mas de 400 MMPCN / día
40 MMBs 60 MMBs 80 MMBs 100 MMBs
2.2.- TIEMPO PROMEDIO PARA REPARAR ( TPPR ) Menos de 4 horas Entre 4 y 8 horas Entre 9 y 24 horas Mas de 24 horas
2.3.- IMPACTO EN PRODUCCIÓN ( por falla )
12
Puntaje 1 2 4 6
Puntaje
No Afecta Producción
0.05
0.30 0.50 0.80 1
25% de Impacto 50% de Impacto 75% de Impacto La Impacta Totalmente
2.4.- COSTO DE REPARACION Menos de 50 MMBs
Puntaje 3
Entre 50 - 100 MMBs Entre 101 - 200 MMBs
5 10
Mas de 200 MMBs
25
2.5.- IMPACTO EN LA SEGURIDAD PERSONAL ( Cualquier tipo de daños, heridas, fatalidad ) SI NO
2.6.- IMPACTO AMBIENTAL ( Daños en la instalación y a terceros ) SI NO
Puntaje 35 0
Puntaje 30 0
Tabla 1 Guía para la Ponderación de Criticidad Fuente: Gerencia de Ing. De Mantenimiento/ Equipo de Confiabilidad – Distrito Norte - PDVSA
TECNICAS DE INSPECCION UTILIZADAS Ondas Guiadas (Ultrasonido de Largo Alcance),Teletest. Esta técnica se utiliza para inspeccionar grandes longitudes de tuberías y se utilizan ondas de ultrasonido de baja frecuencia y guiadas para llevar a cabo una inspección volumétrica del 100%. Todo lo que se requiere para sujetar la unidad que rodea al transductor es un solo punto de acceso a la superficie de la tubería. No se requieren acoplamientos líquidos; la unidad del transductor se basa en la presión de apriete. El ultrasonido puede ser transmitido en una o ambas direcciones a lo largo de la tuberías y se refleja por los cambios repentinos en el espesor de pared a causa de la presencia de discontinuidades. Esta técnica es más sensible a una reducción general en la zona transversal de la tubería. La técnica de ondas guiadas es particularmente XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006
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aplicable a la detección de corrosión sobre las superficies internas o externas de las tuberías. Una limitación consiste en que el rango operativo máximo varía de acuerdo a la geometría del tramo de tubería a inspeccionar, contenido, recubrimiento y condiciones en general. En particular, la presencia de recubrimientos que absorben el sonido o material en contacto con el tramo de tubería pueden reducir notablemente el campo de operación. Para determinar la condición de cada colector del múltiple de segregación debido al deterioro por corrosión se utilizó la siguiente metodología: Primero se inspeccionó visualmente cada colector, luego se inspeccionó cada colector a través de la técnica de Ultrasonido de Largo Alcance (Ondas Guiadas) para cubrir toda la superficie de las tuberías e identificar, localizar y clasificar (de acuerdo a la perdida de área transversal) las discontinuidades. Se continuó valorando cada indicación (perdida de espesor, longitud, ancho circunferencial y tipo) obtenida del la inspección visual y del análisis con Ondas guiadas. Finalmente se obtuvieron los datos operacionales del múltiple y se realizaron los análisis y cálculos pertinentes según las Normas ASME B31.3 y ASME B31.G..
Ultrasonido Convencional La técnica Ultrasónica que se utilizo para validar la discontinuidades detectadas con las Ondas Guiadas, es la Técnica de Reflexión o pulso eco ( Haz Recto) esta técnica es la de mayor aplicación la misma es de contacto directo utilizando palpadores simples, la cual permite la detección, evaluación y localización de discontinuidades en el material mediante el análisis de las reflexiones Ultrasónicas ( Ecos) provenientes de las mismas.
