determinantes de riesgo y su exposici+ n a lesiones
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL DIRECCIÓN GENERAL DE POSGRADOS
MAESTRÍA EN SEGURIDAD Y PREVENCIÓN DE RIESGOS EN EL TRABAJO
DETERMINANTES DE RIESGO Y SU EXPOSICIÓN A LESIONES LUMBARES EN LOS OPERADORES DE PRODUCCIÓN DURANTE EL
AFORO DE TANQUES DE UNA ESTACIÓN DE PETRÓLEO (CAMPO AUCA-BLOQUE 61), DURANTE EL AÑO 2014.
Plan de Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar
al Grado de Magíster en Seguridad y Prevención de Riesgos en el
Trabajo
Autor Hugo Alejandro Pailiacho Pazmiño
Director Ing. Héctor Villacreses V. MSc
Quito – Septiembre – 2015
ii
CERTIFICACIÓN DEL ESTUDIANTE DE AUTORÍA DEL TRABAJO
Yo, Hugo Alejandro Pailiacho Pazmiño, declaro bajo juramento que el trabajo
aquí descrito es de mi autoría, que no ha sido presentado para ningún grado o
calificación profesional. Además, de acuerdo a la ley de Propiedad Intelectual,
todos los derechos del Presente Trabajo de Grado, por su reglamento y
normatividad institucional vigente, pertenecen a la Universidad Tecnológica
Equinoccial.
___________________________________ Hugo Alejandro Pailiacho Pazmiño
C.I. 171432856-2
iii
INFORME DE APROBACIÓN DEL DIRECTOR DEL TRABAJO DE GRADO
APROBACIÓN DEL DIRECTOR
En mi calidad de Director del Trabajo de Grado presentado por el señor Hugo
Alejandro Pailiacho Pazmiño, previo a la obtención del Grado de Magister en
Seguridad y Prevención de Riesgos del Trabajo, considero que dicho Trabajo
reúne los requisitos y disposiciones emitidas por la Universidad Tecnológica
Equinoccial por medio de la Dirección General de Posgrado para ser sometido
a la evaluación por parte del Tribunal examinador que se designe.
En la Ciudad de Quito, a los dieciocho días del mes de Agosto de 2015.
_________________________________
Ing. Héctor Villacreses V. MSc
iv
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Petroamazonas EP, antes Petroecuador, que fue la empresa que
me abrió las puertas laboralmente durante 6 años, y permitió poder desarrollar
el estudio en sus trabajadores.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, Dirección General de Posgrados,
gracias a ella por esta oportunidad de poder superarme, y ser cada vez mejor.
A mi amigo Robbie Esparza por su gran apoyo y consejos durante la
elaboración te este proyecto.
Finalmente, agradezco a mi tutor Ingeniero Héctor Villacreses Villafuerte por su
ayuda, dedicación y tiempo para el desarrollo de este trabajo.
v
DEDICATORIA
Primero doy gracias a Dios y a la Virgen Dolorosa por toda la ayuda,
bendiciones y cuidado que me han dado a lo largo del camino, Segundo a mi
familia, Padres Hugo, Anita y mi hermana Mafer que ellos son mi guía
constante, ya que con su amor y consejos han sabido llevarme paso a paso
por un buen sendero y son mi apoyo incondicional. Por último a toda mi familia
y amigos que son el complemento que le dan a mi vida.
vi
RESUMEN
La investigación se realizó en la Estación de Producción Auca (Bloque
61), perteneciente a Petroamazonas EP, en al Distrito Amazónico en la
Provincia Francisco de Orellana, en donde se desarrollan las actividades de
producción y bombeo de crudo por más de 40 años.
En el desarrollo de las actividades en una Estación de Producción de
Petróleo las posturas forzadas son de alta recurrencia. El trabajo que desarrolla
el operador de producción, obliga al trabajador a tomar posiciones incomodas
y realizar movimientos repetitivos.
Para el estudio se tomó una población de 16 operadores, que
corresponden a los dos equipos evaluados con 8 integrantes en cada equipo.
Los operadores de producción tienen horarios de 14 días de labores por
14 días de descanso, de éstos 14 días laborables, deben cumplir con 7 días de
turnos diurnos (06H00 a 18H00) y los últimos 7 días de turno nocturno (18H00
a 06H00).
El análisis de los riesgos ergonómicos se realizó por medio del método
validado y reconocido como REBA (Rapid Entire Body Assessment), el mismo
que indica que si existe probabilidad de lesiones lumbares por este tipo de
trabajo.
Durante este estudio se les direccionó a los trabajadores investigados
que realicen sus actividades de manera normal, para ésto todas las
evaluaciones y estudios se realizaron en horario diurno y nocturno previa la
autorización de las autoridades del campo, sin afectar el desempeño normal de
trabajo del personal.
En la primera fase se realizó la encuesta al personal de la posición de
operador de producción del Campo Auca que son los que realizan el trabajo
diario de aforo de tanques de almacenamiento, en este análisis se obtuvo
vii
importante información y datos que pueden influir en la aparición de lesiones
lumbares como son la edad, estatura y la antigüedad del trabajo de los
operadores de producción.
De igual manera, se analizó las condiciones extra laborales tales como
los trabajos anteriores que tuvieron algunos operadores de producción, donde
realizaron trabajos con posturas forzadas así como también otras actividades
no laborales o en jornada descanso que desarrollan como actividades
deportivas o de trabajos de agricultura en su fincas, ya que existen operadores
de producción que tiene su residencia en las zonas del oriente ecuatoriano, e
inclusive reduciendo sus horas de descanso cuando salen trabajando del turno
de la noche, continúan con sus labores de agricultura y ganadería en fincas
que son de su propiedad.
En la segunda fase del trabajo de campo, se evaluaron los riegos
mediante la aplicación del método validado. Los resultados de esta evaluación
ergonómica evidencian que existe un Riesgo Alto método REBA.
Las recomendaciones indicadas en el estudio están orientadas a evitar
las lesiones lumbares, así como mejorar tanto el ambiente laboral como las
condiciones de trabajo.
La implementación de las medidas preventivas y organizativas así como
la capacitación continua del personal sobre la no adopción de posturas
forzadas, deben ser tomadas en cuenta por las empresas con el afán de evitar
enfermedades profesionales, las mismas que pueden significar pérdidas tanto
de producción como de dinero en términos de indemnizaciones o
rehabilitaciones de sus trabajadores.
La aceptación de implementación de programas como: pausas activas,
nutrición y control de peso y de recreación después de la jornada laboral, con
el fin de mejorar la condición física del trabajador y mejorar el ambiente de
trabajo queda a disposición de las empresas exclusivamente.
viii
ABSTRACT
The research was conducted in the Auca Production Station (Block 61),
belonging to Petroamazonas EP in the Amazon District in the Francisco de
Orellana Province, where production activities and oil pumping for more than 40
years develop.
In the development of activities in Oil Production Station awkward
postures are high recurrence. The work that the operator of production, forcing
workers to take awkward positions and repetitive movements.
To study a population of 16 operators, corresponding to the two teams
evaluated with 8 members in each team took.
Production operators have schedules 14 days of work for 14 days of rest,
of these 14 working days, must meet seven days of day shifts (06H00 to
18H00) and the last 7 days of night shift (18H00 to 06H00).
The ergonomic hazards analysis was performed using the validated
method and recognized as REBA (Rapid Entire Body Assessment), it indicates
that if there is likelihood of back injuries in this type of work.
During this study were routed by the surveyed workers who carry out
their activities as normal, for this all evaluations and studies were conducted in
previous daytime and evening authorization of the camp authorities, without
affecting the normal performance of staff.
In the first phase the survey staff position production operator del Campo
Auca who are doing the daily work of capacity of storage tanks, in this analysis
important information and data that can influence the appearance was obtained
was carried out of back injuries such as age, height and age of the work of
production operators.
ix
Similarly, extra working conditions such as previous work that had some
production operators, where they performed work with awkward postures as
well as other non-work activities or day rest that develop as sports or
agricultural work in analyzed their farms, since there are production operators
having their residence in the areas of eastern Ecuador, and even reducing their
hours of rest when they go to work the night shift, continue their work in
agriculture and livestock farms within its property.
In the second phase of field work, the risks are assessed by applying
the validated method. The results of this evaluation show that an ergonomic
High Risk REBA method exists.
The recommendations in the study are intended to prevent back injuries,
as well as improving both the work environment and working conditions.
The implementation of preventive and organizational measures as well
as continuous staff training on the failure to adopt awkward postures, should be
taken into account by companies in an effort to prevent diseases, they can
mean loss of both production money in terms of compensation or rehabilitation
of workers.
Acceptance of program implementation as active breaks, nutrition and
weight management and recreation after working hours, in order to improve the
physical condition of the worker and improve the work environment is available
to businesses only.
x
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN ......................................................................................................... iv ABSTRACT ...................................................................................................... viii CAPÍTULO I ..................................................................................................... 19
1.1 Planteamiento del problema ................................................................... 19
1.2 Formulación del Problema ...................................................................... 26
1.3 Sistematización del Problema ................................................................. 26
1.4 Objetivos de la investigación ................................................................... 26
1.4.1 Objetivo general ................................................................................ 26
1.4.2 Objetivos específicos ........................................................................ 27
1.5 Justificación de la investigación .............................................................. 27
1.6 Alcance ................................................................................................... 28
CAPÍTULO II .................................................................................................... 29
2.1 Marco Teórico ......................................................................................... 29
2.1.1 Comienzos de la industria petrolera en Ecuador .............................. 30
2.1.1.1 Descubrimiento y actividad petrolera en la Región Amazónica
ecuatoriana ............................................................................... 30
2.1.2 Fases de la industria petrolera .......................................................... 33
2.1.2.1 Exploración y producción ........................................................... 33
2.2 Historia del campo Auca ......................................................................... 34
2.2.1 Ubicación geográfica ........................................................................ 35
2.2.2 Proceso de producción y deshidratación del crudo en la estación ... 36
2.2.2.1 Estaciones de flujo ..................................................................... 36
2.2.2.1.1 Estación de descarga ....................................................... 39
2.2.2.1.2 Proceso de manejo del petróleo dentro de una estación de
flujo .................................................................................................. 40
2.2.2.1.2.1 Etapa de recolección ..................................................... 41
2.2.2.1.2.2 Etapa de separación ...................................................... 42
2.2.2.1.2.3 Etapa de depuración ..................................................... 43
2.2.2.1.2.4 Etapa de medición de petróleo ...................................... 43
2.2.2.1.2.5 Etapa de calentamiento ................................................. 44
2.2.2.1.2.6 Etapa de deshidratación del petróleo ............................ 44
2.2.2.1.2.7 Etapa de almacenamiento del petróleo ......................... 45
2.2.2.1.2.8 Etapa de bombeo .......................................................... 45
xi
2.2.2.2 Componentes básicos en una estación de flujo ......................... 45
2.2.2.2.1 Múltiples o recolectores de entrada .................................. 46
2.2.2.2.2 Líneas de flujo ................................................................. 46
2.2.2.2.3 Separadores de petróleo y gas. ........................................ 47
2.2.2.2.3.1 Separador de prueba ..................................................... 48
2.2.2.2.3.2 Separador de producción .............................................. 48
2.2.2.2.4 Tanques ............................................................................ 49
2.2.2.2.4.1 Tanques de lavado (wash tank)..................................... 49
2.2.2.2.4.1.1 Funcionamiento de un tanque de lavado ................ 50
2.2.2.2.4.2 Tanques de prueba ....................................................... 51
2.2.2.2.4.3 Tanques de almacenamiento ........................................ 52
2.2.2.5 Los fluidos del pozo y sus características .................................. 53
2.2.2.5.1 Petróleo crudo .................................................................. 53
2.2.2.5.2 Condensado ..................................................................... 53
2.2.2.5.3 Gas natural ....................................................................... 53
2.2.2.5.4 Gas libre ........................................................................... 53
2.2.2.5.5 Gas en solución ................................................................ 54
2.2.2.5.6 Vapores condensables ..................................................... 54
2.2.2.5.7 Agua ................................................................................. 54
2.2.2.5.8 Impurezas y materiales extraños ...................................... 54
2.2.3 Aforo o medida del contenido de los tanques ................................... 55
2.2.3.1 Método de medición directa. ...................................................... 55
2.2.3.2 Método de medición o aforo indirecto ........................................ 55
2.2.3.2.1 Punto de referencia .......................................................... 56
2.2.3.2.2 Profundidad de referencia ................................................ 56
2.2.3.2.3 Indicación de la cinta ........................................................ 56
2.2.3.2.4 Aforo de apertura .............................................................. 56
2.2.3.2.5 Aforo de cierre .................................................................. 57
2.2.3.2.6 Aforo directo ..................................................................... 57
2.2.3.2.7 Aforo indirecto ................................................................... 57
2.2.3.2.8 Asiento en los tanques ..................................................... 57
2.2.3.2.9 Agua de fondo .................................................................. 57
2.2.3.2.10 Pasta detectora de agua ................................................. 58
2.2.3.2.11 Pasta detectora de gasolina ........................................... 58
xii
2.2.3.3 Aforo de agua de fondo (agua y sedimento libres) .................... 58
Razones para medir el agua de fondo: ........................................... 58
2.2.3.3.1 Cuando medir el agua de fondo ........................................ 59
2.2.4 Actividades diarias que realiza el operador de producción. .............. 59
2.2.5 Dolor lumbar ..................................................................................... 62
2.2.5.1 Causas que producen dolor lumbar ........................................... 63
2.2.5.2 Métodos para diagnosticar el dolor lumbar ................................ 63
2.2.5.3 Tratamiento del dolor lumbar ..................................................... 64
2.3 Marco Conceptual ................................................................................... 65
2.4Sistema Teórico ....................................................................................... 71
2.4.1Sistema de variables .......................................................................... 71
2.5 Marco Referencial ................................................................................... 71
CAPÍTULO III ................................................................................................... 76
3.1 Metodología de la investigación .............................................................. 76
3.1.1 Trastornos musculo esqueléticos (TME) ........................................... 76
3.1.2 Posturas forzadas. Posturas mantenidas ......................................... 79
3.1.3 Método REBA. Posturas forzadas .................................................... 81
3.1.4 Técnicas e instrumentos de recolección de datos: ........................... 97
3.2 Población y muestra ................................................................................ 98
3.2.1 Confiabilidad y validez ...................................................................... 98
3.2.2 Prueba piloto ..................................................................................... 99
3.3 Sistema de hipótesis ............................................................................... 99
3.4 Sistema de variables ............................................................................. 100
CAPÍTULO IV ................................................................................................. 102 4. Análisis de Resultados ............................................................................... 102
4.1 Análisis de resultados de la encuesta y entrevista ................................ 102
4.1.1 Análisis univarial ............................................................................. 102
4.1.2 Análisis bivarial ............................................................................... 115
4.2 Evaluación ergonómica ......................................................................... 115
4.2.1 Método REBA para posturas forzadas ............................................ 116
4.2.1.1Datos generales de la evaluación ............................................. 117
4.2.1.2 Datos para la evaluación ergonómica ...................................... 118
4.2.1.3 Análisis de posiciones adoptadas en el puesto de trabajo ....... 119
xiii
CAPÍTULO V .................................................................................................. 125 5. Conclusiones y Recomendaciones ............................................................ 125
5.1 Conclusiones......................................................................................... 125
5.2 Recomendaciones ................................................................................ 127
Bibliografía ..................................................................................................... 127 Anexos ........................................................................................................... 132
xiv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Mapa Catastral Petrolero Ecuatoriano .................................................. 35
Figura 2.2 Proceso de recolección de crudo en un campo petrolero ..................... 37
Figura 2.3 Equipos típicos de producción en superficie para manejar el crudo
proveniente de los pozos ..................................................................... 39
Figura 2. 4 Tanque de Lavado ............................................................................... 50
Figura 2.5 Esquema de las tres zonas de un tanque de lavado............................. 51
Figura 2.6 Sistema de variables ............................................................................ 71
Figura 3.1 Posiciones del tronco ........................................................................... 84
Figura 3.2 Posiciones que modifican la puntuación del tronco............................. 85
Figura 3.3 Posiciones del cuello ........................................................................... 85
Figura 3.4 Posiciones que modifican la puntuación del cuello .............................. 86
Figura 3.5 Posiciones de las piernas .................................................................... 86
Figura 3.6 Angulo de Flexión de las piernas .......................................................... 87
Figura 3.7 Posiciones del brazo ............................................................................ 88
Figura 3.8 Posiciones que modifican la puntuación del brazo.............................. 89
Figura 3.9 Posiciones de antebrazo ...................................................................... 90
Figura 3.10 Posiciones de la muñeca ................................................................... 90
Figura 3.11 Torsión o desviación de la muñeca .................................................... 91
Figura 3.12 Flujo de obtención de puntuaciones en el método REBA ................... 96
xv
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 4.1 Edad de los trabajadores ................................................................... 103
Gráfico 4.2 Antigüedad en la empresa ................................................................ 104
Gráfico 4.3 Actividades con posturas forzadas .................................................... 105
Gráfico 4.4 Dolores en la espalda en los operadores ......................................... 106
Gráfico 4.5 Personal que ha sufrido lesiones en la espalda ................................ 107
Gráfico 4.6 Tareas críticas durante el aforo de tanques ...................................... 108
Gráfico 4.7 Actividades con esfuerzo físico con molestias en la espalda............. 109
Gráfico 4.8 Tiempo de exposición a posturas forzadas ....................................... 110
Gráfico 4.9 Frecuencia diaria que realiza aforo de tanques ................................. 111
Gráfico 4.10 Frecuencia de actividades deportivas o de esfuerzo físico que el
trabajador realiza en su descanso ....................................................................... 112
Gráfico 4.11 Uso de fajas lumbares durante la actividad de aforo de tanques .... 113
Gráfico 4.12 Uso mecanismos de ayuda durante la actividad de aforo de
tanques ............................................................................................ 114
xvi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1 Sistemas de producción en los pozos .................................................... 35
Tabla 2.2 Capacidad de tanques de Auca Central ................................................. 40
Tabla 2.3 Producción de pozos de Auca Central ................................................... 42
Tabla 2.4 Capacidad de separadores Auca Central .............................................. 43
Tabla 3.1 Puntuación del tronco ............................................................................ 84
Tabla 3.2 Modificación la puntuación del tronco ................................................... 85
Tabla 3.3 Puntuación del cuello ............................................................................. 85
Tabla 3.4 Modificación de la puntuación del cuello ................................................ 86
Tabla 3.5 Puntuación de las piernas ...................................................................... 87
Tabla 3.6 Modificación de la puntuación de las piernas ......................................... 87
Tabla 3.7 Puntuación del brazo ............................................................................. 88
Tabla 3.8 Modificaciones sobre la Puntuación del brazo ....................................... 89
Tabla 3.9 Puntuación del antebrazo ...................................................................... 90
Tabla 3.10 Puntuación de la muñeca .................................................................... 90
Tabla 3.11 Modificación de la puntuación de la muñeca ....................................... 91
Tabla 3.12 Puntuación inicial para el grupo A. ...................................................... 91
Tabla 3.13 Puntuación inicial para el grupo B ....................................................... 92
Tabla 3.14 Puntuación para la carga o fuerzas ..................................................... 92
Tabla 3.15 Modificación de la puntuación para la carga o fuerzas ........................ 93
Tabla 3.16 Puntuación tipo de agarre ................................................................... 93
Tabla 3.17 Puntuación C en función de las puntuaciones A y B ........................... 94
Tabla 3.18 Puntuación del tipo de actividad muscular .......................................... 94
Tabla 3.19 Niveles de actuación según la puntuación final obtenida .................... 95
Tabla 4.1 Edad de los trabajadores ..................................................................... 102
Tabla 4.2 Antigüedad en la empresa (años) ........................................................ 104
Tabla 4.3 Actividades con posturas forzadas ...................................................... 105
Tabla 4.4 Dolores en la espalda en los operadores ............................................ 106
Tabla 4.5 Personal que ha sufrido lesiones en la espalda ................................... 107
Tabla 4.6 Tareas críticas durante el aforo de tanques ......................................... 108
Tabla 4.7 Actividades con esfuerzo físico con molestias en la espalda ............... 109
Tabla 4.8 Tiempo de exposición a posturas forzadas .......................................... 110
Tabla 4.9 Frecuencia diaria que realiza aforo de tanques .................................. 111
xvii
Tabla 4.10 Frecuencia de actividades deportivas o de esfuerzo físico que el
trabajador realiza en su descanso ....................................................................... 112
Tabla 4.11 Uso de fajas lumbares durante la actividad de aforo de tanques. ...... 113
Tabla 4.12 Uso de mecanismos de ayuda durante la actividad de aforo de tanques
............................................................................................................................ 114
Tabla 4.13 Relación entre dolores de espalda y las lesiones lumbares ............... 115
Tabla 4.14 Relación entre posturas forzadas y lesiones lumbares ..................... 115
Tabla 4.15 Cuadro resumen de las puntuaciones obtenidas por el método REBA
............................................................................................................................ 124
xviii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO A Encuesta para mejora del area de trabajo .......................................... 133
19
CAPÍTULO I
1.1 Planteamiento del problema
La palabra petróleo viene del latín, petra (piedra) y óleo (aceite); significa
literalmente aceite de piedra. El petróleo se conoce desde tiempos
inmemoriales, pero no se obtenía provecho de él. Fue en el siglo pasado que
empezó a usarse para alumbrado de las casas. El petróleo crudo, ésto es, tal
como sale del pozo, se destilaba en un alambique y se obtenía así un líquido
amarillento llamado querosén, el cual ardía suavemente y casi sin humo en las
lámparas o quinqués que se empleaba para alumbrar las casas, en una época
en que aún no había bombillos eléctricos. (Garay, 1982).
Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia
de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el mayor
porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se
conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del
petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente
reciente, de menos de 200 años.
En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pennsylvania (EE.UU.),
lo comercializó por vez primera bajo el nombre de "aceite de roca" o "petróleo".
A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria
del petróleo y el verdadero aprovechamiento de un recurso que
indudablemente ha contribuido a la formación del mundo actual. (Esper, 2006)
En Ecuador se explota petróleo en dos zonas: en la península de Santa
Elena y en la Amazonía ecuatoriana. La historiadora Jenny Estrada, en su libro
Ancón, señala que el petróleo de la Península se conocía desde antes de la
llegada de los españoles a estas costas. Los nativos lo llamaban copey o copé.
Luego esos yacimientos fueron explotados primitivamente y la producción se
exportaba a Perú para la fabricación de brea. El padre Juan de Velasco, en su
Historia del Reino de Quito, da cuenta de que en los pueblos de Chanduy y
Chongón, en la provincia de Santa Elena, existían diversos manantiales
20
perennes naturales de alquitrán y brea, que se utilizaban para calafatear los
barcos (Gordillo, 2003).
El territorio de Ecuador está determinado por un tipo de zonificación
geotécnica y mineralógica.
En los Andes ecuatorianos destacan dos unidades geotécnicas: la
cuenca antearco, que comprende las cordilleras de la Costa, y la cuenca
amazónica. Las formaciones geológicas más conocidas de la cuenca
amazónica son: Hollín-Napo, Tena, Tiyuyacu, Chalcana, Arajuno, Hambira,
Chambira, Mesa, Santiago, Macuma y Chapiza (Paladines, 2005;).
En la Amazonía ecuatoriana existe una de las cuencas subandinas más
complejas y más atractivas, tanto desde el punto de vista científico como del
económico. Se sitúa entre la cordillera de Los Andes y los escudos guayanés y
brasileño. Tiene dirección norte-sur y, topográfica y geológicamente, se
extiende hasta las fronteras con Colombia y Perú. En la región nororiental, las
arenas saturadas de petróleo pesado y asfalto afloran a lo largo de las Riveras
de los ríos Hollín, Jodachi y Napo (Paladines, 2005).
La renta petrolera proveniente de la comercialización externa provocó un
fortalecimiento del sector externo y de la capacidad financiera del Estado
ecuatoriano.
La bonanza petrolera de los años setenta se debió al descubrimiento y la
explotación de ricos yacimientos petrolíferos en la Región Amazónica
ecuatoriana. El país se convirtió en exportador neto de hidrocarburos y se
benefició por el incremento del precio del crudo en el mercado internacional. El
boom generó ingresos que se tradujeron en un aumento promedio del 9 % del
Producto Interno Bruto (PIB) al año, pero debido a una caída internacional
repentina de dicho precio, ese índice decreció en los años ochenta hasta
alcanzar el -6,7 % en 1987 (Fontaine, 2002).
21
En el año 2011, los ingresos petroleros representaron el 37,8 % del total
del sector público no financiero (BCE, 2012).
Estos datos muestran que Ecuador, a pesar de no ser uno de los
principales productores a nivel mundial, es un país dependiente de petróleo y
con la renta petrolera se ha financiado la política social, laboral, agrícola y
eléctrica.
Actualmente, el crudo que se exporta desde la Amazonía ecuatoriana
tiene 26° API en promedio y se denomina Oriente (inicialmente era un crudo
liviano de 29°; sin embargo, se fue agotando). El país también exporta crudo
semipesado, de 19°; API, conocido como Napo. (Petroecuador, 2013)
Petroamazonas EP, es una empresa pública ecuatoriana dedicada a la
exploración y producción de hidrocarburos. Opera 20 bloques, 17 ubicados en
la Cuenca Oriente del Ecuador y tres en la zona del Litoral. Petroamazonas EP
tiene autonomía presupuestaria, financiera, económica, administrativa y de
gestión; creada al amparo de la Ley Orgánica de Empresas Públicas, mediante
Decreto Ejecutivo No. 314 de 06 de abril de 2010, publicado en el Registro
Oficial Suplemento No. 17 del 14 de abril de 2010. (Petroamazonas EP, 2015)
Petroamazonas EP:
• Es la empresa pública ecuatoriana dedicada a la exploración y producción
de hidrocarburos.
• Opera en 20 bloques, 17 de ellos se ubican en la Cuenca Oriente
Ecuatoriana y tres en el Litoral.
• En 2014 produjo un promedio de 361.072 barriles diarios de petróleo.
• Varios puntos de su operación tiene certificaciones internacionales que
avalan su gestión.
• Tiene una cultura corporativa y talento humano consolidados.
• Tiene estabilidad y crecimiento de los cuadros gerenciales y
organizacionales.
• Tiene controles internos sólidos que garantizan el correcto funcionamiento
de la operación.
22
• Tiene prácticas responsables con las comunidades y con el medio
ambiente.
• Tiene políticas y procedimientos claros y sostenidos.
• Cuenta infraestructura tecnológica y sistemas de información avanzados
disponibles.
Además; tiene la función de planificar, coordinar, supervisar y controlar
las actividades de sus empresas operadoras y filiales. Dentro de la industria
petrolera existen riesgos asociados a las diferentes actividades ejecutadas en
la misma, lo cual conduce al establecimiento de criterios fundamentales para la
prevención de enfermedades y accidentes industriales dentro y fuera de las
instalaciones. Los eventos indeseados que se derivan de los riesgos, pueden
estar representados por accidente de trabajo, enfermedades profesionales, y/o
condiciones de fatiga, malestar, etc. Las condiciones de riesgos a su vez, por
actos inseguros, condiciones inseguras del medio ambiente de trabajo o una
combinación de éstos. (Petroamazonas EP, 2015)
La Industria Petrolera constituye para los países de América Latina, la
columna vertebral de su economía, la mayor fuente de generación de riqueza y
su mayor entrada de divisas frescas. (Barberii, 1998).
La Estación Auca Central en la cual se realizó el análisis, se encuentra
ubicada en la Provincia de Orellana, Cantón Francisco de Orellana, parroquia
Dayuma a la altura del Km 35 de la vía Auca Cononaco. Tiene los siguientes
equipos y facilidades: los manifolds para la entrada de las líneas de flujo de los
pozos, Separadores de producción, Separador de prueba, Tanque de Lavado,
Tanque de Reposo, Tanque de Almacenamiento, Tanque de diésel, Tanque de
gasolina, Tanque de JP1, Bombas, Generadores, Motores, Sistema de quema
de gas, Separadores API, Bodega de Químicos, Sistema de Tratamiento de
Aguas, Sistema Contra Incendios (Monitores de agua, monitores de espuma,
mantas contra incendios, Centro de Respuestas a Emergencias), Taller de
mecánica automotriz, Laboratorios, Oficinas y Campamento. (Petroamazonas
EP, 2013)
23
Además; las Normas de Seguridad, Salud y Ambiente (SSA) de
Petroamazonas EP, establecen que todas las plantas de la organización y en
especial, las que están íntimamente ligadas con el proceso de producción,
deben tener una matriz de riesgo, que permita a los Especialistas en Medicina
del Trabajo, conjuntamente con SSA de la Empresa, llevar un mejor control y
monitoreo de los distintos factores de riesgo, que se encuentran en las
instalaciones, cumpliendo con lo establecido en el Decreto 2393 del año 1986
“Reglamento de Seguridad y Salud de los Trabajadores y Mejoramiento del
Medio Ambiente de Trabajo”; además, se regula alineado al Art. 326, numeral
5 de la Constitución del Ecuador, en Normas Comunitarias Andinas, Convenios
Internacionales de OIT y Código del Trabajo. Principalmente “el patrono debe
suministrarle a todos los trabajadores de la organización en forma escrita y
explicativa, todos los factores de riesgo (peligros) existentes en su lugar de
trabajo, así como las medidas de protección, para evitar la ocurrencia de un
evento no deseado”. (Petroamazonas EP, 2010).
Entre las actividades cotidianas del personal de la Estación Auca
Central, está la tarea de aforar los tanques de almacenamiento de crudo, tarea
importante, ya que en base a los resultados obtenidos del aforo o medida de
los tanques de almacenamiento, wash tank y tanque de oleoducto, se realiza el
análisis y el control de la producción diaria del campo.
Es importante que el colchón de agua medido en el Wash Tank sea realizado
con exactitud, porque en base a este resultado se controla la inyección y
reinyección de agua a los diferentes pozos en el Campo Auca.
Esta labor determina la medida de volúmenes, temperaturas y
propiedades físicas del hidrocarburo almacenado en el tanque.
Por lo que se requiere de un gran compromiso por parte de quien la
efectúa, ya que estos datos deben tener total validez para evitar problemas de
tipo contable, financiero o administrativo, que pueden significar hasta acciones
penales.
24
La precisión con que se efectúan las mediciones es un aspecto que
influye mucho en la validez de los datos. Por ejemplo, en la medición del
volumen en un tanque de 100.000 BLS un error en el nivel de tan solo 1
milímetro difiere la respuesta en 12 BLS.
A pesar de ser tan críticos, los procedimientos para la medición estática
son muy sencillos y eficaces si se siguen todos los pasos. (Rengifo, 2002)
Los métodos a ser utilizados para el cálculo de medición de capacidad
operativa son el geométrico, volumétrico y gravimétrico. El método a ser
seleccionado va a estar relacionado con la capacidad del tanque, su forma, las
condiciones de uso del mismo, entre otros factores. Como se ha explicado la
medición de volúmenes en Tanques de Almacenamiento de petróleo es una
tarea difícil que se resume a continuación:
La gran labor y la jornada larga de trabajo que realiza el operador de
producción de la Estación Auca Central, en un día normal, empieza a las 06:00
am recibiendo el turno de su compañero que laboró en el turno de la noche.
Como procedimiento de cambio de entrega de turno se realiza lo siguiente:
1. Aforan el Wash Tank (Tanque de lavado), levantando información del
colchón de agua (30 ft). La medición del colchón de agua es importante
para el control de inyección y reinyección de agua de formación.
2. Toma muestras con el ladrón (toma muestras) cada 5 ft y vaciando el
mismo en un envase de polietileno, con las muestras obtenidas se controla
el proceso de deshidratación de crudo.
3. Aforo del Surge Tank (Tanque de almacenamiento). Este resultado es
importante, ya que el crudo almacenado, será bombeado con las
especificaciones y regulaciones solicitadas por la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero ARCH.
4. Aforo del Tanque de Oleoducto. Tomando muestras de 5 ft y 10 ft.
5. Control de los Separadores de Producción.
6. Control de los Separadores de prueba.
25
7. Control del Bombeo de crudo de la Estación con sus respectivos análisis del
B.S.W (corresponde al contenido de agua libre (no disuelta) y sedimentos
(limo, arena que trae el crudo) del sampler (toma muestras fiscalizado por
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH).
8. Manejo y control de las piscinas de crudo (distancia de los tanques a las
piscinas 500 metros)
9. Realizar los análisis B.S.W (Basic Sediment and Water), que es el
contenido de agua libre (no disuelta) y sedimentos (limo, arena) que trae el
crudo, de las muestras tomadas en los tanques de almacenamiento.
10. Se recalca que esta actividad es realizada a las 08:00 am, 10:00 am, 12:00
am, es decir cada dos horas. Cuando existe algún problema de emulsión
(es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o menos
homogénea) en los tanques el aforo y toma de muestras se lo realiza cada
hora.
En este sentido, los operadores de producción de una Estación de
Petróleo, están expuestos a una serie de riesgos, tales como: la exposición a
radiaciones ultravioletas, químicos, posturas inadecuadas, levantamiento de
cargas durante la actividad, estrés por la concentración en la tarea,
monotonía y otros, a ésto se añaden las dificultades cotidianas ligadas a la
organización del trabajo como: sobrecarga, problemas de comunicación entre
los trabajadores y superiores, así como los horarios, la rotación de turno y la
jornada nocturna. (Borges, 1998).
En el proyecto se identificaron los factores de riesgo, para proporcionar
mejor calidad de vida en los trabajadores, principalmente los operadores de
planta que laboran en la Estación Auca, Bloque 61. Así la empresa garantizará
seguridad a sus trabajadores, al ambiente y a las instalaciones, aportando
tanto beneficios económicos, como reducción de los gastos médicos por
enfermedades, ausentismo del personal a su jornada de trabajo y dotación de
equipos de protección personal, dando cumplimiento con lo establecido en
Normas Nacionales e Internacionales, para la preservación de la calidad de
vida del hombre y del medio ambiente.
26
1.2 Formulación del Problema
¿Cuál es la relación entre los determinantes de riesgo y su exposición a
lesiones lumbares en los operadores de producción durante el aforo de
tanques de una estación de petróleo (Campo Auca-Bloque 61).
1.3 Sistematización del Problema
¿Cuáles son las características como edad, antigüedad y actividades
extralaborales de los operadores de producción que se encuentran expuestos a
posturas forzadas durante el aforo de tanques de almacenamiento de crudo?
¿Cuáles son los puntos críticos en donde existen posturas forzadas, durante el
proceso de aforo?
¿Cómo inciden las posturas forzadas más frecuentes en las lesiones lumbares
en los operadores de producción durante el aforo de tanques de
almacenamiento de crudo?
¿Cuánto tiempo de la jornada laboral está expuesto el trabajador a las posturas
forzadas durante el aforo de tanques de almacenamiento de crudo?
¿Qué elementos estructurales y funcionales ha dotado la empresa al operador
de producción para prevenir lesiones?
1.4 Objetivos de la investigación
1.4.1 Objetivo general
Analizar la relación entre los determinantes de riesgo y su exposición a
lesiones lumbares en los operadores de producción durante el aforo de
tanques de una estación de petróleo (Campo Auca-Bloque 61).
27
1.4.2 Objetivos específicos
• Determinar los puntos críticos en donde existen posturas forzadas, durante
el proceso de aforo.
• Identificar las posturas forzadas más frecuentes que provocan lesiones
lumbares en los operadores de producción durante el aforo de tanques de
almacenamiento de crudo.
• Identificar las características como edad, antigüedad y actividades
extralaborales de los operadores de producción que se encuentran
expuestos a posturas forzadas durante el aforo de tanques de
almacenamiento de crudo.
• Determinar cuánto tiempo de la jornada laboral está expuesto el trabajador
a las posturas forzadas durante el aforo de tanques de almacenamiento de
crudo.
• Identificar los elementos estructurales y funcionales ha dotado la empresa al
operador de producción para prevenir lesiones
1.5 Justificación de la investigación
Este estudio tiene por objeto relacionar las posturas forzadas con la
aparición de las lesiones lumbares en el operador de producción, de la cual no
se tiene ningún tipo de estadísticas o mediciones en el ámbito local.
Los resultados obtenidos nos indicarán si las posturas forzadas inciden
en la aparición de lesiones lumbares en los operadores de producción durante el
aforo de tanques de almacenamiento y todo el proceso de deshidratación de
crudo que se realiza en una Estación de Petróleo.
28
Los resultados obtenidos pueden demostrar lesiones no tolerables que
afecten la salud a los operadores de producción y aumento de costos en los
programas de prevención de la empresa.
Al no tener estadísticas de este tipo de relaciones de las posturas
forzadas y la aparición de lesiones lumbares de los operadores de producción,
será un aporte para la industria petrolera.
Esta evaluación servirá como referencia para revisar los procedimientos
operativos para el aforo de tanques de almacenamiento de crudo, programas
de prevención en temas de seguridad y salud ocupacional que permitan
disminuir los riesgos de trabajo y enfermedades laborales.
1.6 Alcance
La investigación actual cuyo objetivo principal es investigar la incidencia
entre posturas forzadas y la aparición de lesiones lumbares en los operadores
de producción durante el aforo de tanques de almacenamiento en una estación
de producción, se consideraron a los 16 operadores de producción como los
sujetos a investigar. La determinación de que sean los operadores de
producción los elegidos para el estudio se realizó en base al análisis de los
profesiogramas que posee el Departamento de Recursos Humanos de la
Empresa.
29
CAPÍTULO II
2.1 Marco Teórico
Se cree que el petróleo y el gas natural se formaron a lo largo de
millones de años por la descomposición de la vegetación y de organismos
marinos, comprimidos bajo el peso de la sedimentación. Al ser el petróleo y el
gas más ligeros que el agua, ascendieron y llenaron los huecos creados en
estas formaciones superpuestas. El movimiento ascendente cesó cuando el
petróleo y el gas alcanzaron estratos densos e impermeables superpuestos o
roca no porosa. El petróleo y el gas llenaron los huecos de los mantos de roca
porosa y los yacimientos subterráneos naturales, como las arenas saturadas,
situándose debajo petróleo, más pesado, y encima el gas, más ligero.
Originalmente, estos huecos eran horizontales, pero el desplazamiento
de la corteza terrestre creó bolsas, denominadas fallas, anticlinales, domos
salinos y trampas estratigráficas, donde el petróleo y el gas se acumularon en
yacimientos.
(Enciclopedia de la OIT, 1998)
El petróleo y el gas natural se encuentran en todo el mundo, tanto bajo
tierra como bajo el agua, según se indica a continuación:
• Cuenca intercontinental del hemisferio occidental (Costa del Golfo de
Estados Unidos, México, Venezuela);
• Oriente Próximo (península arábiga, Golfo Pérsico, Mar Negro y Mar
Caspio);
• Indonesia y Mar de la China Meridional;
• África septentrional y occidental (Sahara y Nigeria);
• América del Norte (Alaska, Terranova, California y región centro continental
de Estados Unidos y Canadá);
• Extremo Oriente (Siberia y China),
• Mar del Norte. (Enciclopedia de la OIT, 1998).
30
2.1.1 Comienzos de la industria petrolera en Ecuador
En Ecuador se explota petróleo en dos zonas: en la península de Santa
Elena y en la Amazonía ecuatoriana. La historiadora Jenny Estrada, en su libro
Ancón, señala que el petróleo de la península se conocía desde antes de la
llegada de los españoles a estas costas. Los nativos lo llamaban copey o copé.
Luego esos yacimientos fueron explotados primitivamente y la producción se
exportaba a Perú para la fabricación de brea. El padre Juan de Velasco, en su
Historia del Reino de Quito, da cuenta de que en los pueblos de Chanduy y
Chongón, en la provincia de Santa Elena, existían diversos manantiales
perennes naturales de alquitrán y brea, que se utilizaban para calafatear los
barcos (Gordillo, 2003).
Sin embargo, recién a mediados del siglo XIX se conocen datos ciertos
sobre la existencia del petróleo en el país. En 1858, el geógrafo ecuatoriano
Manuel Villavicencio, en su libro Geografía sobre el Ecuador relata que
encontró asfalto y alquitrán en el río Hollín y en los manantiales salitrosos de la
cordillera del Cutucú, provincia de Morona Santiago.
El territorio de Ecuador está determinado por un tipo de zonificación
geotécnica y mineralógica.
En los Andes ecuatorianos destacan dos unidades geotécnicas: la
cuenca antearco, que comprende las cordilleras de la Costa, y la cuenca
amazónica. Las formaciones geológicas más conocidas de la cuenca
amazónica son: Hollín-Napo, Tena, Tiyuyacu, Chalcana, Arajuno, Hambira,
Chambira, Mesa, Santiago, Macuma y Chapiza (Paladines, 2005;).