RESULTADOS DE LAS TECNICAS DE INSPECCION Inspección visual externa y ultrasónica (medición de espesores de pared, muestreo) mediante la técnica de ultrasonido (SILCO) Se inspeccionaron con ultrasonido las diferentes fuentes que entran al Múltiple de Segregación con los resultados obtenidos, las evaluaciones revelaron que existían XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006
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tuberías y accesorios (codos, tees y reducciones) correspondientes a las diferentes fuentes, que de acuerdo al código ASME B31.3
se encontraban rechazadas y
debían ser reemplazadas. También en los casos de las tuberías que presentaban costura tanto longitudinal como helicoidal debían ser reemplazadas de acuerdo a la norma PDVSA H-221 de diseño de tuberías, especificación
DA1, clase 600 RF,
acero al carbón, para un servicio de gas natural. Con la utilización de los datos obtenidos en la inspección se realizaron los cálculos requeridos para la aplicación de los criterios de aceptación y rechazo aplicados según ASME B31.3 (Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping), obteniéndose los resultados mostrados en la Tabla 2 : Tabla 2 Resultados de la Técnica de Inspección Ultrasonido Convencional N° DE IDENTIFICACI ISOMÉTRICOS ON FUENTE N° 1 MUSIPAN FUENTE N° 2 CARITO FUENTE N° 3 MUSIPAN FUENTE N°4 COA PLANTA FUENTE N° 5 COT PLANTA FUENTE N° 6 JUSEPIN FUENTE N N° 7 COA FUENTE N° 8 COT ESTACION
TOTAL DE LONGITUD PUNTOS APROXIMA PUNTOS PUNTOS % DE MEDIDOS DA DE LA RECHAZADOS RECHAZADO RECHAZOS POR FUENTE B31.3 S B31.8 POR FUENTE FUENTE (M)) (M
6
56
111
17
0
30%
2
38
320
3
0
8%
4
45
600
8
0
18%
1
12
80
8
0
67%
1
11
95
7
0
64%
3
56
325
33
0
59%
1
15
160
10
0
67%
1
14
178
12
0
86%
Fuente: Gerencia de Ing. De Mantenimiento/ Equipos Estáticos - Distrito Norte – PDVSA.
Onda Guiada De la Inspección con la técnica de Ultrasonido de Largo Alcance (Ondas Guiadas) TeletestR Se concluyó que el Colector de Liquido de Servicio presentó 3 anomalías, el Colector de Liquido de RLC 1 anomalía, el Colector de Liquido de Endulzamiento 0 anomalías, el Colector de Liquido de Deshidratación 0 anomalías, el Colector de Gas de Servicio 3 anomalías, el Colector de Gas de RLC 3 anomalías, el Colector de Gas de Endulzamiento 4 anomalías y el Colector de Gas de Deshidratación 2 anomalías XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006
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que presentan alta probabilidad de falla en un periodo entre 1 y 3 anos. Se recomendó reemplazar los tramos donde se encontraban ubicados los 15 puntos con alta probabilidad de falla para un periodo de 1 a 3 anos.
MANEJO DE GAS PARA COLOCAR FUERA DE SERVICIO EL SISTEMA DE SEGREGACION Se identificaron diversas opciones de manejo de gas necesarias para desviar las 8 fuentes de alimentación al Múltiple de Segregación, evaluando las facilidades existentes de infraestructura para desvío de las Fuentes hacia el sistema alterno de Facilidades de Manejo y Tratamiento de Gas (FMT) cuya capacidad es de 900 MMPCND,
está limitación en capacidad generó la necesidad de evaluar la
fabricación de lazos de desvío directo a gasoductos de transmisión para las fuentes que no pudiesen manejarse por FMT. Adicionalmente Adiciona lmente el manejo manejo de gas se se realizó consideran considerando do la premisa premisa de mantener mantener las especificaciones de riqueza (gpm) del gas enviado a nuestros clientes Santa Bárbara (min 1,8 – máx 2,7) y Accro III (mín 1,8 – máx 2,4); aún a pesar de la reducción de la capacidad de manejos de líquidos en el acondicionamiento del gas y
de la
disminución del GPM a la succión de Santa Bárbara Extracción debido a las limitaciones operacionales que presentaba el sistema de FMT para realizar las mezclas mas adecuadas.
Estrategia por fuente: Fuente N°1 Musipán: desviados 70 MMPCND provenientes de la estación Musipan hacia el sistema de FMT.
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Fuente N°2
Carito: 350 MMPCND provenientes de la estación Carito fueron
desviados hacia FMT.