2.1.1.1 Descubrimiento y actividad petrolera en la Región Amazónica
ecuatoriana
En la Amazonía ecuatoriana existe una de las cuencas subandinas más
complejas y más atractivas, tanto desde el punto de vista científico como del
económico. Se sitúa entre la cordillera de Los Andes y los escudos guayanés y
31
brasileño. Tiene dirección norte-sur y, topográfica y geológicamente, se
extiende hasta las fronteras con Colombia y Perú. En la región nororiental, las
arenas saturadas de petróleo pesado y asfalto afloran a lo largo de las Riveras
de los ríos Hollín, Jodachi y Napo (Paladines, 2005).
Los yacimientos petrolíferos de la Amazonía ecuatoriana son de edad
cretácica; la roca almacén está constituida por las areniscas de la formación
Hollín y por niveles superiores de areniscas localizadas de preferencia en la
parte inferior de las formaciones Napo y Tena; la roca madre posiblemente es
de formación Napo. Las trampas petrolíferas están constituidas por estructuras
de pliegues sencillos anticlinales y por fallas; las trampas estratigráficas tienen
un gran potencial de desarrollo (Paladines, 2005).
La nueva era petrolera empezó el 29 de marzo de 1967, cuando
brotaron 2 610 barriles diarios de petróleo en el pozo Lago Agrio 1, a una
profundidad de 10 171 pies, en la concesión Texaco-Gulf. En 1968, aumentó el
proceso para la explotación de áreas hidrocarburíferas.
Solamente en los meses de julio y agosto se otorgaron concesiones a
siete empresas por cerca de 4 000 000 de hectáreas. En 1970, la compañía
William Brothers inició la construcción del Sistema de Oleoducto
Transecuatoriano para transportar el crudo desde la Amazonía hasta Balao.
En 1971, el presidente Velasco Ibarra promulgó dos leyes importantes:
la Ley de Hidrocarburos y la Ley Constitutiva de la Corporación Estatal
Petrolera Ecuatoriana, CEPE, que entraron en vigencia en 1972. En 1972, se
revisó el contrato original de Texaco-Gulf y se obligó a la empresa a devolver al
Estado ecuatoriano 930 000 hectáreas.
En 1972, en vísperas de iniciar las exportaciones de crudo Oriente, más
de 4 000 000 de hectáreas de la Región Amazónica y el Litoral estaban en
poder de diversas compañías extranjeras.
32
Desde mediados de 1972, el sector petrolero asumió importancia
inusitada en la estructura económica del país, porque Texaco-Gulf comenzó a
extraer volúmenes de crudo jamás conocidos en la historia ecuatoriana y ello
produjo cambios económicos sustanciales en el comportamiento financiero
nacional. Estos hechos enunciados rápidamente muestran la historia de las
inversiones petroleras privadas en Ecuador. Desde entonces, el país concentró
su esfuerzo en explorar en la Amazonía mediante la concesión de más de 3
000 000 de hectáreas, obtenida a través de una división de la empresa Anglo
Oriente.
En definitiva, a partir de 1972, el sector externo se convirtió en el
componente central de la dinámica económica de Ecuador. Se produjo un auge
de las exportaciones petroleras y otros productos agroindustriales en esa
década, al mismo tiempo, una expansión de los principales indicadores
económicos y se dio lugar a una situación favorable cuando Ecuador ingresó a
la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP que incidió
directamente en el precio de las exportaciones y, específicamente, en el
indicador de los términos de intercambio (Bocco, 1983).
La renta petrolera proveniente de la comercialización externa provocó un
fortalecimiento del sector externo y de la capacidad financiera del Estado
ecuatoriano.
La bonanza petrolera de los años setenta se debió al descubrimiento y la
explotación de ricos yacimientos petrolíferos en la Región Amazónica
ecuatoriana. El país se convirtió en exportador neto de hidrocarburos y se
benefició por el incremento del precio del crudo en el mercado internacional. El
boom generó ingresos que se tradujeron en un aumento promedio del 9 % del
Producto Interno Bruto (PIB) al año, pero debido a una caída internacional
repentina de dicho precio, ese índice decreció en los años ochenta hasta
alcanzar el -6,7 % en 1987 (Fontaine, 2002).
En el año 2011, los ingresos petroleros representaron el 37,8 % del total
del sector público no financiero (BCE, 2012).El petel Ecuador
33
Estos datos muestran que Ecuador, a pesar de no ser uno de los
principales productores a nivel mundial, es un país dependiente de petróleo y
con la renta petrolera se ha financiado la política social, laboral, agrícola y
eléctrica.
Actualmente, el crudo que se exporta desde la Amazonía ecuatoriana
tiene 26° API en promedio y se denomina Oriente (inicialmente era un crudo
liviano de 29°; sin embargo, se fue agotando). El país también exporta crudo
semipesado, de 19°; API, conocido como Napo. (Petroecuador, 2013)
2.1.2 Fases de la industria petrolera
La secuencia de procesos para la producción de petróleo se conoce
generalmente como cadena de valor y comprende una serie de pasos
necesarios para agregar valor a una materia prima.
2.1.2.1 Exploración y producción
La exploración es una de las actividades más importantes en la
búsqueda de petróleo y consiste en la localización de las capas de rocas
sedimentarias en el subsuelo, con la ayuda de métodos geológicos y
geofísicos. Se perfora el suelo para recolectar muestras de terreno y estudiar
estratos; con esos datos se realiza una carta geológica, con la que se define la
posibilidad de existencia de petróleo.
Luego se procede a la exploración sísmica, que consiste en producir
temblores artificiales en el subsuelo, mediante la colocación de cargas
explosivas en tierra a poca profundidad o un cañoneo con aire comprimido en
el mar. Estas explosiones generan ondas vibratorias que son registradas en la
superficie por aparatos de alta sensibilidad llamados geófonos, que graban los
resultados en forma de redes lineales, que muestran una radiografía del
subsuelo. Con los resultados, se define la posibilidad de existencia de petróleo.
Hay técnicas sísmicas tridimensionales de alta resolución que permiten obtener
34
imágenes del subsuelo en su posición real, incluso en situaciones estructurales
complejas.
La producción es la extracción de petróleo y gas del subsuelo. El
petróleo se extrae mediante la perforación de un pozo sobre el yacimiento. Si la
presión de los fluidos es suficiente, forzará la salida natural del petróleo a
través del pozo que se conecta mediante una red de oleoductos para llevarlo a
un sitio donde es sometido a tratamiento primario, para deshidratarlo y
estabilizarlo, eliminando los compuestos más volátiles. Posteriormente se
transporta a refinerías o plantas de mejoramiento. Durante la vida del
yacimiento, la presión descenderá y será necesario usar otras técnicas para la
extracción del petróleo. Esas técnicas incluyen el uso de bombas, la inyección
de agua o de gas, entre otras.
Con la perforación se conocerá con exactitud la existencia de petróleo
en el subsuelo. (Petroecuador, 2013)
2.2 Historia del campo Auca
El Campo Auca fue descubierto por la compañía Texaco, con la
perforación del pozo Auca - 1, que se inició en febrero de 1970 y alcanzó una
profundidad de 10.578 pies dando una producción de 3.072 BPPD de los
reservorios Hollín (31° API) y T (27° API).
El desarrollo del campo inicia en 1973 y fue puesto en producción en
1975, con 24 pozos.
La producción del Campo Auca está en un promedio de 74.000 BPPD a
75.000 BPPD, reportándose el 11 de Junio del 2015 73642,23 BPPD, con un
BSW de bombeo a Lago Agrio de 0,433%
Los pozos se encuentran produciendo bajo los siguientes sistemas de
producción:
35
Tabla 1.1 Sistemas de producción en los pozos
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POZOS
FLUJO NATURAL 2
BOMBEO HIDRÁULICO 8
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 116
BOMBEO MECÁNICO 3
Fuente: Operaciones Petroamazonas EP
2.2.1 Ubicación geográfica
El campo Auca está ubicado en la Cuenca Oriente a unos 260 km al este
de Quito y 100 km al sur de la frontera con Colombia, su orientación es Norte –
Sur
Figura 2.1 Mapa Catastral Petrolero Ecuatoriano
Fuente: Archivo Técnico – Petroproducción
36
Las dimensiones generales del campo son 25 km de largo y 4 km de
ancho con una superficie aproximada de 17.000 acres.
El campo se localiza en la Zona 43 del hemisferio sur, sus coordenadas
geográficas con la respectiva equivalencia en coordenadas UTM son:
Los límites del Campo Auca son:
Norte: Campos Sacha, Culebra - Yulebra y Yuca.
Sur: Campo Cononaco, Tiguino.
Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga.
Oeste: Campo Puma.
2.2.2 Proceso de producción y deshidratación del crudo en la estación
El crudo producido en Auca Central debe ser entregado limpio (sin
contenidos importantes de agua y sedimentos), en las descarga de las
Estaciones de Flujo, y por esto debe ser tratado y deshidratado antes de ser
entregado y bombeado directamente hacia Sacha y posteriormente a Lago
Agrio. La deshidratación del crudo sucio y la entrega del crudo limpio son
centralizadas en las Estaciones de Flujo.
2.2.2.1 Estaciones de flujo
Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que
viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la
estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de
recepción y bombeo de crudo. El Bloque 61, Campo Auca tiene la Estación
Auca Central en la que se encuentra ubicado los tanques de oleoducto para su
transferencia de crudo limpio hacia Sacha, la Estación Auca Sur y Auca Sur-1.
Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde
los pozos hasta las estaciones
37
El método más común para transportar el fluido desde el área de
explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las
tuberías de sección circular son las más frecuentes.
Figura 2.2 Proceso de recolección de crudo en un campo petrolero
Fuente: Operaciones Petroamazonas Ep
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de
producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del
pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior
tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y
comercialización de ellos (petróleo y gas). (Petroecuador, 2009)
El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie
de sub-procesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación,
almacenamiento bombeo, etc. Este sistema se inicia con la recolección del
crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios
cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado
para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo.
Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa de
separación donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo
determinado bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto con
el objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al
38
salir de esta etapa el crudo va a deshidratación, donde el sistema de
calentadores eleva su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia
de calor, esto con el fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo
y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de tanques donde
pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua, conocido
como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento.
(Aguirre, 2011)
En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 libra por pulgada
cuadrada lpc) el gas proveniente de las estaciones de flujo se suministra a la
succión de las estaciones compresoras o también se suple como combustible.
Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por
ejemplo 1000 lpc) se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas
para levantamiento artificial o a las instalaciones para la inyección de gas a
yacimientos.
La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento
debe considerar prioritariamente:
• El volumen de fluidos que se producen.
• Las características de los pozos y las distancias que los separan.
• Los programas de desarrollo.
El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las
estaciones de flujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario
construir nuevos centros de recolección. (Aguirre, 2011)
39
Figura 2.3 Equipos típicos de producción en superficie para manejar el crudo
proveniente de los pozos
Fuente: Operaciones Petroamazonas EP
2.2.2.1.1 Estación de descarga
La estación de descarga es el punto donde toda la producción de
petróleo del campo es fiscalizada antes de ser bombeada al patio de tanques;
estas estaciones no sólo reciben el crudo de las estaciones de flujo en el área
sino también de los pozos cercanos a ella. Su función principal es el
tratamiento final del crudo para obtener un crudo que cumplan con las
especificaciones de calidad.
Las estaciones de descarga están provistas de equipos destinados al
tratamiento, almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios tanques.
Para el tratamiento, cuentan con separadores gas – crudo para las
producciones limpias (libres de agua), sucias (con agua) y de prueba, además
de realizar la separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de
40
lavado o de estabilización y así cumplir con las especificaciones de
concentración (menor al 0,5 % de agua y sedimentos).
Auca Central cuenta con facilidades de producción antiguas, que
necesitan mantenimiento y modernización. Se cuenta con los siguientes
tanques:
Tabla 2.2 Capacidad de tanques de Auca Central
Fuente: Operaciones PAM
El tanque de lavado en la estación Auca Central entro a mantenimiento
en el año 2009-2010, y debido a posibles problemas con la compañía
contratista encargada de su reparación, el tanque quedo fuera de servicio ya
que se tenía un avance de +/- 30%, debido a esto se construyó un tanque
empernado provisional de 10.000 bls que funciona como tanque de reposo y el
surge tank realiza la función de wash tank, de esta manera se redujo
notablemente la capacidad operativa de la estación, funcionando al límite.
El propósito fundamental de una estación de descarga es separar el gas,
el agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando es extraído de los
yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo.
2.2.2.1.2 Proceso de manejo del petróleo dentro de una estación de flujo
El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las
que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración,
calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo. (Aguirre, 2011)
Tk OleoductoTk Oleoducto TK de Reposo Tk de Lavado
Cap. Total 59947,0 106483,0 28650,0 37800,0Cap. Operativa 47860,0 97522,6 25068,7 34965,0H total 41.8´ 42' 7" 32' 40'H operativa 33.33´ 39' 0" 28' 37'H descarga 3' y 9' 3' 3' y 12' 37'Bls/ft 1434,1 2500,6 895,3 945,0Bls/pulg 117,6 208,4 74,6 78,8
AUCA CENTRAL
41
Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el
mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en
todas las estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos
pasarán a otros procesos externos a la estación. A continuación se describe
cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los
pozos. (Aguirre, 2011)
2.2.2.1.2.1 Etapa de recolección
Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en
recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a
través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo
respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de
petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos.
(Aguirre, 2011)
En la estación Auca Central, se recibe el crudo proveniente de los well
pad’s Auca 39-51-86-123, algunos pozos llegan a la estación por línea de flujo
propia sin necesidad de ser impulsada por bomba de transferencia, en total +/-
59 pozos.
42
Tabla 2.3 Producción de pozos de Auca Central
Fuente: Operaciones Petroamazonas EP
2.2.2.1.2.2 Etapa de separación
Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas)
se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación
ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las
condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la
separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la
inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante
T. PSIBOMBA CABEZA
ACA-005UI 1.298,00 64,90 1.233,10 3,25 95,0 50 PF10X 31,8 55,0 0 0 110 3.584 404 800 250ACA-008R1HI 560,00 280,00 280,00 2,52 50,0 9 32,1 0,0 0 0 100 0 300ACA-031HS 348,00 170,52 177,48 2,05 51,0 12 JET 11J 29,9 0,0 3.000 2.064 110 4.455 320ACA-032HS 348,00 153,19 194,81 2,75 56,0 18 JET-9A 30,4 0,0 3.500 1.752 235 2.000 320ACA-033TI 376,20 368,68 7,52 84,40 2,0 229 P6XH6 27,7 51,0 0 0 50 484 409 15.000 546ACA-033TS 19,80 19,40 0,40 4,44 2,0 229 P6XH6 27,7 51,0 0 0 50 484 409 15.000 54ACA-040TI 221,00 209,95 11,05 48,09 5,0 229 PF 3.2X(2) 26,7 57,5 0 0 18 232 441 31.673 300ACA-052TI 147,00 142,59 4,41 8,01 3,0 56 21,4 0,0 0 0 15 19.800 150
ACAF-039HS 523,00 313,80 209,20 3,77 40,0 12 D-1150 N 31,6 53,0 0 0 45 504 412 500 500ACAF-073UI 128,00 126,72 1,28 6,35 1,0 50 P4X 19,3 47,0 0 0 130 409 443 5.000 300ACAF-086HS 211,00 183,57 27,43 2,21 13,0 12 TD 300+ TD 460 31,9 58,0 0 0 110 394 415 2.600 350ACAF-087BT 199,00 87,56 111,44 7,74 56,0 88 P- 8X 19,0 51,4 0 0 120 197 429 18.600 600ACAF-163HS 703,00 695,97 7,03 6,30 1,0 9 PF-FLEX10 32,2 50,0 0 0 110 1.351 396 10.000ACAG-051HS 211,00 208,89 2,11 2,51 1,0 12 D460N 30,9 54,0 0 0 15 417 500ACAG-060HI 202,44 48,59 153,85 0,58 76,0 12 GN-1300 30,3 56,0 0 0 15 737 454 1.500 850ACAG-060HS 761,56 182,77 578,79 2,13 76,0 12 GN-1300 30,3 56,0 0 0 15 737 454 1.500 2.200ACAG-062UI 358,00 128,88 229,12 6,45 64,0 50 P 8 XH6 21,2 50,0 0 0 14 425 31.900 1.500ACAG-065HS 312,00 237,12 74,88 2,84 24,0 12 P8X 30,3 49,0 0 0 25 198 423 38.341 250ACAG-067UI 172,00 165,12 6,88 8,25 4,0 50 PF3.2XH6 FLEX. 19,1 53,0 0 0 18 437 442 21.500 500ACAG-075UI 560,00 224,00 336,00 11,20 60,0 50 PF10 XH6 18,7 54,0 0 0 25 673 441 36.505 700ACAG-077UI 236,00 228,92 7,08 11,45 3,0 50 PF - 3.2 19,0 56,0 0 0 15 236 440 5.500 330ACAI-072HS 1.955,00 97,75 1.857,25 1,18 95,0 12 P -23 X (2) 32,0 49,0 0 0 180 3.029 393 800 110ACAI-084TI 426,00 408,96 17,04 93,70 4,0 229 P8X 27,0 57,5 0 0 140 677 485 11.150ACAI-085TI 162,00 149,04 12,96 34,12 8,0 229 32XH6 27,4 60,0 0 0 110 1.008 450 13.000
ACAI-106HS 646,00 323,00 323,00 3,88 50,0 12 FLEX10 32,0 51,0 0 0 173 599 426 2.500 1.670ACAI-107HS 1.097,00 460,74 636,26 5,53 58,0 12 GN-1300 32,2 57,0 0 0 110 451 1.800 1.650ACAI-108HI 2.323,00 162,61 2.160,39 1,46 93,0 9 P- 23X 32,0 48,0 0 0 150 3.515 433 800 750ACAI-109HS 1.743,00 348,60 1.394,40 29,08 80,0 83 DN-1800 32,0 60,0 0 0 180 2.407 480 1.000 1.350ACAJ-089HI 900,00 99,00 801,00 0,89 89,0 9 P-23 X 32,0 47,0 0 0 180 1.881 416 850 1.200ACAJ-090UI 351,00 343,98 7,02 17,20 2,0 50 D-460N 19,1 54,5 0 0 190 423 409 15.000 450ACAJ-094TI 42,00 26,88 15,12 6,18 36,0 230 P-4XH6(2) 25,0 55,0 0 0 102 480 4.250 100ACAJ-110HI 1.989,00 159,12 1.829,88 1,43 92,0 9 DN - 1750 32,1 47,0 0 0 220 3.704 431 800 450ACAJ-154HI 2.012,00 482,88 1.529,12 4,34 76,0 9 P-23XH6 32,4 46,0 0 0 180 2.625 396 1.000 1.000ACAK-003ITI 210,00 205,80 4,20 47,17 2,0 229 PF 10-X 26,4 49,0 0 0 20 648 368 13.100ACAK-119HI 415,00 99,60 315,40 0,90 76,0 9 P -12X H6 31,9 51,0 0 0 350 341 427 1.300 650ACAK-120UI 729,00 663,39 65,61 33,15 9,0 50 D -1150 N 18,9 60,5 0 0 300 542 456 6.600 1.000ACAK-121HS 280,00 278,04 1,96 3,34 0,7 12 PF10XH6 32,0 46,8 0 0 30 265 371 16.500 800ACAK-122HS 178,00 174,44 3,56 2,09 2,0 12 PF-3.2X (2) + F 10 31,9 50,0 0 0 10 161 409 1.100 550ACAK-123TI 897,00 843,18 53,82 193,05 6,0 229 PF17.5X 27,0 55,0 0 0 300 1.108 451 38.340 1.200ACAK-124UI 524,00 518,76 5,24 25,96 1,0 50 D-800 N 18,8 59,0 0 0 300 438 466 1.600 600ACAK-125HS 479,00 474,21 4,79 5,68 1,0 12 P 8 X 31,6 50,4 0 0 300 398 420 24.000 750ACAK-180UI 473,00 468,27 4,73 23,40 1,0 50 PF-10 X (3) 18,9 51,0 0 0 300 521 425 3.250 470ACAK-181TI 943,00 933,57 9,43 213,89 1,0 229 PF17.5XFLEX 28,6 50,0 0 0 270 1.323 442 600 950ACAK-182TI 870,00 835,20 34,80 191,21 4,0 229 PF10XFLEX400 27,5 50,9 0 0 300 1.928 449 36.640 900ACAK-183H 642,00 231,12 410,88 2,10 64,0 9 P18X 31,2 43,0 0 0 300 2.337 316 4.250ACAL-137UI 202,00 197,96 4,04 9,90 2,0 50 PF3.2XH6 16,4 50,0 0 0 10 508 400 4.100
ACAO-068HS 218,00 215,82 2,18 10,80 1,0 50 DN800 34,2 50,0 0 0 140 952 363 2.000 540ACAO-069HS 1.162,00 302,12 859,88 3,60 74,0 12 DN1050 31,9 51,0 0 0 130 3.168 404 1.050 1.000ACAO-155HS 2.121,00 848,40 1.272,60 19,20 60,0 23 P23XH6 31,0 45,0 0 0 135 3.089 391 1.000 2.250ACAO-157HS 2.624,00 1.679,36 944,64 20,15 36,0 12 PF-47X 32,2 47,0 0 0 135 2.672 416 2.750 2.250ACAO-158HS 272,00 239,36 32,64 2,87 12,0 12 PF 10 X H6 32,0 53,0 0 0 130 311 460 1.500 450ACAP-056HS 820,00 574,00 246,00 6,89 30,0 12 P-23X 32,3 50,0 0 0 170 541 375 10.500 1.200ACAP-100HI 2.070,00 579,60 1.490,40 5,22 72,0 9 P23X 31,2 52,0 0 0 170 430 1.000 2.100ACAP-102HS 174,00 168,78 5,22 2,03 3,0 12 P6XH6 31,1 51,0 0 0 10 239 420 8.750 400ACAP-175HS 820,00 815,90 4,10 9,79 0,5 12 P23X H6 32,2 55,0 0 0 170 600 441 3.407 1.050ACAP-176UI 323,00 310,08 12,92 15,50 4,0 50 PF-10XH6 18,1 50,0 0 0 180 530 440 38.330ACAP-177UI 332,00 330,34 1,66 16,50 0,5 50 D1150N 18,1 55,0 0 0 178 330 437 1.000 900ACAP-178HS 469,00 136,01 332,99 1,50 71,0 11 D800N 31,9 60,0 0 0 170 880 471 1.500 200ACAP-179UI 790,00 758,40 31,60 37,92 4,0 50 PF-10X 18,1 53,0 0 0 150 467 398 1.250
TOTAL 40.578 20.185 20.393 1.330 50,26 3.629 27,91 39.760
GOR API B. INY PIP VOL SALIN.
AUCA CENTRAL
TASAPOZO BFPD BPPD BAPD MSCF BSW FREC P. INY
43
señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de
control del separador. (Aguirre, 2011)
Auca Central no cuenta con medidores multifásicos en las locaciones,
por lo que es necesario realizar las pruebas de producción en separadores de
prueba, labor que realizan los operadores de producción, es importante los
datos obtenidos por los operadores, así podemos detectar inmediatamente
alguna declinación de producción del pozo o algún problema en fondo con el
equipo B.E.S.
Tabla 2.4 Capacidad de separadores Auca Central
Fuente: Operaciones Petroamazonas EP
2.2.2.1.2.3 Etapa de depuración
Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de
separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en
suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las
impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido
recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el
tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es
enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o mini
plantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se
trabaja con motores a gas. (Aguirre, 2011)
2.2.2.1.2.4 Etapa de medición de petróleo
El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se
hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o
producción individual de cada pozo.
# CAP. (BLS) OBSERVACIONES # CAP. (BLS) BFPD DISTRIBUCIÓN DE POZOS OBSERVACIONES
1 10000 BIFASICO 1 200009-10-26-39-PAD 89-PR 89 (89-90-94-110-153-
154)BIFASICO
2 10000 BIFASICO 2 3500005-PAD 06-PR 06 (06-72-84-85-106-107-108-109)-08-31-32-33-34-39-40-PAD 39 (73-86-87-
88)-52-84BIFASICO
AUCA CENTRAL
CAMPOSEPARADOR DE PRUEBA SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
44
La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en
la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales
como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la
disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las
decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis
hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente
dependiente de la información de la prueba de pozos. (Aguirre, 2011)
2.2.2.1.2.5 Etapa de calentamiento
Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo
va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene
como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de
la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en
tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que
están costafuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de
calentamiento para su manejo y despacho. (Aguirre, 2011)
Auca Central cuenta con un calentador construido para mantener la
temperatura adecuada en el wash tank, para facilitar la separación de las fases
del volumen líquido contenido en el tanque.
2.2.2.1.2.6 Etapa de deshidratación del petróleo
Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo
y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la
emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo
es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de
tratamiento de efluentes. (Aguirre, 2011)
45
2.2.2.1.2.7 Etapa de almacenamiento del petróleo
Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo
producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los
tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de
separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los
patios de tanque para su tratamiento y/o despacho. (Aguirre, 2011)
En la estación Auca Central se maneja alrededor de 45.000 Bls de fluido
diariamente, el tiempo de residencia es alrededor de 3 horas debido a las
facilidades con las que se trabaja.
2.2.2.1.2.8 Etapa de bombeo
Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo
dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de
almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior
envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de
transferencia. (Aguirre, 2011)
Es importante resaltar que se debe regir a las normas y reglamentos de
la ARCH, es necesario bombear un crudo limpio desde el tanque de Oleoducto
hacia Sacha, las características del crudo bombeado no deben pasar del 1% de
B.S.W.
2.2.2.2 Componentes básicos en una estación de flujo
Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la
interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:
• Múltiples o recolectores de entrada.
• Líneas de flujo.
• Separadores de petróleo y gas.
46
• Calentadores y/o calderas.
• Tanques.
• Bombas.
Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un
mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy
similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin
embargo, las estructuras de éstas y la disposición de los equipos varían entre
una filial y otra. (Aguirre, 2011)
La estación Auca Central cuenta con 25 entradas para pozos,
resaltando que el fluido que se recibe del pad del Auca 51 ingresa directamente
al wash tank, agitándolo, por lo que el manejo es complicado y se debe revisar
pendiente de la dosificación de químicos.
2.2.2.2.1 Múltiples o recolectores de entrada
Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten
generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno
con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función
es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y
distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos
de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea
requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de
prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un
separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de
destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua.
(Aguirre, 2011)
2.2.2.2.2 Líneas de flujo
Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal
de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de
47
flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el
flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia
denominado múltiple. Cada múltiple está conformado por secciones tubulares,
cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son
fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan
según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. (Aguirre,
2011)
En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente:
• La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando
modelos multifásicos.
• Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las
presiones de trabajo.
• Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.
• Los sistemas de protección.
• Los sistemas de anclaje.
2.2.2.2.3 Separadores de petróleo y gas.
El término “separador de petróleo y gas” en la terminología del argot petrolero
es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los
fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y
gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes
formas:
1. Separador de petróleo y gas.
2. Separador.
3. Separador por etapas.
4. Trampa.
5. Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención,
retenedor de agua, retenedor de líquido.
6. Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, o trampa de
separación flash.
48
7. Separador por expansión o recipiente de expansión.
8. Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo.
9. Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo.
10. Filtro-Separador.
Los términos “Separador de petróleo y gas”, “Separador”, “Separador por
etapas”, “Trampa”, se refieren a un separador de petróleo y gas convencional.
Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de
producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques
para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas. (Aguirre, 2011)
En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de
gas-petróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo
luego de ser levantados a superficie. Sin embargo, otros equipos tales como
calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del
separador. (Aguirre, 2011)
2.2.2.2.3.1 Separador de prueba
Un separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos de
un pozo. El separador de prueba puede ser referido como un probador o
verificador de pozo. Los separadores de prueba pueden ser verticales,
horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. Ellos pueden
estar permanentemente instalados o portátiles. Los separadores de prueba
pueden ser equipados con varios tipos de medidores para medir el petróleo,
gas, y/o agua para pruebas de potencial, pruebas de producción periódicas,
prueba de pozos marginales, etc. (Aguirre, 2011)
2.2.2.2.3.2 Separador de producción
Un separador de producción es utilizado para separar el fluido producido
desde pozo, un grupo de pozos, o una localización sobre una base diaria o
continua. Los separadores de producción pueden ser verticales, horizontales o
esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. El rango en tamaño va desde
49
12 pulg. hasta 15 pies en diámetro, con muchas unidades que van desde 30
pulg. hasta 10 pies en diámetro. El rango de longitud desde 6 a 70 pies, con
muchos de 10 a 40 pies de largo. (Aguirre, 2011)
2.2.2.2.4 Tanques
2.2.2.2.4.1 Tanques de lavado (wash tank)
Son aquellos equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión
cercana a la atmosférica que reciben un fluido multifásicos y son utilizados en
la industria petrolera para completar el proceso de deshidratación de crudo
dinámicamente, es decir, en forma continua; para la separación del agua del
crudo.
Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones
son sometidas a un proceso de separación gas-líquido en separadores
convencionales. Durante este proceso se libera la mayor parte del gas en
solución. Esto permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de
lavado sea relativamente pequeña.
El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado
mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman
emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingresen al
tanque de lavado. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o
química demulsificante.
Uno de los parámetros más importantes en el análisis de un tanque de
lavado, es el tiempo de retención. Este se define como el tiempo que debe
pasar la emulsión en el tanque, para que el petróleo y el agua se separen
adecuadamente. Usualmente se requiere que el petróleo a su salida del
tanque de lavado posea un promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los
tiempos de retención varían entre 4 y 36 horas (Petroecuador, 2009).
50
En pruebas pilotos se ha demostrado que la emulsión se canaliza en el
tanque si existe una ruta directa entre su entrada y su salida. Cuando ésto
ocurre, la emulsión no pasa por ciertas regiones del tanque denominadas
zonas muertas. En tanques de diámetros apreciables, aún con problemas de
canalización, es posible obtener los tiempos de retención requeridos para una
deshidratación adecuada. No obstante, para tanques de diámetros menores es
necesario construir, en el interior del tanque, sistemas deflectores para
solucionar el problema de la canalización. De esta forma se obtienen las
mejoras en los tiempos de retención de asentamiento para que el grado de
deshidratación sea el requerido. (Petroecuador, 2009).
Figura 2. 4 Tanque de Lavado
Fuente: Aguirre, A
2.2.2.2.4.1.1 Funcionamiento de un tanque de lavado
La mezcla de petróleo y agua entra por la parte superior, luego se hace
circular por medio de canales conformados por bafles, lo que permite que el
agua contenida en el petróleo (este fenómeno es conocido como coalescencia)
y por diferencia de densidades el agua se deposita en la parte baja del tanque
51
permitiendo que el petróleo alcance el nivel más alto y rebose hasta el tanque
de almacenamiento de crudo (Petroecuador, 2009).
De esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado generalmente
cumple con las especificaciones exigidas para ser transportado por oleoductos.
Sin embargo, este petróleo pasa primeramente a los tanques de
almacenamiento antes de entrar a los oleoductos. De esta forma se logra
mejorar aún más el proceso de deshidratación, ya que parte de la fracción de
agua que todavía permanece en el crudo, se asienta en el fondo del tanque de
almacenamiento. (Petroecuador, 2009).
Figura 2.5 Esquema de las tres zonas de un tanque de lavado
Fuente: Aguirre, A
2.2.2.2.4.2 Tanques de prueba
Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al
volumen de producción de cada estación. La emulsión agua-petróleo es
separada mecánicamente al ser tratada. El proceso consiste en el
asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso de decantación), en virtud
52
de sus diferentes densidades. El agua por ser más pesada que el petróleo, se
asienta en el fondo del tanque. (Petroecuador, 2009).
2.2.2.2.4.3 Tanques de almacenamiento
Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de
los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado
al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad
(%BSW), sin embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores.
(Petroecuador, 2009).
Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de
almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques
dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar.
(Petroecuador, 2009).
En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos
líquidos se clasifican de la siguiente manera:
a) Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.
b) Por su forma, en cilíndricos y esféricos.
c) Por su función, en techo fijo y en techo flotante
Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros
como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de
25 psi.
Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a
presiones cercanas a la atmosférica.
Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran
estandarizados en la industria del petróleo. (Petroecuador, 2009).
53
2.2.2.5 Los fluidos del pozo y sus características
2.2.2.5.1 Petróleo crudo
El petróleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos
en forma líquida. La gravedad API del petróleo Crudo puede estar en un rango
de 6 a 50 ºAPI y una viscosidad de 5 a 90000 cp (centipoise) en condiciones de
operación promedio. La coloración varia de verde claro, amarillo, marrón y
negro. (Aguirre, 2011)
2.2.2.5.2 Condensado
Este es un hidrocarburo que puede existir en la formación como líquido o
como vapor condensado. La licuefacción de componentes gaseosos del
condensado normalmente ocurre con la reducción de la temperatura del fluido
de pozo a condiciones de operación en superficie. Las gravedades API de los
líquidos de condensados pueden estar en un rango de 50 a 120 ºAPI y
viscosidades de 2 a 6 cp a condiciones estándar. La coloración puede ser
blanco agua, amarillo claro, o azul claro. (Aguirre, 2011)
2.2.2.5.3 Gas natural
Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma o
volumen propio. Este llenara cualquier recipiente que lo contenga y tomara la
forma del mismo. El hidrocarburo gaseoso asociado con el petróleo crudo es
referido al gas natural y puede ser encontrado como gas “libre” o como gas “en
solución”. La gravedad específica del gas natural puede variar de 0.55 a 0.024
a condiciones estándar. (Aguirre, 2011)
2.2.2.5.4 Gas libre
El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión y
temperatura de operación. El gas libre puede referirse a cualquier gas a
54
cualquier presión que no esté en solución o mantenido mecánicamente en el
hidrocarburo líquido. (Aguirre, 2011)
2.2.2.5.5 Gas en solución
El gas en solución es homogéneamente contenido en petróleo a una
presión y temperatura dada. Una reducción en la presión y/o un incremento en
la temperatura pueden causar que el gas sea emitido del petróleo. Entonces
se asume las características de gas libre. (Aguirre, 2011)
2.2.2.5.6 Vapores condensables
Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presión
y temperatura y como líquido a otras condiciones. En la fase de vapor, ellos
asumen las características de un gas. En la fase de vapor, los vapores
condensables varían en gravedad especifica de 0.55 a 4.91 (aire =1), y
viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones estándar. (Aguirre, 2011)
2.2.2.5.7 Agua
El agua producida con el petróleo crudo y el gas natural puede estar en
forma de vapor o líquido. El agua líquida puede ser libre o emulsionada. El
agua libre alcanza la superficie separada del hidrocarburo líquido. El agua
emulsionada es dispersada como gotas en el hidrocarburo líquido. (Aguirre,
2011)
2.2.2.5.8 Impurezas y materiales extraños
Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas
tales como nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, y otros gases
que no son hidrocarburos en naturaleza u origen. Los fluidos del pozo pueden
contener impurezas liquidas o semilíquidas, tales como agua y parafina. Ellos
55
también pueden tener impurezas sólidas, tales como lodo de perforación,
arena, fango y sal. (Aguirre, 2011)
2.2.3 Aforo o medida del contenido de los tanques
A continuación, se describen los métodos que habrán de utilizarse para
medir el contenido de los tanques (Barrera, 2007)
2.2.3.1 Método de medición directa.
El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al
interior del tanque hasta que la punta de la plomada toque el fondo del tanque,
o la placa de nivel cero fijada en el fondo. El nivel de petróleo se determina por
la cantidad de cinta mojada, cuya lectura se llama la medida directa. El uso de
este método, se limita al aforo de tanques de techo flotante, a la medición de
pequeñas cantidades de agua o residuos en cualquier tanque y a la obtención
de aforos aproximados no oficiales en cualquier clase de tanques. El sistema
de medición directa es susceptible de tres fuentes de error que deben evitarse:
1) La cinta puede bajarse demasiado, lo cual permite que la plomada se incline
dando por resultado una lectura en exceso.
2) La presencia de sedimentos muy pesados puede hacer difícil o imposible
alcanzar el fondo del tanque. Si ocurre ésto, la lectura de cinta resultará
baja.
3) Si la plomada acierta a descansar en una cabeza de remache, o en una
irregularidad de una lámina del fondo, o en cualquier cuerpo extraño, la
lectura de cinta resultará baja.
2.2.3.2 Método de medición o aforo indirecto
El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al
interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede en la superficie del
líquido, deteniéndose se observa la lectura de cinta al nivel del punto de
referencia.
56
Restando la lectura de la cinta en el punto de referencia, de la
profundidad de referencia y agregando al residuo la cantidad de cinta mojada,
se obtiene el nivel de líquido en el tanque. Este método se usa en todos los
tipos de tanques, menos en los equipados con techos flotante. Con excepción
de los errores aritméticos posibles, el método de medición indirecta es de gran
precisión. (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.1 Punto de referencia
El punto de referencia consiste en una marca fijada situada en la boca
de aforo o en un tubo de medida de un tanque de techo fijo, en la cual se
sostiene la cinta mientras se practica un aforo. (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.2 Profundidad de referencia
Es la distancia vertical entre el punto de referencia y las láminas del
fondo, o la placa de nivel cero de un tanque de techo fijo. Esta cifra debe
marcarse al troquel en una placa fija (o con pintura) al techo del tanque, cerca
de la boca de aforo (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.3 Indicación de la cinta
La indicación de la cinta, es la cantidad de cinta mojada (bien sea en la
cinta o en la plomada) y está determinada por la marca que deja el nivel del
líquido que se mide (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.4 Aforo de apertura
El aforo de apertura es la medida tomada en un tanque antes de un
recibo o una entrega de petróleo o refinado. (Petroecuador, 2009).
57
2.2.3.2.5 Aforo de cierre
El aforo de cierre es la medida tomada en un tanque después de un
recibo o una entrega de petróleo o refinado. (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.6 Aforo directo
Aforo directo es la altura del líquido en el tanque, medida desde la
superficie de nivel hasta el fondo del tanque, o hasta la placa fija de nivel cero.
(Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.7 Aforo indirecto
Aforo indirecto es la distancia vertical desde el punto de referencia hasta
la superficie de líquido en el tanque. (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.8 Asiento en los tanques
El asiento en los tanques (acumulaciones), consiste en un material
sólido o semisólido que se ha precipitado en el fondo de un tanque, y el cual no
se puede extraer en operaciones habituales de bombeo. Estas acumulaciones
consisten ordinariamente de arena, limo, cera y emulsión agua-petróleo.
(Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.9 Agua de fondo
El agua de fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el fondo
de los tanques a un nivel sensible, bien sea por encima o por debajo de las
acumulaciones de fondo. Cuando se mantiene cierta cantidad de agua en el
fondo de un tanque con el propósito de obtener una lectura más precisa del
petróleo, o para evitar que éste se escape por roturas de las láminas del piso,
se le llama “colchón de agua”. Un término sinónimo de agua de fondo es “Agua
y Sedimentos Libres”. (Petroecuador, 2009).
58
2.2.3.2.10 Pasta detectora de agua
Es una pasta que cambia de color al contacto del agua. Cubriendo la
plomada y una parte de la cinta con ella, y practicando un aforo directo, se
obtiene la altura del agua en el fondo del tanque. (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.11 Pasta detectora de gasolina
Es una pasta que cambia de color al contacto de la gasolina u otro
destilado transparente del petróleo. Cubriendo una parte de la cinta con ella y
bajando esta porción cubierta dentro del producto a medir, se encuentra la
medida exacta. (Petroecuador, 2009).
2.2.3.2.12 Boca de aforo
Apertura a través de la cual se hacen mediciones. Tiene una tapa con
bisagras que deberá ser cerrada excepto durante la operación de aforar.
(Petroecuador, 2009).
2.2.3.3 Aforo de agua de fondo (agua y sedimento libres)
Razones para medir el agua de fondo:
1) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de
compensar el cambio de capacidad del tanque que resulta de la flexión de
las láminas del fondo. Esta flexión puede ocurrir cuando el tanque está
situado sobre tierra esponjosa. En estos casos debe mantenerse en el
tanque una cantidad de agua suficiente para cubrir el fondo y subir algunas
pulgadas en las paredes.
2) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de
compensar el cambio de volumen del agua de fondo como consecuencia
de:
a) Agua precipitada del crudo o refinado durante los movimientos o entre ellos.
59
b) Escape sin control del agua por las paredes o en el fondo durante los
movimientos, o entre ellos o la remoción intencional de agua por medios
mecánicos o manuales. (Petroecuador, 2009).