Fuente N°3 Muscar: 150 MMPCND descargados por la planta compresora muscar se desviaron hacia FMT.
Fuente N° 4 COAp: 360 MMPCND provenientes de la planta compresora Amana, se desviaron hacia FMT.
Fuente N°5 COTp: 70 MMPCND provenientes de la planta compresora Tejero, se desviaron hacia FMT.
Fuente N°6 Maturin: 400 MMPCND provenientes del complejo Jusepin, se desvió directamente hacia el gasoducto de transmisión 26” (Accro III) por medio de una interconexión construida específicamente para tal fin.
Fuente N°7 COAe: Esta fuente alimenta principalmente la succión de PIGAP II, es decir , en el múltiple de segregación no se estaba manejando gas de esta fuente al momento de realizar el desvío.
Fuente N°8 COTe: Esta fuente alimenta principalmente la succión de PIGAP II, es decir, en el múltiple de segregación no se estaba manejando gas de esta fuente al momento de realizar el desvío.
ESTRATEGIAS OPERACIONALES. Desvío de las Fuentes Nº 4 y 5: para estas fuentes no existen las facilidades de desviar directamente desde el Múltiple de segregación hacia FMT por tanto se utilizó la línea de corrida de herramientas la cual es común para las fuentes COAp, COTp, COAe, COTe y Musipan en sentido contrario al flujo normal convergiendo COAp y COTp con la fuente de COTe en el Múltiple II y de esta manera direccionando las mismas al múltiple de FMT tal y como se muestra en la Figura 2.
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Figura 2 Esquemático Desvío Múltiple Múltiple II hacia Múltiple Múltiple de FMT
Desvío de la Fuente Nº 6: Para desviar la fuente maturín se construyó una interconexión directamente desde la trampa al gasoducto de transmisión Lazo 26” hacia Accro III (ver Figura 3), 3), ya que por las especificaciones de este gas en cuanto a riqueza (gpm) y Volumen se determinó que era la fuente ideal para alimentar a esta planta, ya que ser un cliente externo es menos flexible en cuanto a especificaciones de gas de alimentación según lo establecido en cláusulas del contrato con PDVSA.
Figura 3 Esquemático de Desvío de la Fuente Maturín Maturín XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006
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Desvío de la Fuente Nº 1,2,3,7 y 8: Para desvíar las fuentes Musipan, Carito, Muscar, COAe y COTe se utilizaron las facilidades existentes de desvío hacia FMT, según la filosofía de operación de estos sistemas, FMT brinda flexibilidad operacional para manejar estas fuentes en paralelo al múltiple o de forma individual. Ver Figura 4.
Figura 4 Esquemático de Desvío de las fuentes Carito y Muscar
Una vez desviadas cada una de las fuentes se procedió a despresurizar el Múltiple de Segregación y a cegar cada entrada, quedando el sistema totalmente aislado y disponible para ser intervenido.
ALCANCE DEL MANTENIMIENTO MAYOR EJECUTADO El mantenimiento abarcó las siguientes actividades:
Reemplazo en tramos con pérdidas de espesor de tuberías de 12, 16, 20 y 26” ANSI – 600, 600, en las las fuentes y colectores colectores de gas gas y líquido. líquido.
Reemplazo de seis (6) válvulas de control de 20” – ANSI 600. Fabricación de acoples para la instalación de los actuadores limitorque a las nuevas válvulas de bloqueo.
Mantenimiento de actuadores limitorque.
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Construcción del spool del sistema de venteo del múltiple de segregación, incluyendo pruebas de gammagafría y prueba hidrostática.
Instalación de cuellos de inyección de química en la fuente Muscar. Puesta en operación del lazo de control que alimenta a todas las noventa y seis (96) válvulas motorizadas del múltiple.
Instalación de 20 mts de conduit de 1” y reemplazó 35 Mts de cable #24 para energizar actuadotes limitorques.
Instalación de cuatro cajas reductoras que estaban en mal estado, tres (03) en la fuente Carito y una (01) en la fuente Muscar.