2.2.3.3.1 Cuando medir el agua de fondo
El agua de fondo debe medirse a diario como un procedimiento de
rutina, en todos los movimientos que implican fiscalización, venta o compra de
crudo y productos refinados cuando:
Se conozca o se sospeche que hay aguas en el fondo del tanque.
Se mantenga un colchón de agua, aun cuando el uso de la pasta
detectora de agua no sea satisfactorio y debe recurrirse al uso. (Petroecuador,
2009).
Se ha realizado una explicación detallada de cómo funcionan equipos y
herramientas de una estación de producción de crudo, para entender de mejor
manera la labor diaria del operador de producción en el Campo Auca.
La responsabilidad que tiene el operador de producción en la estación,
implica labores de aforo, control de nivel de tanques, bombeo de producción y
bombeo del crudo hacia oleoducto, en un día normal, empieza a las 06:00 am
recibiendo el turno de su compañero que laboró en el turno de la noche.
Las labores realizadas son:
2.2.4 Actividades diarias que realiza el operador de producción.
• Aforo del wash tank.- Se lo realiza la primera vez a las 06:00 para un mejor
control de los niveles del colchón de agua, el colchón operativamente se
debe mantener en 8 ft (píes), la reinyección depende del colchón de agua,
misma que se drena del wash tank y reinyecta en los pozos Auca RW 17,
Auca RW 45 Y Auca RW 55, es necesario un control minucioso del wash
tank para mantener todo el sistema de producción estable, y evitar
60
problemas de emulsiones que derivarían en incrementar la dosificación de
químicos, causando deshidratación del crudo forzadamente. Para
monitorear de mejor manera el wash tank en la Estación Auca Central se
realiza muestreos cada 5 ft con el ladrón (toma muestras), con esto
ganamos monitorear las fases del crudo y su separación del agua; además;
la cantidad de solidos existentes. La muestra de crudo es depositada en
envases de polietileno, para ser llevadas al laboratorio del departamento de
corrosión y analizar el B.S.W (Basic sediment and water) de las muestras.
• Aforo del surge tank (Tanque de almacenamiento).- El volumen almacenado
en este tanque es el resultado del rebose del wash tank, el crudo es limpio y
tiene que cumplir con las especificaciones y regulaciones solicitadas por la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH para ser
bombeado al tanque de oleoducto. Es importante aforar el wash tank y
surge tank, ya que el volumen de fluido que llega a la estación es
intermitente, y al no poseer facilidades de superficie adecuadas, ha ocurrido
derrames por la escotilla. Adicional la lectura del el aforo del surge tank a
las 04:00 horas es fiscalizada con personal de ARCH y Roda (Red de
oleoductos del distrito amazónico) para realizar el balance y reporte diario y
manejar el forecast (potencial del campo). Es sustancial que esta labor se la
realice con compromiso por parte de quien la efectúa, ya que estos datos
deben tener total validez para evitar problemas de tipo contable, financiero o
administrativo. La precisión con que se efectúan las mediciones es un
aspecto que influye mucho en la validez de los datos. Por ejemplo, en la
medición del volumen en un tanque de 100.000 BLS un error en el nivel de
tan solo 1 milímetro difiere la respuesta en 12 BLS.
Es necesario tener conocimiento de la forma en que se realiza la toma de
medidas, métodos y resultados al momento de aforar un tanque de
almacenamiento, teniendo en cuenta que puede perjudicar de gran manera
a ambas partes involucradas si existe un error de cálculo en dichas
mediciones.
• Aforo del tanque de oleoducto.- El tanque es el único que cuenta con la
instrumentación necesaria para monitorear los niveles de crudo, a pesar de
ésto debido a problemas operacionales el sistema de oleoducto en el
61
tanque se desestabiliza, siendo necesario tomar muestras de 5 ft y 10 ft,
que es donde se forma el colchón de agua.
• Control de los separadores de producción.- El operador de producción debe
estar monitoreando permanentemente la presión que se maneja en los
separadores.
• Control de los separadores de prueba.- El Campo Auca, no cuenta con las
facilidades de superficie óptimas como son: medidores multifásicos en cada
well pad (plataforma de pozos), es por esto que los well test (pruebas de
producción), son realizadas en los separadores de prueba, monitoreando y
recolectando datos cada hora, generalmente las pruebas de pozo se las
realiza por 8 horas, existiendo excepciones debido a pozos con fluido
intermitente que necesitan más tiempo para estabilizarse y poder recolectar
datos válidos.
• Control de bombeo de crudo hacia el tanque de oleoducto.- Se bombea el
crudo almacenado en el surge tank, a este crudo limpio se le realiza análisis
del B.S.W (corresponde al contenido de agua libre (no disuelta) y
sedimentos (limo, arena que trae el crudo) del sampler (toma muestras
fiscalizado por Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH).
• Manejo y control de las piscinas de crudo.- El agua que fue drenada del
wash tank y el tanque de oleoducto es llevado hacia dos piscinas, en estas
también es depositado el volumen de crudo recolectado de los sumideros
de los diferentes well pad’s, así como también fluidos de los rigs (taladros)
que estén realizando actividades de W.O (work over) y perforación dentro
del área. Hay que resaltar que la distancia recorrida por el operador de
producción desde los tanques de almacenamiento hacia las piscinas es de
600 metros)
• Realizar los análisis B.S.W (Agua y sedimentos).- Las muestras
recolectadas con el ladrón son llevadas al laboratorio de corrosión en las
que el operador de producción realiza en análisis de B.S.W, determinado
así las condiciones en las que se encuentra el sistema de deshidratación de
crudo.
62
Es necesario resaltar que esta actividad es realizada a las 08:00 am,
10:00 am, 12:00 am, es decir cada dos horas. Cuando existe algún problema
de emulsión (es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o
menos homogénea) en los tanques el aforo y toma de muestras se lo realiza
cada hora, y sin descuidar las tareas mencionadas anteriormente.
Es por ésto que se realizó el análisis de los determinantes de riesgo a
las que se exponen los operadores de producción y su exposición a lesiones
lumbares, a continuación se explica detalladamente las lesiones lumbares para
posteriormente realizar el análisis con el método validado REBA.
2.2.5 Dolor lumbar
Casi todos en algún momento hemos tenido dolor de espalda que
interfiere con el trabajo, las actividades diarias de rutina, o la diversión. Los
estadounidenses gastan al menos $50 mil millones por año en el dolor lumbar,
la causa más común de incapacidad relacionada con el trabajo y un
contribuyente importante de pérdida de trabajo. El dolor de espalda es la
segunda enfermedad neurológica más común en los Estados Unidos; sólo el
dolor de cabeza es más común. Afortunadamente, la mayoría de las instancias
de dolor lumbar se va en pocos días. Otras se resuelven en mucho más tiempo
o llevan a afecciones más serias.
Generalmente el dolor lumbar agudo o de corto plazo dura de unos días
a algunas semanas. La mayoría de los dolores de espalda agudos es de
naturaleza mecánica, el resultado de trauma lumbar o un trastorno como la
artritis. El dolor por trauma puede estar causado por una lesión deportiva,
trabajo en la casa o en el jardín, o una sacudida súbita como un accidente de
auto u otro estrés sobre los huesos y tejidos vertebrales. Los síntomas pueden
variar desde un dolor muscular a un dolor punzante, flexibilidad o rango de
movimiento limitados, o una incapacidad para pararse en posición erguida.
Ocasionalmente, el dolor que se siente en una parte del cuerpo puede
"irradiarse" desde un trastorno o lesión de otra parte del cuerpo. Algunos
síndromes de dolor agudo pueden agravarse si se dejan sin tratar.
63
El dolor de espalda crónico se mide por la duración; el dolor que persiste
durante más de 3 meses se considera crónico. A menudo progresa y puede ser
difícil determinar la causa. (Institutos Nacionales de Salud (NIH), 2011)
2.2.5.1 Causas que producen dolor lumbar
A medida que las personas envejecen, la fuerza ósea y la elasticidad y el
tono muscular tienden a disminuir. Los discos comienzan a perder líquido y
flexibilidad, lo que disminuye la capacidad de proteger a las vértebras.
El dolor puede producirse cuando, por ejemplo, alguien levanta algo muy
pesado o se estira demasiado, causando un esguince, torcedura o espasmo en
uno de los músculos o ligamentos de la espalda. Si la columna se tuerce o
comprime demasiado, un disco puede romperse o sobresalir. Esta ruptura
puede poner presión sobre uno de los más de 50 nervios enraizados en la
médula espinal que controlan los movimientos del cuerpo y transmiten señales
desde el cuerpo al cerebro. Cuando estas raíces nerviosas se comprimen o
irritan, se produce el dolor de espalda.
El dolor lumbar puede reflejar irritación nerviosa o muscular o lesiones
óseas. La mayoría de los dolores lumbares se produce a continuación de una
lesión o trauma en la espalda. La obesidad, fumar, el aumento de peso, el
estrés, el mal estado físico, la postura inadecuada para la actividad que se
realiza, y la mala posición al dormir también pueden contribuir al dolor lumbar.
Además, el tejido cicatrizal creado cuando la espalda lesionada se cura no
tiene la fuerza o la flexibilidad del tejido normal. La acumulación de tejido
cicatrizal por lesiones repetidas finalmente debilita la espalda y puede llevar a
una lesión más seria. (Institutos Nacionales de Salud (NIH), 2011)
2.2.5.2 Métodos para diagnosticar el dolor lumbar
Una historia clínica detallada y un examen físico generalmente pueden
identificar cualquier afección peligrosa o antecedente familiar que pueda estar
64
asociado con el dolor. El paciente describe el inicio, el lugar y la intensidad del
dolor; duración de los síntomas y cualquier limitación en el movimiento; y
antecedentes de episodios previos o cualquier afección médica que pueda
estar relacionada con el dolor. El médico examinará la espalda y realizará
pruebas neurológicas para determinar la causa del dolor y el tratamiento
adecuado. También pueden solicitarse análisis de sangre. Pueden ser
necesarias pruebas por imágenes para diagnosticar tumores u otras fuentes
posibles de dolor. (Institutos Nacionales de Salud (NIH), 2011)
2.2.5.3 Tratamiento del dolor lumbar
La mayoría de los dolores lumbares puede tratarse sin cirugía. El
tratamiento implica usar analgésicos, reducir la inflamación, restablecer la
función y la fuerza adecuadas a la espalda, y prevenir la recurrencia de la
lesión. La mayoría de los pacientes con dolor lumbar se recuperan sin pérdida
funcional residual. Los pacientes deben comunicarse con un médico si no
tienen una reducción notable del dolor y la inflamación después de 72 horas de
cuidar de sí mismo.
Aunque nunca se ha probado científicamente que hielo y calor (el uso de
compresas frías y calientes) resuelvan rápidamente una lesión lumbar, las
compresas pueden ayudar a reducir el dolor y la inflamación y permitir mayor
movilidad en algunos individuos. En cuanto sea posible luego del trauma, los
pacientes deben aplicar una compresa fría o paquete frío (como una bolsa de
hielo o de vegetales congelados envuelta en una toalla) sobre el punto
doloroso varias veces al día durante hasta 20 minutos. Luego de 2 a 3 días de
tratamiento con frío, deben comenzar a aplicar calor (como una lámpara
radiante o almohadilla de calor) durante períodos breves para relajar los
músculos y aumentar el flujo sanguíneo. Los baños tibios también pueden
ayudar a relajar los músculos. Los pacientes deben evitar dormir sobre una
almohadilla de calor, porque puede causar quemaduras y llevar a daño tisular
adicional.
65
Reposo en cama, 1-2 días como máximo. Un estudio finlandés de 1996
encontró que las personas que continuaban sus actividades sin reposo en
cama luego del inicio del dolor lumbar parecían tener mejor flexibilidad en la
espalda que aquellos que reposaron en cama durante una semana. Otros
estudios sugieren que el reposo en cama solo puede empeorar el dolor de
espalda y llevar a complicaciones secundarias como depresión, tono muscular
disminuido, y coágulos sanguíneos en las piernas. Los pacientes deben
resumir las actividades tan pronto como sea posible. En la noche o durante el
descanso, los pacientes deben recostarse de costado, con una almohada entre
las rodillas (algunos médicos sugieren descansar sobre la espalda y colocar
una almohada bajo las rodillas).
El ejercicio puede ser la forma más eficaz de acelerar la recuperación del
dolor lumbar y ayudar a fortalecer los músculos de la espalda y abdominales.
Mantener y aumentar la fuerza de los músculos es particularmente importante
en las personas con irregularidades esqueléticas. (Institutos Nacionales de
Salud (NIH), 2011)
2.3 Marco Conceptual
Accidente de trabajo: Es todo suceso imprevisto y repentino que ocasiona al
afiliado, lesión corporal o perturbación funcional o la muerte inmediata o posterior
con ocasión o como consecuencia del trabajo, que ejecuta por cuenta ajena.
(Petroproducción, 2006)
Aforo: Medir con precisión sobre un material volumétrico para indicar el
volumen determinado. (Petroproducción, 2009)
Agua disuelta Es el agua emulsificada contenida dentro del petróleo o derivado
formando una solución a una temperatura determinada. No se puede ver a simple
vista. (Petroproducción, 2009)
Agua libre: Es la cantidad de agua presente en un tanque que se encuentra
separada del crudo. (Petroproducción, 2009)
66
Agua suspendida Es la cantidad de agua y sedimento dispersos como pequeñas
gotas en el producto. (Petroproducción, 2009)
Altura de referencia (Referente Gauge Height): Es la distancia desde el
fondo del tanque hasta el punto de referencia. Debe estar claramente escrita
sobre el techo del tanque. (Petroproducción, 2009)
B.S.W (Basic Sediment and Water: El BSW corresponde al contenido de
agua libre (no disuelta) y sedimentos (limo, arena) que trae el crudo. Es
importante que su valor sea bajo, para evitar suciedades y dificultades
durante el procesamiento del crudo, al vaporizarse el agua libre que
pueden dañar el horno. Se informa como porcentaje en volumen sobre el
crudo. (Enap, 2014)
Carga: Cualquier objeto susceptible de ser movido. Incluye por ejemplo
manipulación de humanos, animales o cargas materiales. Interviene el esfuerzo
humano. (Petroproducción, 2009)
Carga física: Conjunto de requerimientos físicos a los que está sometido el
trabajador durante la jornada laboral. (Petroproducción, 2009)
DLI: Dolor Lumbar Inespecífico. (Petróleos de Venezuela, 2009)
Dorso lumbar. Relativo a las regiones lumbar y dorsal. (Petroproducción,
2009)
Dolor Lumbar: Dolor localizado en la zona baja de la espalda. El dolor lumbar
es un síntoma, que puede ser la expresión de múltiples causas.
(Petroproducción, 2009)
Empujar: Esfuerzo físico humano donde la fuerza a realizar es directa hacia
el frente y se aleja del cuerpo del operario cuando el cuerpo está en posición
de parado o se mueve hacia delante. (Petróleos de Venezuela, 2009)
67
Enfermedad profesional: Son las afecciones agudas o crónicas causadas de
una manera directa por el ejercicio de la profesión o labor que realiza el
trabajador y que producen incapacidad. (Petroproducción, 2009)
Ergonomía: La ergonomía es el estudio del trabajo en relación con el entorno
que se lleva a cabo (en el lugar de trabajo) y con quienes lo realizan (los
trabajadores). (Petroproducción, 2009)
Escotilla de medición (Hatch): Es la abertura en la tapa del tanque por medio
de la cual se efectúan las mediciones. (Petroproducción, 2009)
Esfuerzo físico: Corresponde a las exigencias biomecánica y bioenergética
que impone el manejo o manipulación manual de carga. (Petroproducción,
2009)
Esfuerzo muscular: Se define como el empleo energético de la fuerza física
contra algún impulso o resistencia. (Petróleos de Venezuela, 2009)
Factor de riesgo: Todo elemento (físico, químico, ambiental) presente en las
condiciones de trabajo que por sí mismo o en combinación, puede provocar
alteraciones en la salud de los trabajadores. (Petroproducción, 2009)
Incidente: Todo suceso imprevisto y no deseado que interrumpe o interfiere el
desarrollo normal de una actividad sin consecuencias adicionales” sucede por
las mismas causas que se presentan por los accidentes solo que por
cuestiones del azar no desencadena en lesiones. (Petróleos de Venezuela,
2009)
INSHT: Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo de España.
(Petróleos de Venezuela, 2009)
Levantar: Poner una persona o carga en su lugar debido. (Petroproducción,
2009)
68
Lumbago o lumbalgia: Dolor en la zona lumbar. (Petróleos de Venezuela,
2009)
Malas posturas de trabajo: Posturas que difieren de la posición media
normal, las cuales conducen a un sobresfuerzo y a fatiga muscular y en casos
extremos a enfermedades relacionadas con el trabajo. (Petróleos de
Venezuela, 2009)
Movimiento: Es la esencia del trabajo y se define por el desplazamiento de
todo el cuerpo o de uno de sus segmentos en el espacio. (Petroproducción,
2009)
Movimientos repetitivos: Se define al trabajo repetitivo como la realización
continuada de ciclos de trabajo similares. Cada ciclo se parece al siguiente en
tiempo, esfuerzos y movimientos aplicados (Petróleos de Venezuela, 2009)
Osteomuscular: Relacionado con los músculos, los huesos, los tendones, los
ligamentos, las articulaciones y los cartílagos. (Petroproducción, 2009)
Peligro: Fuente o situación con potencial de producir daño, en términos de
una lesión o enfermedad, daño a la propiedad, daño al ambiente del lugar de
trabajo, o una combinación de éstos. (Petroproducción, 2009)
Plomada (Bob): Es la pesa adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso
para mantener la cinta tensa de tal forma que facilite la penetración en el
líquido. (Petroproducción, 2009)
Postura: Relación de las diferentes partes del cuerpo en equilibrio. Posición
general del cuerpo, o de las partes del cuerpo entre sí, respecto al puesto de
trabajo y a sus componentes. (Petróleos de Venezuela, 2009)
Postura dinámica: Posición corporal que se realiza con cambios en la
contracción de diferentes grupos musculares y con cambios en los
movimientos de las articulaciones. (Petróleos de Venezuela, 2009)
69
Postura estática: Posición que se realiza con una contracción muscular
prolongada sin producir movimiento durante por lo menos 4 segundos de
manera consecutiva. (Petróleos de Venezuela, 2009)
Posturas forzadas: Como aquellas posiciones de trabajo que supongan que
una o varias regiones anatómicas dejan de estar en una posición natural de
confort para pasar a una posición (forzada) que generan lesiones por
sobrecarga. (Petroproducción, 2009)
Postura de trabajo: Posición del cuerpo necesaria para la ejecución de una
tarea. Puede ser sentado, de pie, con un sillín de apoyo. (Petróleos de
Venezuela, 2009)
Puesto de trabajo: Combinación y disposición del equipo de trabajo en el
espacio, rodeado por el ambiente de trabajo bajo las condiciones impuestas
por las tareas de trabajo. (Petroproducción, 2009)
Punto de medición (Measurement Point): Es un punto en o cerca al fondo
del tanque hasta el cual llegará la pesa durante la medición y desde donde se
tomaran las distancias. (Petroproducción, 2009)
Riesgo de trabajo: Es la probabilidad de que una amenaza se convierta en un
desastre. (Petroproducción, 2009)
Salud laboral: Se construye en un medio ambiente de trabajo adecuado, con
condiciones de trabajo justas, donde los trabajadores y trabajadoras puedan
desarrollar una actividad con dignidad y donde sea posible su participación
para la mejora de las condiciones de salud y seguridad. (Petróleos de
Venezuela, 2009)
Sobrecarga física: Se refiere a todas aquellas causas que producen efectos a
nivel del sistema músculo esqueleto, sea por problemas de posiciones
viciosas, posiciones estáticas, sobrecarga de peso, etc. (Petróleos de
Venezuela, 2009)
70
Tarea: Es el resultado que se pretende del sistema de trabajo.
(Petroproducción, 2009)
Trabajo: Conjunto de toda actividad humana desarrollada por un solo
trabajador en el seno de un sistema de trabajo. (Petroproducción, 2009)
Trabajo dinámico: Se suceden contracciones y relajaciones musculares de
corta duración. (Petroproducción, 2009)
Trabajo estático: Aquel en el que la contracción muscular es continua y
mantenida. (Petroproducción, 2009)
Trastornos músculo esqueléticos (TME): Son lesiones en los músculos,
tendones, nervios, o articulaciones que afectan, a las manos, cuellos, brazos,
espalda o las rodillas y pies. (Petróleos de Venezuela, 2009)
Turnos de trabajo: Se define al método de organización del trabajo en el cual
la cuadrilla, grupo o equipo de colaboradores se sucede en los mismos puestos
de trabajo para realizar la misma labor. (Petroproducción, 2009)
71
2.4 Sistema Teórico
2.4.1 Sistema de variables
Figura 2.6 Sistema de variables
2.5 Marco Referencial
Los problemas de salud derivados de los riesgos profesionales y
ambientales, son graves en los países en desarrollo, donde es probable que no
se apliquen métodos consolidados de control de peligros, a causa del limitado
conocimiento, la poca prioridad política concedida a las cuestiones de salud y
medio ambiente, la escasez de recursos o falta de sistemas adecuados de
gestión de salud ambiental y en el lugar de trabajo. En muchos lugares del
mundo, la falta de recursos humanos con formación adecuada, representa un
importante obstáculo para el control de los peligros de origen ambiental. Se ha
documentado que los países en desarrollo padecen una grave escasez de
“expertos en salud” en el trabajo (Noweir, 1986). En 1985 un comité de
expertos de la OMS llego también a la conclusión de que había una necesidad
urgente de personal capacitado en cuestiones de salud ambiental y en el
Programa 21, la estrategia internacionalmente acordada que adoptó la
Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo
(Naciones Unidas, 1993), se identifica la capacitación “creación de capacidad”
C Y MAT
Lesiones lumbares
VARIABLE
INDEPENDIENTE
VARIABLE
DEPENDIENTE
ORG. TRABAJO Posturas
Forzadas
FACTOR DE CONFUSION
ACTIVIDADES
DEPORTIVAS,
TRABAJOS ANTERIORES
MODIFICADORES DE EFECTO
SEXO, EDAD, POSTURAS
CAPACITACION Y ACTITUD
72
nacional como un elemento clave para la promoción de salud humana por
medio del desarrollo sostenible.
El petróleo, fuente de riqueza proveniente de nuestro sub-suelo, nos
convierte en privilegiados, un recurso no renovable con tantas y valiosas
aplicaciones como energéticos y como materia prima para diversos productos,
sin duda constituye un tesoro para la nación.
La industria petrolera en Ecuador es parte fundamental en su historia,
desarrollo y economía actual.
Y es que el llamado “Oro negro” no en vano recibe esa denominación, el
valor que le inyecta a la nación que lo posee, representa una gran ventaja
sobre aquellos que no están en la misma posición.
Nuestro país, a través de PETROAMAZONAS EP se encarga de la tarea
de dirigir el negocio del petróleo, pero, las mejores intenciones no son
suficientes se requiere un verdadero compromiso de quienes laboran en él, y
además una política económica y fiscal inteligente y justa impuesta por nuestro
gobierno. (Petroamazonas Ep, 2013)
Siguiendo este lineamiento, se hace necesario conocer los Factores de
Riesgo que puedan dar origen a los efectos negativos en la salud de los
trabajadores en este caso las lesiones lumbares, debido a una inadecuada
manipulación de los medios de trabajo, omisión o uso inapropiado de los
equipos de protección o falta de seguimiento de los procedimientos de trabajo.
(Cedeño, 2006)
A la lumbalgia se la puede definir como un síntoma común de algunas
enfermedades que afectan a tejidos blandos, huesos y articulaciones de la
columna vertebral lumbar. El área anatómica de mayor relevancia corresponde
al segmento lumbar L3-L5, además del sacro-coxis, junto con las estructuras
músculo-ligamentosas de la región. Suele aparecer a los 35 años como media
de edad más frecuente. Se estima que el 80% de los trabajadores tendrá algún
73
tipo de lumbalgia, considerando que las recurrencias no son excepcionales, ya
que del porcentaje indicado, el 30% tendrá varios trastornos diferentes. Por
otro lado, esto afecta a entre un 30-80% de la población general en algún
momento de su vida. La incidencia anual de los problemas de espalda,
incluyendo recurrencias, puede estar en el 20%, aunque la duración de los
problemas, en la mayoría de las ocasiones, es corta (1-5). (Gutiérrez, Del
Barrio y Ruiz, 2001).
El aforo o medición es el método que consiste en bajar una cinta de
medida directa con plomada al interior del tanque, hasta que una parte de la
cinta quede en la superficie del líquido, deteniéndose se observa la lectura de
cinta al nivel del punto de referencia. (Aguirre, 2009).
El operador de producción, además de realizar el aforo de los tanques
realiza muchas actividades adicionales, en los separadores de producción,
separadores de prueba, bombeo del cupo diario de crudo a condiciones
exigidas por ARCH, la reinyección de agua, manejo de válvulas en los
manifolds y piscinas API, exponiéndose a posturas forzadas.
Los problemas de predecir la cronicidad e identificar los grupos que
necesitan más formación, atención y asistencia, están aún por resolver. Es
generalmente conocida y aceptada la necesidad de utilizar cuestionarios
estándar para obtener información sobre la frecuencia de lumbalgias en
distintos colectivos, y así poder establecer comparaciones. Los objetivos
planteados en varios estudios fueron conocer, identificar y determinar la
magnitud real de prevalencia de la patología lumbar en los trabajadores,
factores de riesgo de índole laboral presentes en sus condiciones de trabajo,
número de casos de patología lumbar con baja laboral y la duración media de
las incapacidades laborales en el último año, forma de presentación del cuadro
lumbar en los trabajadores afectados y mecanismo de producción del mismo,
frecuencia de presentación e importancia de los antecedentes personales en
los casos con patología lumbar, frecuencia de presentación e importancia de
los factores extralaborales en los trabajadores afectados, puestos y tareas de
trabajo con riesgo, número de casos que cambiaron de puesto de trabajo y los
74
que deseaban cambiar de puesto a consecuencia de los problemas lumbares.
(Gutiérrez, Del Barrio y Ruiz, 2001).
Por ejemplo, en 2004 la frecuencia de lesiones con tiempo perdido fue
de 7 por cada millón de horas hombre de trabajo. Para las operaciones en
tierra, la frecuencia de lesiones con tiempo perdido fue 20 lesiones por cada
millón de horas hombre de trabajo para la construcción (Autoridad Danesa de
Energía, 2005).
La mayor parte de los incidentes que causan lesiones en la espalda
baja se asociaron con el levantamiento de objetos pesados o el empujar o
halar objetos por parte de los obreros de Patio, operadores de producción y
soldadores. En un estudio más reciente basado en los registros de personal
empleado en el sector petrolero noruego, también se hizo hincapié en los
problemas lumbares son causas frecuentes de absentismo laboral por
enfermedad. Estos datos también indicaron que otros problemas de salud
relacionados con el trabajo que son las lesiones agudas eran mucho más
frecuentes, que los accidentes con tiempo perdido. El número de lesiones que
ocurrieron en alta mar en el 2004 fueron de 351, según informó las autoridades
noruegas,mientras que se estima, que hubo de 2.900 a 4.600 casos de
ausencia por enfermedad, certificada por un médico, que eran por lo menos en
parte, debido al trabajo relacionado con problemas de salud. Esto
correspondía a 59,000 a 94,000 días de ausencia. (MehlumyKjuus, 2005).
Esto indica que la eliminación de los factores de riesgo para el desarrollo
de los trastornos musculo esqueléticos en el lugar de trabajo puede tener un
impacto en las bajas por enfermedad.
Los Programas de Salud Laboral en el país no se realizan de forma
idónea como se esperaría, los diagnósticos de enfermedades ocupacionales a
nivel empresarial no se realizan y peor aún no se reportan a los entes de
control como Riesgos del Trabajo. (Fonseca, 2014)
75
Las Universidades ecuatorianas han implementado Programas
Educativos de post-grado en compensación a las deficiencias de capacitación
de la Prevención de Riesgos en el Trabajo. Este propósito se complementa con
el cumplimiento de nuestros Tratados Internacionales en referencia a la
Promoción de la Seguridad en los sitios de trabajo y a los Servicios de Salud
en el Trabajo. (Fonseca, 2014)
Según la Decisión 584 “Instrumento Andino de Seguridad y Salud en el
Trabajo”, y el Reglamento 2393 Art. 11 Reglamento 957 del mismo, art 1 que
exige a los gerentes a identificar, evaluar y controlar los riesgos de trabajo
utilizando técnicas activas y reactivas para precautelar la seguridad e
integridad laboral en todas las condiciones de trabajo, en cualquier área y
actividad de la empresa. Para poder llevar un mejor control y manejo de los
riesgos que sean identificados.
La ergonomía como actividad multidisciplinaria se esfuerza en establecer
la relación hombre-máquina-ambiente, utilizando información en cuanto a las
capacidades y limitaciones de las personas para ser usadas en el diseño de
tareas, beneficiando la calidad de vida de los trabajadores, y la productividad
de las industrias.
El análisis ergonómico del puesto de trabajo, dirigido especialmente a
las actividades manuales de la industria y a la manipulación de materiales, ha
sido diseñado para servir como una herramienta que permita tener una visión
de la situación de trabajo, a fin de diseñar puestos de trabajo y tareas seguras,
saludables y productivas. Así mismo, puede utilizarse para hacer un
seguimiento de las mejoras implantadas en un centro de trabajo o para
comparar diferentes puestos de trabajo.
Se trata de aplicar un modelo de análisis estándar sencillo y que, en la
medida de lo posible, deje poco espacio para las interpretaciones por lo que se
favorecerán unos criterios de valoración de los factores fácilmente observables
y mensurables.
76
CAPÍTULO III
3.1 Metodología de la investigación
Se trata de una investigación cuantitativa, epidemiológica, descriptiva, de
corte o transversal.
Se realizó una identificación de los riesgos en las posiciones forzadas
más comunes en los operadores de producción por medio del método
ergonómico reconocido, como REBA; y, se analizará conjuntamente con el
Departamento Médico la cuantificación de las patologías con respecto a
lesiones o dolores lumbares que se hayan presentado en el periodo 2014 y
específicamente en los operadores de producción.
En base de una observación directa en las áreas de trabajo de la
estación de producción, en los tanques de almacenamiento donde ejecutan su
actividad los operadores de producción y donde vamos a realizar nuestro
estudio.
3.1.1 Trastornos musculo esqueléticos (TME)
Para relacionar las posturas forzadas con la aparición de las lesiones
lumbares debemos entender de donde provienen éstas y de donde se derivan.
Se conoce como dolor lumbar, aquel que está localizado en el área
comprendida entre la reja costal inferior y la región sacra, y que en ocasiones,
puede comprometer la región glútea. (Silva, 2014)
Un gran porcentaje de pacientes tiene lo que se denomina lumbociática.
En este caso el dolor se irradia distalmente al miembro inferior,
correspondiendo con la distribución de las raíces nerviosas lumbosacras, con o
sin déficit sensitivo o motor. (Silva, 2014)
77
Entre la mayoría de personas que alguna vez han sufrido dolor lumbar,
generalmente entre los 20 y 50 años de edad, un alto porcentaje de ellos ha
tenido episodios de dolor de baja intensidad y por períodos cortos, que no han
requerido tratamiento médico. (Silva, 2014)
Las causas de la mayoría de los dolores lumbares agudos y crónicos en
trabajadores con factores predisponentes individuales, genéticos son las
alteraciones en la biomecánica de la columna vertebral, provocadas por las
malas posturas en el trabajo y fuera de él, debilitamiento muscular, en especial
de abdominales, ligamentos y tendones acortados por retracciones crónicas,
sobrecarga mecánica e inflamación de las articulaciones posteriores con
diferentes grados de artrosis agravados por esfuerzos inadecuados y
desacostumbrados, trabajos realizados en una misma postura usualmente
sedente, uso inadecuado de sillas y un alto grado de estrés. (Silva, 2014)
El dolor crónico es más complejo, puesto que en él interviene una serie
de eventos somáticos y psíquicos que conforman una cadena de factores que
lo pueden mantener. Entre ellos están la tensión emocional, los traumatismos
físicos, infecciones, etc. El dolor produce tensión muscular y este a la vez
desencadena isquemia, edema, liberación de sustancias algogénicas e
inflamación. Esta última provoca una limitación de la elongación de la movilidad
articular, llevando todo ello a la incapacidad funcional, formándose un círculo
vicioso en el cual los factores orgánicos y psicológicos se superponen o
pueden mantener indefinidamente el dolor. (Silva, 2014)
El dolor lumbar puede aparecer cuando la columna está en reposo o en
movimiento. El dolor lumbar en reposo es probablemente debido a
modificaciones de las curvas normales de la columna. La obesidad,
especialmente cuando ocasiona prominencia abdominal, provoca aumento de
la lordosis lumbar y aumento del ángulo lumbosacro. (Silva, 2014)
Después de la cabeza, la región lumbar es uno de los sitios donde, con
mayor frecuencia, se produce dolor. Igual que la cefalea, el dolor lumbar es la
expresión de un importante número de causas locales o de distancia que se
78
expresan con espasmo muscular y dolor. Como respuesta a un estado de
desequilibrio emocional y tensional agudo o crónico. (Silva, 2014)
Estas lesiones pueden aparecer en cualquier región corporal aunque se
localizan con más frecuencia en espalda, cuello, hombros, codos, manos y
muñecas. Los síntomas principales son el dolor asociado a inflamación,
pérdida de fuerza y limitación funcional de la parte del cuerpo afectada,
dificultando o impidiendo la realización de algunos movimientos. (ASL, 2008).
Dado que después de hacer un esfuerzo físico es normal que se
experimente cierta fatiga, los síntomas aparecen como molestias propias de la
vida normal. Aun así, la intensidad y la duración del trabajo pueden guardar
relación con posibles alteraciones, aumentando el riesgo de un modo
progresivo. (ASL, 2008)
Según la Agencia Europea para la Seguridad y la Salud en el Trabajo
(2007), los factores que contribuyen a la aparición de TME son los siguientes:
Factores físicos
• Cargas/aplicación de fuerzas
• Posturas: forzadas, estáticas
• Movimientos repetidos
• Vibraciones
• Entornos de trabajo fríos
Factores psicosociales
• Demandas altas, bajo control
• Falta de autonomía
• Falta de apoyo social
• Repetitividad y monotonía
• Insatisfacción laboral
Individuales
• Historia médica
79
• Capacidad física
• Edad
• Obesidad
• Tabaquismo
La exposición conjunta a más de un factor de riesgo incrementa la posibilidad
de padecer TME.
3.1.2 Posturas forzadas. Posturas mantenidas
Posiciones de trabajo donde una o varias regiones anatómicas dejen de
estar en una posición natural de confort para pasar a una posición forzada que
genera hiperextensiones, hiperflexiones y/o hiperrotaciones osteoarticulares
con la consecuente producción de lesiones por sobrecarga. Las posturas
forzadas comprenden las posiciones del cuerpo fijas o restringidas, las
posturas que sobrecargan los músculos y los tendones, las posturas que
cargan las articulaciones de una manera asimétrica, y las posturas que
producen carga estática en la musculatura. Existen numerosas actividades en
las que el trabajador adopta posturas forzadas: son comunes en trabajos en
bipedestación, sedestación prolongada, talleres de reparación, centros de
montaje mecánico, etc., pudiendo dar lugar a lesiones musculo esqueléticas
(ASL, 2008)
Las posturas de trabajo inadecuadas es uno de los factores de riesgo
más importantes en los trastornos musculoesqueléticos. Sus efectos van desde
las molestias ligeras hasta la existencia de una verdadera incapacidad.
Existen numerosos trabajos en los que el trabajador debe asumir una
postura inadecuada desde el punto de vista biomecánico, que afecta a las
articulaciones y a las partes blandas.
Existe la evidencia de que existe una relación entre las posturas y la
aparición de trastornos musculoesqueléticos, pero no se conoce con exactitud
el mecanismo de acción (W. Monroe Keyserling). No existe un modelo
80
razonablemente comprensible que permita establecer criterios de diseño y
prevenir los trastornos que se producen.
Aunque no existen criterios cuantitativos para distinguir una postura
inadecuada, o cuánto tiempo puede adoptarse una postura sin riesgo, es
evidente que la postura es un efecto limitador de la carga de trabajo en el
tiempo, o de la efectividad de un trabajador.
Las posturas forzadas en numerosas ocasiones originan trastornos
musculoesqueléticos. Estas molestias musculoesqueléticas son de aparición
lenta y de carácter inofensivo en apariencia, por lo que se suele ignorar el
síntoma hasta que se hace crónico y aparece el daño permanente; se localizan
fundamentalmente en el tejido conectivo, sobretodo en tendones y sus vainas,
y pueden también dañar o irritar los nervios, o impedir el flujo sanguíneo a
través de venas y arterias. Son frecuentes en la zona de hombros y cuello.
Se caracteriza por molestias, incomodidad, impedimento o dolor
persistente en articulaciones, músculos, tendones y otros tejidos blandos, con o
sin manifestación física, causado o agravado por movimientos repetidos,
posturas forzadas y movimientos que desarrollan fuerzas altas.
Se deben principalmente a la manipulación de cargas, también son
comunes en otros entornos de trabajo, en los que no se dan manipulaciones de
cargas y sí posturas inadecuadas con una elevada carga muscular estática.
En la actualidad los TME de origen laboral constituyen una de las
principales causas de enfermedad relacionadas con el trabajo. En Europa el
24% de los trabajadores afirma sufrirdolor de espalda y el 22,8% se queja de
dolores musculares. La repercusión de los problemas músculo-esqueléticos no
sólo afecta a la calidad de vida de los trabajadores (disminuyendo sus ingresos
debido a las bajas laborales, aumentando sus gastos en fármacos, precisando
consultas médicas, etc.), sino que además suponen un importante coste social
(prestaciones económicas por incapacidad temporal o permanente, gastos
hospitalarios, consultas médicas, prestación farmacéutica, etc.), y económico.
81
Como consecuencia, tanto las empresas que ven afectada su
productividad como organismos oficiales encargados de velar por la salud y
seguridad de los trabajadores, prestan especial atención a este tipo de
dolencias. La atención prestada por los organismos oficiales se refleja, entre
otras iniciativas, en la continua publicación de informes sobre los TME y en el
desarrollo de campañas y políticas destinadas a su prevención. (SUAREZ,
2013)
3.1.3 Método REBA. Posturas forzadas
El método permite el análisis conjunto de las posiciones adoptadas por
los miembros superiores del cuerpo (brazo, antebrazo, muñeca), del tronco, del
cuello y de las piernas.
Además, define otros factores que considera determinantes para la
valoración final de la postura, como la carga o fuerza manejada, el tipo de
agarre o el tipo de actividad muscular desarrollada por el trabajador. Permite
evaluar tanto posturas estáticas como dinámicas, y además la posibilidad de
señalar la existencia de cambios bruscos de postura o posturas inestables.
Cabe destacar la inclusión en el método de un nuevo factor que valora si
la postura de los miembros superiores del cuerpo es adoptada a favor o en
contra de la gravedad. Se considera que dicha circunstancia acentúa o atenúa,
según sea una postura a favor o en contra de la gravedad, el riesgo asociado a
la postura.
El método REBA es una herramienta de análisis postural especialmente
sensible con las tareas que conllevan cambios inesperados de postura, como
consecuencia normal de la manipulación de cargas inestables o impredecibles.
Su aplicación previene sobre el riesgo de lesiones asociadas a una
postura, principalmente de tipo músculo-esquelético, indicando en cada caso la
urgencia con que se deberían aplicar acciones correctivas. Se trata por lo tanto
82
de una herramienta útil para la prevención de riesgos, capaz de alertar sobre
condiciones de trabajo inadecuadas.
El método REBA evalúa el riesgo de posturas concretas de forma
independiente, razón por la que, para evaluar un puesto de trabajo se
seleccionarán las posturas más representativas, bien por su repetición en el
tiempo o por su complejidad.
Los pasos previos a la aplicación del método REBA son:
• Determinar el periodo de tiempo de observación de los puestos de trabajo.
• Analizar la posibilidad de realizar las observaciones por tareas o sub tareas.
• Registrar las diferentes posturas adoptadas por el trabajador durante el
desarrollo de la tarea o sub tareas, mediante su captura en video y
fotografías.
• Identificar de entre todas las posturas registradas, aquéllas consideradas
más significativas o "peligrosas", para su posterior evaluación con el
método REBA.
• El método REBA se aplica por separado al lado derecho y al lado izquierdo
del cuerpo.
La información requerida por el método REBA para el análisis es básicamente
la siguiente:
• Los ángulos formados por las diferentes partes del cuerpo (tronco, cuello,
piernas, brazo, antebrazo y muñeca), con respecto a determinadas
posiciones de referencia.