Mantenimiento a válvulas de bloqueo (Manuales, Motorizadas) y de Control de Flujo (Tabla (Tabla 3). 3). Tabla 3. Cuadro Resumen de Válvulas por Fuente
Mantenimiento y calibración de transmisores de presión diferencial y transmisores de presión manométrica.
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Limpieza químico hidráulica de los cabezales de gas y líquido.
Reemplazo de los elementos filtrantes de los filtros anti-asfalténicos King Tool.
Visualización de un nuevo múltiple de segregación, incluyendo las mejoras propuestas por los operadores y considerando el crecimiento establecido en el PDO, así como el tiempo de vida útil del múltiple actual una vez reemplazados los tramos con pérdida de espesor.
Las actividades se planificaron para ejecutarse según la programación mostrada en la Tabla 4: Tabla 4. Plan de Ejecución de Actividades para Intervención del Múltiple de Segregación Id
N No ombre de tarea
%
21
PROCURA MATERIALES
67
22
Mat Materi erial al p para ara el cega cegado do ((bri bridas das,, ci ciego egos, s, e espa sparra rrago go 100
23
Material pa para c co onstruc. L Liineas de de v ve enteo
24
Material para mtto y reemplazo de valvulas
60
25
INTERVENCIÓN MULTIPLE
26
26
FASE I (multiple en operación)
54
27
Fabricación líneas de Venteo y Cabezal
100
28
Cegado Fuentes (6 fuentes)
100
29
Limpieza química y sellado (55 valv.)
30
Mtto de Válvulas de bloqueo (Quizanda)
0%
31
CEGADO FUENTES CARITO Y JUSEPIN
0%
32
Pintura y Señalización de Líneas
0%
33
FASE II (multiple fuera de Serv.)
0%
34
Reemplazo Válvulas dañadas (32 válvulas)
0%
35
Reemplazo de línea de Venteo y Cabezal
0%
36
Cegado entrada y salida filtros king tool
0%
37
Reparación Coletor de líquidos king tool
0%
38
Instalación de Cabezal Recolecc. de Líquidos
0%
39
Remove Removerr panque panquecas cas y ciegos ciegos
0%
40
Puesta en servicio Mutiple
0%
abril mayo junio julio 15 22 29 5 12 19 26 3 10 17 24 31 7 14 21 28 5 12 19 26
100
20
21/06
22/07
Fuente: Gerencia de Mantenimiento/Equipo de Mantenimiento Mayor y Operacional – Distrito Norte – PDVSA.
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CONCLUSIONES El tiempo planificado para la ejecución del Mantenimiento se estimó inicialmente en 4 meses, sin embargo el tiempo real fue de 11 meses, debido a los siguientes factores:
Los trabajos de cegado y despresurización de las fuentes y cabezales se ejecutaron en un tiempo mayor al planificado por las múltiples filtraciones en las válvulas del sistema.
El tiempo de entrega de las válvulas en mantenimiento afectó la fecha programada para la puesta en operación del múltiple.
En base a los resultados de las inspecciones realizadas se programó el reemplazo parcial de algunas secciones de las fuentes, sin embargo una vez desincorporadas las líneas se pudo observar que estos resultados fueron muy conservadores ya que en algunas fuentes era necesario realizar reemplazos totales.
El manejo de gas y la sincronización con los clientes fue una de las etapas neurálgicas para seleccionar la mejor opción de desvío de las fuentes sin afectar las especificaciones del gas de entrega.
El trabajo en equipo de un grupo de profesionales de alto nivel en diferentes disciplinas, permitió realizar esta actividad minimizando riesgos obteniendo 350.000 h-h con cero accidentes en la ejecución de los trabajos y garantizando la entrega de gas a clientes sin afectación a producción ni al medio ambiente. El comité de evaluación integral se conformó con personal perteneciente a las Gerencias de: Manejo de Gas y Agua (Operaciones), Mantenimiento Operacional, Servicios
Logísticos
y
Mantenimiento,
Transmisión
y
Distribución
Eléctrica,
Automatización Automatiz ación - Informática Informática y Telecomunicacione Telecomunicaciones, s, Construcción Construcción y Producción, Producción, Seguridad Higiene y Ambiente del Distrito Norte – PDVSA Oriente.
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