• La carga o fuerza manejada por el trabajador al adoptar la postura en
estudio, indicada en kilogramos.
• El tipo de agarre de la carga manejada manualmente o mediante otras
partes del cuerpo.
• Las características de la actividad muscular desarrollada por el trabajador
(estática, dinámica o sujeta a posibles cambios bruscos).
83
La aplicación del método se resume en los siguientes pasos:
• División del cuerpo en dos grupos, siendo el grupo A. el correspondiente al
tronco, el cuello y las piernas, y el grupo B, el formado por los miembros
superiores (brazo, antebrazo y muñeca). Obtención de la puntuación
individual de los miembros de cada grupo a partir de sus correspondientes
tablas.
• Valoración del grupo B a partir de las puntuaciones del brazo, antebrazo y
muñeca.
• Modificación de la puntuación asignada al grupo A en función de la carga o
fuerzas aplicadas, en adelante "Puntuación A".
• Corrección de la puntuación asignada al grupo B según el tipo de agarre de
la carga manejada, en lo sucesivo "Puntuación B".
• A partir de la "Puntuación A" y de la "Puntuación B", se obtiene una nueva
puntuación denominada "Puntuación C".
• Modificación de la "Puntuación C" según el tipo de actividad muscular
desarrollada para la obtención de la puntuación final del método.
• Consultar del nivel de acción, riesgo y urgencia de la actuación
correspondientes al valor final calculado.
Finalizada la aplicación del método REBA se aconseja:
• La revisión exhaustiva de las puntuaciones individuales obtenidas para las
diferentes partes del cuerpo, así como para las fuerzas, agarre y actividad,
con el fin de orientar al evaluador sobre dónde son necesarias las
correcciones.
• Rediseño del puesto o introducción de cambios para mejorar determinadas
posturas críticas si los resultados obtenidos así lo recomendasen.
• En caso de cambios, reevaluación de las nuevas condiciones del puesto
con el método REBA para la comprobación de la efectividad de la mejora.
84
Grupo A: Puntuaciones del tronco, cuello y piernas
El método comienza con la valoración y puntuación individual de los miembros
del grupo A, formado por el tronco, el cuello y las piernas.
Puntuación del tronco
El primer miembro a evaluar del grupo A es el tronco. Se deberá
determinar si el trabajador realiza la tarea con el tronco erguido o no, indicando
en este último caso el grado de flexión o extensión observado. Se seleccionará
la puntuación adecuada de la tabla 3.1.
Figura 3.1 Posiciones del tronco
Tabla 3.1 Puntuación del tronco
Puntos Posición
1 El tronco está erguido.
2 El tronco está entre 0 y 20 grados de flexión o 0 y 20
grados de extensión.
3 El tronco está entre 20 y 60 grados de flexión o más de
20 grados de extensión.
4 El tronco está flexionado más de 60 grados.
Fuente: Método REBA
La puntuación del tronco incrementará su valor si existe torsión o
inclinación lateral del tronco.
85
Figura 3.2 Posiciones que modifican la puntuación del tronco
Tabla 3.2 Modificación la puntuación del tronco
Puntos Posición
+1 Existe torsión o inclinación lateral del tronco.
Fuente: Método REBA
Puntuación del cuello
En segundo lugar se evaluará la posición del cuello. El método considera
dos posibles posiciones del cuello. En la primera el cuello está flexionado entre
0 y 20 grados y en la segunda existe flexión o extensión de más de 20 grados.
Figura 3.3 Posiciones del cuello
Tabla 3.3 Puntuación del cuello
Puntos Posición
1 El cuello está entre 0 y 20 grados de flexión.
2 El cuello está flexionado más de 20 grados o extendido.
Fuente: Método REBA
86
La puntuación calculada para el cuello podrá verse incrementada si el
trabajador presenta torsión o inclinación lateral del cuello, tal y como indica la
siguiente tabla:
Figura 3.4 Posiciones que modifican la puntuación del cuello
Tabla 3.4 Modificación de la puntuación del cuello
Puntos Posición
+1 Existe torsión y/o inclinación lateral del cuello.
Fuente: Método REBA Puntuación de las piernas
Para terminar con la asignación de puntuaciones de los miembros del
grupo A se evaluará la posición de las piernas. La consulta de la Tabla 3.5
permitirá obtener la puntuación inicial asignada a las piernas en función de la
distribución del peso.
Figura 3.5 Posiciones de las piernas
87
Tabla 3.5 Puntuación de las piernas Puntos Posición
1 Soporte bilateral, andando o sentado.
2 Soporte unilateral, soporte ligero o postura inestable.
Fuente: Método REBA
La puntuación de las piernas se verá incrementada si existe flexión de
una o ambas rodillas. El incremento podrá ser de hasta 2 unidades si existe
flexión de más de 60°. Si el trabajador se encuentra sentado, el método
considera que no existe flexión y por tanto no incrementa la puntuación de las
piernas.
Figura 3.6 Angulo de Flexión de las piernas
Tabla 3.6 Modificación de la puntuación de las piernas Puntos Posición
+1 Existe flexión de una o ambas rodillas entre 30 y 60°.
+2 Existe flexión de una o ambas rodillas de más de 60°
(salvo postura sedente).
Fuente: Método REBA
Grupo B: Puntuaciones de los miembros superiores (brazo, antebrazo y
muñeca).
Finalizada la evaluación de los miembros del grupo A se procederá a la
valoración de cada miembro del grupo B, formado por el brazo, antebrazo y la
muñeca. Cabe recordar que el método analiza una única parte del cuerpo, lado
derecho o izquierdo, por tanto se puntuará un único brazo, antebrazo y
muñeca, para cada postura.
88
Puntuación del brazo
Para determinar la puntuación a asignar al brazo, se deberá medir su
ángulo de flexión. La figura 7 muestra las diferentes posturas consideradas por
el método y pretende orientar al evaluador a la hora de realizar las mediciones
necesarias.
En función del ángulo formado por el brazo se obtendrá su puntuación
consultando la tabla que se muestra a continuación (Tabla 3.7).
Figura 3.7 Posiciones del brazo
Tabla 3.7 Puntuación del brazo
Puntos Posición
1 El brazo está entre 0 y 20 grados de flexión ó 0 y 20 grados
de extensión.
2 El brazo está entre 21 y 45 grados de flexión o más de 20
grados de extensión.
3 El brazo está entre 46 y 90 grados de flexión.
4 El brazo está flexionado más de 90 grados.
Fuente: Método REBA
La puntuación asignada al brazo podrá verse incrementada si el
trabajador tiene el brazo abducido o rotado o si el hombro está elevado. Sin
embargo, el método considera una circunstancia atenuante del riesgo la
existencia de apoyo para el brazo o que adopte una posición a favor de la
gravedad, disminuyendo en tales casos la puntuación inicial del brazo. Las
condiciones valoradas por el método como atenuantes o agravantes de la
89
posición del brazo pueden no darse en ciertas posturas, en tal caso el
resultado consultado en la tabla 3.7., permanecerían sin alteraciones.
Figura 3.8 Posiciones que modifican la puntuación del brazo
Tabla 3.8 Modificaciones sobre la Puntuación del brazo
Puntos Posición
+1 El brazo está abducido o rotado.
+1 El hombro está elevado.
-1 Existe apoyo o postura a favor de la gravedad.
Fuente: Método REBA
Puntuación del antebrazo
A continuación será analizada la posición del antebrazo. La consulta de
la tabla 3.9 proporcionará la puntuación del antebrazo en función su ángulo de
flexión, la figura 3.9 muestra los ángulos valorados por el método. En este caso
el método no añade condiciones adicionales de modificación de la puntuación
asignada
90
Figura 3.9 Posiciones de antebrazo
Tabla 3.9 Puntuación del antebrazo
Puntos Posición
1 El antebrazo está entre 60 y 100 grados de flexión.
2 El antebrazo está flexionado por debajo de 60 grados o por
encima de 100 grados.
Fuente: Método REBA
Puntuación de la muñeca
Para finalizar con la puntuación de los miembros superiores se analizará
la posición de la muñeca. La figura 3.10 muestra las dos posiciones
consideradas por el método. Tras el estudio del ángulo de flexión de la muñeca
se procederá a la selección de la puntuación correspondiente consultando los
valores proporcionados por la tabla 3.10
Figura 3.10 Posiciones de la muñeca
Tabla 3.10 Puntuación de la muñeca
Puntos Posición
1 La muñeca está entre 0 y 15 grados de flexión o extensión.
2 La muñeca está flexionada o extendida más de 15 grados.
Fuente: Método REBA
91
El valor calculado para la muñeca se verá incrementado en una unidad si esta
presenta torsión o desviación lateral (figura 3.11).
Figura 3.11 Torsión o desviación de la muñeca
Tabla 3.11 Modificación de la puntuación de la muñeca
Puntos Posición
+1 Existe torsión o desviación lateral de la muñeca.
Fuente: Método REBA
Puntuaciones de los grupos A y B
Las puntuaciones individuales obtenidas para el tronco, el cuello y las
piernas (grupo A), permitirá obtener una primera puntuación de dicho grupo
mediante la consulta de la tabla mostrada a continuación (Tabla A).
Tabla 3.12 Puntuación inicial para el grupo A.
TABLA A
Tronco
Cuello
1 2 3
Piernas Piernas Piernas
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
1 1 2 3 4 1 2 3 4 3 3 5 6
2 2 3 4 5 3 4 5 6 4 5 6 7
3 2 4 5 6 4 5 6 7 5 6 7 8
4 3 5 6 7 5 6 7 8 6 7 8 9
5 4 6 7 8 6 7 8 9 7 8 9 9
Fuente: Método REBA
La puntuación inicial para el grupo B se obtendrá a partir de la puntuación del
brazo, el antebrazo y la muñeca consultando la siguiente tabla (Tabla B).
92
Tabla 3.13 Puntuación inicial para el grupo B
TABLA B
Brazo
Antebrazo
1 2
Muñeca Muñeca
1 2 3 1 2 3
1 1 2 2 1 2 3
2 1 2 3 2 3 4
3 3 4 5 4 5 5
4 4 5 5 5 6 7
5 6 7 8 7 8 8
6 7 8 8 8 9 9
Fuente: Método REBA
Puntuación de la carga o fuerza.
La carga o fuerza manejada modificará la puntuación asignada al grupo
A (tronco, cuello y piernas), excepto si la carga no supera los 5 Kilogramos de
peso, en tal caso no se incrementará la puntuación. La siguiente tabla muestra
el incremento a aplicar en función del peso de la carga. Además, si la fuerza se
aplica bruscamente se deberá incrementar una unidad.
En adelante la puntuación del grupo A, debidamente incrementada por la
carga o fuerza, se denominará "Puntuación A".
Tabla 3.14 Puntuación para la carga o fuerzas
Puntos Posición
+0 La carga o fuerza es menor de 5 kg.
+1 La carga o fuerza está entre 5 y 10 Kgs. +2 La carga o fuerza es mayor de 10 Kgs.
Fuente: Método REBA
93
Tabla 3.15 Modificación de la puntuación para la carga o fuerzas
Puntos Posición
+1 La fuerza se aplica bruscamente.
Fuente: Método REBA
Puntuación del tipo de agarre.
El tipo de agarre aumentará la puntuación del grupo B (brazo, antebrazo
y muñeca), excepto en el caso de considerarse que el tipo de agarre es bueno.
La tabla 16 muestra los incrementos a aplicar según el tipo de agarre.
En lo sucesivo la puntuación del grupo B modificada por el tipo de agarre
se denominará "Puntuación B".
Tabla 3.16 Puntuación tipo de agarre
Puntos Posición
+0 Agarre Bueno.
El agarre es bueno y la fuerza de agarre de rango medio
+1 Agarre Regular.
El agarre con la mano es aceptable pero no ideal o el agarre
es aceptable utilizando otras partes del cuerpo.
+2 Agarre Malo .
El agarre es posible pero no aceptable.
+3 Agarre Inaceptable.
El agarre es torpe e inseguro, no es posible el agarre manual
o el agarre es inaceptable utilizando otras partes del cuerpo.
Fuente: Método REBA
Puntuación C
La "Puntuación A" y la "Puntuación B" permitirán obtener una puntuación
intermedia denominada "Puntuación C". La siguiente tabla (Tabla C) muestra
los valores para la "Puntuación C".
94
Tabla 3.17 Puntuación C en función de las puntuaciones A y B
TABLA C
Puntuación A Puntuación B
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 1 1 1 2 3 3 4 5 6 7 7 7
2 1 2 2 3 4 4 5 6 6 7 7 8
3 2 3 3 3 4 5 6 7 7 8 8 8
4 3 4 4 4 5 6 7 8 8 9 9 9
5 4 4 4 5 6 7 8 8 9 9 9 9
6 6 6 6 7 8 8 9 9 10 10 10 10
7 7 7 7 8 9 9 9 10 10 11 11 11
8 8 8 8 9 10 10 10 10 10 11 11 11 9 9 9 9 10 10 10 11 11 11 12 12 12
10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 12 11 11 11 11 11 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
Fuente: Método REBA
Puntuación final
La puntuación final del método es el resultado de sumar a la "Puntuación
C" el incremento debido al tipo de actividad muscular. Los tres tipos de
actividad consideradas por el método no son excluyentes y por tanto podrían
incrementar el valor de la "Puntuación C" hasta en 3 unidades.
Tabla 3.18 Puntuación del tipo de actividad muscular
Puntos Actividad
+1 Una o más partes del cuerpo permanecen estáticas, por
ejemplo soportadas durante más de 1 minuto.
+1 Se producen movimientos repetitivos, por ejemplo
repetidos más de 4 veces por minuto (excluyendo
caminar).
+1 Se producen cambios de postura importantes o se
adoptan posturas inestables.
Fuente: Método REBA
El método clasifica la puntuación final en 5 rangos de valores. A su vez
cada rango se corresponde con un Nivel de Acción. Cada Nivel de Acción
95
determina un nivel de riesgo y recomienda una actuación sobre la postura
evaluada, señalando en cada caso la urgencia de la intervención.
El valor del resultado será mayor cuanto mayor sea el riesgo previsto
para la postura, el valor 1 indica un riesgo inapreciable mientras que el valor
máximo, 15, establece que se trata de una postura de riesgo muy alto sobre la
que se debería actuar de inmediato
Tabla 3.19 Niveles de actuación según la puntuación final obtenida
Puntuación
Final
Nivel de
acción
Nivel de Riesgo Actuación
1 0 Inapreciable No es necesaria actuación
2-3 1 Bajo Puede ser necesaria la
actuación.
4-7 2 Medio Es necesaria la actuación.
8-10 3 Alto Es necesaria la actuación
cuanto antes.
11-15 4 Muy alto Es necesaria la actuación de
inmediato.
Fuente: Método REBA
El siguiente esquema sintetiza la aplicación del método
96
Grupo A
Puntuación Tronco
Puntuación Cuello
Puntuación Piernas
Grupo B
Puntuación Brazo
Puntuación Antebrazo
Puntuación Muñeca
Puntuación Tabla A
Puntuación Tabla B
+ +
Puntuación Fuerzas
Puntuación Agarre
Puntuación A
Puntuación B
Puntuación Tabla C
+
Puntuación Actividad
PUNTUACIÓN FINAL REBA
Nivel de actuación
Nivel de riesgo
Figura 3.12 Flujo de obtención de puntuaciones en el método REBA
Fuente: Método REBA
Cabe recordar que los pasos del método detallados corresponden con la
evaluación de una única postura. Para el análisis de puestos la aplicación del
método deberá realizarse para las posturas más representativas. El análisis del
conjunto de resultados permitirá al evaluador determinar si el puesto resulta
aceptable tal y como se encuentra definido, si es necesario un estudio más
profundo para mayor concreción de las acciones a realizar, si es posible
mejorar el puesto con cambios concretos en determinadas posturas o si,
finalmente, es necesario plantear el rediseño del puesto.
97
3.1.4 Técnicas e instrumentos de recolección de datos:
Los métodos existentes para la medición de los factores de la carga
física de trabajo se categorizo en un espectro que va desde mediciones
directas, a observaciones, entrevistas, diarios, y cuestionarios.
La presente investigación se realizó en campo, para la planificación
inicial, observaciones directas e indirectas, grabaciones y fotografías, de las
actividades en sus sitios de trabajo en especial en posturas forzadas de los
trabajadores.
Se realizaron las investigaciones por medio de equipos de trabajos, en
visitas planificadas de acuerdo a los turnos de trabajo del personal de planta,
considerando los turnos rotativos del personal
Para este estudio utilizaremos la encuesta como instrumento de
recolección de datos, con el fin de tener una mayor amplitud de información.
El uso de encuesta, que lo llena el propio sujeto, ofrece la posibilidad de
estudiar el problema de investigación con mayor profundidad.
Para su operación normal, la estación de producción requiere los
siguientes procesos:
a) Monitoreo continuo de los procesos (24 horas) con 2 turnos de rotación.
b) Seguimiento de la deshidratación del crudo, implica Aforo del wash tank,
surge tank y tanque de oleoducto.
c) Control continuo de los separadores de producción y prueba.
d) Monitoreo del sistema de reinyección de agua, tomando muestras del wash
tank y análisis de B.S.W y manejo de las piscinas de crudo.
e) Estricto control del bombeo de producción hacia el tanque de oleoducto, y
del oleoducto hacia el Campo Sacha.
98
Se tomaron en cuenta un grupo de (16) personas con mayor
experiencia que se encuentren más de un año en el cargo, se realizó la
encuesta y se obtuvo información relacionada a las lesiones lumbares que
aparecen debido a la actividad diaria que realizan los operadores de
producción
La investigación es de tipo Analítica, cuantitativa, por recoger datos
cuantitativos de las variables analizadas.
3.2 Población y muestra
Por el tamaño del universo objeto de estudio, 16 trabajadores que tienen
la ocupación de operadores de producción, no se tomará una muestra, por lo
que estudiaremos a la totalidad de la población
El personal que labora como operadores de producción en la estación,
es de género masculino, la edad promedio de los trabajadores de esta
investigación es mayor a 35 años, pero hay que tomar en cuenta que en ciertos
casos si hubo personas que mayor de 40 años que se encontraba en el cargo
de operadores de producción.
3.2.1 Confiabilidad y validez
La confiabilidad se determina mediante el método de consistencia
interna (Alfa de Cronbach) que presentan entre sí los diferentes ítems y, estos
con el puntaje total del instrumento.
Los instrumentos de investigación serán validados mediante el juicio de
expertos criterios que servirán para reformular aspectos de los cuestionarios,
encaminados al logro de los objetivos del trabajo de investigación.
Para nuestro estudio el Coeficiente de Cronbach fue de 0.86 con lo que
podemos interpretar que el instrumento es confiable para este estudio.
99
3.2.2 Prueba piloto
Con el fin de ensayar y determinar la validez de la encuesta que
utilizaremos para la investigación, se realizará un pilotaje con tres (3)
trabajadores de la posición de operador de isla, ya que anteriormente fueron
operadores de producción, con ésto tendremos posibles observaciones a los
instrumentos de recolección de datos, considerando que los operadores de isla
cuentan con características similares a la muestra objeto de la investigación y
tienen mayor experiencia en el cargo.
El propósito de la prueba piloto es ensayar el procedimiento, determinar
lo apropiado y lo práctico del cómo administrar la encuesta para hacer las
modificaciones necesarias para la aplicación definitiva del instrumento.
3.3 Sistema de hipótesis
¿Las posturas forzadas se relacionan con la aparición de lesiones lumbares en
los operadores de producción durante el aforo de tanques de almacenamiento
en una estación de petróleo?
Es la pregunta de la investigación actual, que tiene como objetivo
principal el evidenciar si la misma tiene una respuesta positiva. De ser así se
considera, que con la implantación de las medidas preventivas de la evaluación
y análisis del riesgo ergonómico con los Métodos propuestos, se puedan
controlar los riesgos y en lo posible, se reducirán los índices de ausentismo, las
enfermedades laborales y accidentes de trabajo
100
3.4 Sistema de variables
OBJETIVO ESPECÍFICO
CATEGORÍAS VARIABLE CONCEPTUAL
VARIABLE REAL DIMENSIONES
VARIABLE OPERACIONAL INDICADORES
ESCALA
Identificar las
características
como edad,
antigüedad y
actividades
extralaborales
de los
operadores de
producción que
se encuentran
expuestos a
posturas
forzadas
durante el aforo
de tanques de
almacenamient
o de crudo.
Características de la población
Edad
Tiempo cronológico de una persona desde su nacimiento hasta el momento actual
Años
18-28 29-39 40-49 Más de 50
Antigüedad
Tiempo cronológico de una persona desde el ingreso a la empresa hasta la fecha actual
Años
0 a 5 años 5 a 9 años 10 a 15 años Más de 15 años
Actividades Deportivas
Actividades deportivas que realiza el trabajador
Dicotómica
Si No
Actividades de esfuerzo físico
Actividades de índole laboral como agricultura o físicas
Dicotómica Sí No
Determinar los
puntos críticos
en donde
existen
posturas
forzadas,
durante el
proceso de
aforo
Durante el
aforo del Wash
Tank y
tomando
muestras con
el ladrón.
Durante el
aforo del Surge
Tank
Durante el
aforo del
Tanque de
Oleoducto.
Tareas críticas Tareas desarrolladas durante el aforo Dicotómica Sí
No
Levantamiento Poner una persona o carga en su lugar debido
Dicotómica Sí No
Movimientos Repetitivos
Trabajo repetitivo como la realización continúa de ciclos de trabajo similares.
Dicotómica Sí No
Fatiga Muscular
Incapacidad del músculo para mantener un grado de tensión
Dicotómica Sí No
Reconocer las posturas forzadas más frecuentes que provocan lesiones lumbares en los operadores de
Posturas forzadas más frecuentes
Inclinación o torsión de la espalda
Posturas forzadas con inclinación o torsión de espalda
Dicotómica Sí No
101
producción durante el aforo de tanques de almacenamiento de crudo.
Actividades con posturas forzadas
Actividades productivas que implican posturas forzadas
Dicotómica Sí No
Dolencias en espadas
Molestias que se tienen durante la actividad
Dicotómica Sí No
Lesiones lumbares
Lesiones que se presentan por la actividad
Dicotómica Sí No
Determinar el tiempo de la jornada laboral está expuesto el trabajador a las posturas forzadas durante el aforo de tanques de almacenamiento de crudo
Efectividad de ayudas para trabajar
Tiempo de exposición a posturas forzadas
Tiempo en posturas forzadas durante la actividad
horas 0 a 2 horas 2 a 4 horas más de 4 horas
Días de actividad de aforo
Frecuencia de la jornada laboral con la que se realiza la actividad
Días
1 a 5 días 6 a 10 días O más de 10 días
Veces que se realiza esta actividad diariamente
Frecuencia diaria con la que se realiza esta actividad
Frecuencia Siempre A veces Nunca
Movimientos Repetitivos
Trabajo repetitivo como la realización continúa de ciclos de trabajo similares.
Dicotómica Sí No
Determinar los elementos estructurales y funcionales que ha dotado la empresa al operador de producción para prevenir lesiones
Prevención de lesiones en la espalda
Uso de epp
Equipo que utiliza el trabajador para prevenir lesiones de espalda
Dicotómica Sí No
Capacitación Recibe capacitación y entrenamiento ergonómico
Dicotómica Sí No
Uso de Fajas lumbares
Equipo que utiliza el trabajador para evitar lesiones
Dicotómica Sí No
Ayudas mecánicas
Mecanismos que facilitan el trabajo diario
Dicotómica Sí No
Plan de nutrición
Plan para mejoramiento de salud del trabajador
Dicotómica Si No
102
CAPÍTULO IV
4. Análisis de Resultados
4.1 Análisis de resultados de la encuesta y entrevista
Para la obtención de los resultados de la metodología descrita en el capítulo
anterior, utilizamos el programa estadístico EPi info 7 versión 7.1.4.0. Uno de
los resultados que necesariamente encontramos para validar nuestra
investigación fue existencia de lesiones en la espalda de los trabajadores con
su intervalo de confianza de 95 % fue del 25%.
4.1.1 Análisis univarial
Al iniciar la investigación se plantearon varios objetivos específicos, los cuales
una vez obtenidos los resultados y habiendo sido procesados, se plantea
responder los mismos.
1. El primer objetivo del estudio buscó identificar las características de edad y
antigüedad de los operadores de producción que se encuentran expuestos
a posturas forzadas, para lo cual se utilizó la información obtenida de las
encuestas realizadas en la empresa en estudio y presentada en tablas con
su respectivo porcentaje para mayor comprensión.
a) DATOS DEL TRABAJADOR
� EDAD DE LOS TRABAJADORES
Tabla 4.1 Edad de los trabajadores
Grupos de edad (años) n Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%) De 18 a menos de 28 2 12.5 12.50 De 28 a menos de 39 3 18.75 31.25 De 38 a menos de 49 6 31.25 62.50 De más de 49 años 5 37.50 100 Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
103
Gráfico 4.1 Edad de los trabajadores Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Debido a que PETROAMAZONAS EP es una empresa pública la
antigüedad puede ser un factor predominante al momento de determinar las
posibles incidencias causadas durante esta actividad y más en personas que
sobre pasan los 39 años de edad con un 68.75 % de la población en estudio.
104
b) LUGAR DE TRABAJO
� ANTIGÜEDAD DEL TRABAJADOR
Tabla 4.2 Antigüedad en la empresa (años) Antigüedad (años) n Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%) De 0 a menos de 5 5 31.25 31.25% De 5 a menos de 10 2 12.50 43.75% De 10 a mensos de 15 3 18.75 62.50% Más de 15 6 37.50 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.2 Antigüedad en la empresa Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
El 56.25 % de los encuestados se encuentran en la empresa mas de 10
años y haciendo diferentes actividades durante estos años por lo que
podríamos tener otro factor escondido importante durante nuestro análisis
105
c) FACTOR DE RIESGO LABORAL Se identificó las actividades, movimientos repetitivos y las posturas forzadas
inadecuadas que inciden en lesiones en la espalda en los operadores de
producción.
� ACTIVIDADES CON POSTURAS FORZADAS
Tabla 4.3 Actividades con posturas forzadas
Actividades con Posturas Forzadas
n Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%)
Si 15 93.75 93.75% No 1 6.25 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.3 Actividades con posturas forzadas
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
El 93.75% de los de los trabajadores en estudio comparte que realizan o
mantienen posturas forzadas durante sus actividades diarias, lo que indica que
tienen un alto riesgo de lesiones.
106
� DOLORES EN LA ESPALDA
Tabla 4.4 Dolores en la espalda en los operadores
Dolores en la espalda n Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%) Si 12 75 75% No 4 25 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.4 Dolores en la espalda en los operadores
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Existe un alto porcentaje del 75 % de los operadores de producción que
presentan dolor en su espalda durante el aforo de tanques y sus actividades
diarias.
107
� PERSONAL QUE HA SUFRIDO LESIONES EN LA ESPALDA
Tabla 4.5 Personal que ha sufrido lesiones en la espalda
Dolores en la espalda n Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%) Si 4 25 25% No 12 75 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.5 Personal que ha sufrido lesiones en la espalda
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
El 25 % de los operadores de producción ha sufrido alguna vez durante
su vida laboral alguna lesión en su espalda no necesariamente debido a esta
actividad; pero, ésto puede ser muy útil para nuestro estudio.
108
� TAREAS CRITICAS DURANTE EL AFORO DE TANQUES
Tabla 4.6 Tareas críticas durante el aforo de tanques
Tareas Críticas durante el Aforo de Tanques
n Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%)
Si 15 93.75 93.75% No 1 6.25 100 % Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.6 Tareas críticas durante el aforo de tanques
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Se aprecia que existe el 93.25% de los operadores de producción están
conscientes de que realizan tareas críticas durante el aforo de tanques
109
� ACTIVIDADES CON ESFUERZO FISICO CON MOLESTIAS EN LA ESPALDA
Tabla 4.7 Actividades con esfuerzo físico con molestias en la espalda
Actividades con esfuerzo físico con molestias en la espalda
n Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%)
Si 5 31.25 31.25% No 11 68.75 100 % Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.7 Actividades con esfuerzo físico con molestias en la espalda
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Se aprecia que existe el 31.25 % de los operadores de producción
realizan esfuerzo físico y sienten molestias en su espalda durante el aforo de
tanques.
110
� TIEMPO DE EXPOSICIÓN EN POSTURAS FORZADAS
Tabla 4.8 Tiempo de exposición a posturas forzadas
Tiempo de exposición a Posturas Forzadas
N Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%)
De 2 a 4 horas 3 18.75 18.75% Más de 4 horas 13 81.25 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.8 Tiempo de exposición a posturas forzadas Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
111
• FRECUENCIA DIARIA CON LA QUE REALIZA AFORO DE TANQUES Tabla 4.9 Frecuencia diaria que realiza aforo de tanques
Frecuencia diaria para aforo de tanques
N Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%)
Siempre 16 100 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.9 Frecuencia diaria que realiza aforo de tanques
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Todos los trabajadores indican que el aforo de tanques se realiza
diariamente y esto se debe a la cantidad de tanques que existen en las
estaciones y al número de operadores que están en turno por tal motivo esta
tarea se la realiza con alta frecuencia al día.
112
� FRECUENCIA DE ACTIVIDADES DEPORTIVAS O ESFUERZO FISICO QUE EL TRABAJADOR REALIZA EN SU DESCANSO
Tabla 4.10 Frecuencia de actividades deportivas o de esfuerzo físico que el
trabajador realiza en su descanso
Frecuencia de Actividades N Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%) Si 6 37.50 37.50% No 10 62.50 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.10 Frecuencia de actividades deportivas o de esfuerzo físico
que el trabajador realiza en su descanso
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
El 37.50 % de los trabajadores realizan actividades deportivas o de
esfuerzo físico durante su jornada de descanso (14 días de descanso),
aumentando la posibilidad de tener una lesión en su espalda ya que son
factores extra laborales que no pueden ser controlados por la empresa.
113
ELEMENTOS ESTRUCTURALES Y FUNCIONALES HA DOTADO LA EMPRESA
� USO DE FAJAS LUMBARES DURANTE LA ACTIVIDAD DE AFORO DE TANQUES
Tabla 4.11 Uso de fajas lumbares durante la actividad de aforo de tanques.
Uso de Fajas Lumbres N Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%) Si 11 69 69% No 5 31 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.11 Uso de fajas lumbares durante la actividad de aforo de
tanques
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
La empresa ha dotado de fajas lumbares a los empleados que realizan
el aforo de tanques; pero solo, 11 de los 16 utilizan este EPP durante esta
actividad; por tanto, el 31% de ellos pueden tener consecuencias de dolor en
su espalda.
114
� USO DE MECANISMOS DE AYUDA DURANTE LA ACTIVIDAD DE AFORO DE TANQUES
Tabla 4.12 Uso de mecanismos de ayuda durante la actividad de aforo de tanques
Uso de Fajas Lumbres N Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%) Si 6 38 32% No 10 62 100% Total 16 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Gráfico 4.12 Uso mecanismos de ayuda durante la actividad de
aforo de tanques
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
Sólo el 38% de los operadores de producción utilizan los mecanismos de
ayuda que ha dotado la empresa para realizar el aforo de tanques, lo que
demuestra una baja comprensión del trabajador por evitar lesiones o
enfermedades ocupacionales y se puede decir que la falta de difusión por parte
de la alta gerencia para indicar a los trabajadores el porqué de estos
mecanismos en pos de mejorar su puesto de trabajo.
.
115
4.1.2 Análisis bivarial
Analizaremos la incidencia de los diferentes factores y como inciden en
lesiones lumbares o de espalda
� RELACIÓN ENTRE DOLORES DE ESPALDA Y LESIONES LUMBARES
Tabla 4.13 Relación entre dolores de espalda y las lesiones lumbares
Relación entre Dolores de Espalda y lesiones lumbares
N Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%)
Si 4 33.33 33.33% No 8 66.66 100 % Total 12 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
El 75 % de los operadores (12 de los 16 entrevistados) indicaron que si tiene
dolencias en su espalda durante sus actividades diarias.
� RELACIÓN POSTURAS FORZADAS Y LESIONES LUMBARES
Tabla 4.14 Relación entre posturas forzadas y lesiones lumbares
Relación entre Posturas Forzadas y lesiones lumbares
N Porcentaje (%) Porcentaje Acum (%)
Si 4 26.67 26.67 % No 11 73.33 100 % Total 15 100 % 100%
Fuente: Encuesta realizada en PETROAMAZONAS EP Elaborado por: Alejandro Pailiacho
El 93.75 % de los operadores indicaron que realizan posturas forzadas en sus
actividades.
4.2 Evaluación ergonómica
Para desarrollar la evaluación ergonómica se utilizó un método
reconocido para evaluar las posturas forzadas que es nuestro objetivo de
estudio, el método REBA, que evalúa con especial cuidado los riesgos que
afectan más directamente a la zona dorso lumbar.
116
4.2.1 Método REBA para posturas forzadas
Como se señaló anteriormente, el método permite el análisis conjunto de
las posiciones adoptadas por los miembros superiores del cuerpo (brazo,
antebrazo, muñeca), del tronco, del cuello y de las piernas.
Además, define otros factores que considera determinantes para la
valoración final de la postura, como la carga o fuerza manejada, el tipo de
agarre o el tipo de actividad muscular desarrollada por el trabajador. Permite
evaluar tanto posturas estáticas como dinámicas, y además la posibilidad de
señalar la existencia de cambios bruscos de postura o posturas inestables.
Cabe destacar la inclusión en el método de un nuevo factor que valora si
la postura de los miembros superiores del cuerpo es adoptada a favor o en
contra de la gravedad. Se considera que dicha circunstancia acentúa o atenúa,
según sea una postura a favor o encontrar de la gravedad, el riesgo asociado a
la postura.
El método REBA es una herramienta de análisis postural especialmente
sensible con las tareas que conllevan cambios inesperados de postura, como
consecuencia normal de la manipulación de cargas inestables o impredecibles.
Su aplicación previene sobre el riesgo de lesiones asociadas a una
postura, principalmente de tipo músculo-esquelético, indicando en cada caso la
urgencia con que se deberían aplicar acciones correctivas. Se trata por lo tanto
de una herramienta útil para la prevención de riesgos, capaz de alertar sobre
condiciones de trabajo inadecuadas.
El método REBA evalúa el riesgo de posturas concretas de forma
independiente, por lo que, para evaluar un puesto de trabajo se seleccionarán
las posturas más representativas, bien por su repetición en el tiempo o por su
complejidad.
Los pasos previos a la aplicación del método REBA son:
117
• Determinar el periodo de tiempo de observación de los puestos de trabajo.
• Analizar la posibilidad de realizar las observaciones por tareas o sub tareas.
• Registrar las diferentes posturas adoptadas por el trabajador durante el
desarrollo de la tarea o sub tareas, mediante su captura en video y
fotografías.
• Identificar de entre todas las posturas registradas, aquéllas consideradas
más significativas o "peligrosas", para su posterior evaluación con el
método REBA.
• El método REBA se aplica por separado al lado derecho y al lado izquierdo
del cuerpo.
La información requerida por el método REBA para el análisis es básicamente
la siguiente:
• Los ángulos formados por las diferentes partes del cuerpo (tronco, cuello,
piernas, brazo, antebrazo y muñeca), con respecto a determinadas
posiciones de referencia.
• La carga o fuerza manejada por el trabajador al adoptar la postura en
estudio, indicada en kilogramos.
• El tipo de agarre de la carga manejada manualmente o mediante otras
partes del cuerpo.
• Las características de la actividad muscular desarrollada por el trabajador
(estática, dinámica o sujeta a posibles cambios bruscos).
4.2.1.1 Datos generales de la evaluación
Denominación del Puesto:
Identificador del Puesto:
Departamento:
Sección:
Lugar o sitio de evaluación:
Operador de producción
Ing. Hugo Alejandro Pailiacho Pazmiño.
Operaciones
Estación Auca Central
Campo Auca
118
4.2.1.2 Datos para la evaluación ergonómica
Descripción del puesto de trabajo: • Puesto de trabajo operativo, en el cual conlleva trabajos
caracterizados por la adopción de posturas penosas durante tareas
de aforo de tanques de almacenamiento en actividades de
deshidratación del crudo en una estación de producción.
• La actividad es desarrollada en su mayoría en posición de pie.
Datos de la tarea:
• Tipo de trabajo: trabajo predominantemente energético muscular
• Actividad evaluada: uso y operación de la cinta de aforo y toma
muestras.
• El empleado ejecuta maniobras, esfuerzos y adopta posiciones
forzadas inevitables al momento de realizar el aforo del tanque.
• Los brazos del empleado se encuentran en flexión, elongación y
abducción al momento de manejar la cinta de aforo.
• Existe un ángulo de flexión al nivel de la espalda, producto de la
postura del empleado al momento de soltar la cinta de aforo.
• Existen ciertas posturas de los brazos del empleado que adoptan
posiciones de hiperextensión.
• El empleado debe tensionar los hombros para realizar un agarre y
sujeción de la cinta de aforo hasta que la pasta detectora cumpla su
función.
• Por la posición que adopta el empleado a nivel de su espalda el
empleado mantiene su cuello en extensión
• El empleado debe flexionar su espalda para agarrar y recoger la cinta
de aforo.
• La posición de pie no es ejecutada con los dos pies apoyados en el
suelo, el trabajador lateraliza su posición apoyando más uno de sus
pies, el mismo que sirve como punto de apoyo y equilibrio.
• El empleado realiza acciones técnicas de sujeción firme de las
herramientas de aforo
• Durante la jornada de trabajo empleado ejecuta actividades
de posturas forzadas intermitentemente.
119
• La actividad del puesto de trabajo es dinámica en los segmentos
superiores e inferiores del cuerpo.
• La adopción de posturas forzadas afecta el esquema musculo-
esquelético, debido a requerimientos propios de la actividad
sumados a la falta de facilidades que atenúen el cansancio muscular.
• Se considera una tarea con una carga física alta (exposición a
temperatura y desgaste físico por actividad).
• El puesto de trabajo no realiza actividades de precalentamiento y
estiramiento previo la jornada de trabajo.
4.2.1.3 Análisis de posiciones adoptadas en el puesto de trabajo
Grupo A: Puntuaciones del tronco, cuello y piernas
POSICIÓN DEL TRONCO
4
1
120
POSICIÓN DEL CUELLO
2
1
POSICIÓN DE LAS PIERNAS
2
1
121
Grupo B: Puntuaciones de los miembros superiores (brazo, antebrazo y
muñeca).
POSICIÓN DEL BRAZO IZQ DER
2
1
2
1
POSICIÓN DEL ANTEBRAZO IZQ DER
2
2
122
POSICIÓN DE LA MUÑECA IZQ DER
2
0
2
1
ANÁLISIS DE CARGA O FUERZA APLICADA
SI o NO
Se maneja / levanta cargas o aplican fuerzas durante tiempo prolongado
NO
La carga o fuerza es menor de 5 Kg. SI La carga o fuerza es entre 5 y 10 Kg. La carga o fuerza es mayor de 10kg.
123
ANÁLISIS DE TIPO DE AGARRE
AGARRE BUENO
0
Puntuación REBA del Grupo A y B
Tronco 5 Brazo 3
Cuello 3 Antebrazo 2
Piernas 3 Muñeca 2
9 5
0 0
9 5
4
LADO IZQUIERDO
Nivel de riesgo Muy Alto
PUNTIACION FINAL REBA 11
Nivel de actuación Es necesaria la actuación de inmediato.
Puntuación B
10Puntuación Tabla C
Actividad 1
Puntuación A
Grupo B
Puntuación Tabla B
Agarre
Grupo A
Puntuación Tabla A
Fuerzas
124
Tabla 4.15 Cuadro resumen de las puntuaciones obtenidas por el método REBA
De la evaluación ergonómica REBA realizada a los dos lados del cuerpo
del trabajador se obtuvo una valoración de 11 lo que nos indica que se tiene
Nivel de actuación de 4 lo que se interpreta como una actuación “cuanto de
inmediato” a corto plazo dado que el Riesgo para este caso es MUY ALTO.
Tronco 5 Brazo 3
Cuello 3 Antebrazo 2
Piernas 3 Muñeca 3
9 5
0 0
9 5
4 Es necesaria la actuación de inmediato.
Nivel de riesgo Muy Alto
LADO DERECHO
10
Actividad 1
PUNTIACION FINAL REBA 11
Agarre
Puntuación A Puntuación B
Grupo B
Puntuación Tabla A Puntuación Tabla B
Grupo A
Fuerzas
Puntuación Tabla C
Nivel de actuación
Puntuación Tabla A
Puntuación Fuerzas
Puntuación A
Puntuación Tabla B
Puntuación Agarre
Puntuación B
Lado
Izquierdo9 0 9 5 0 5 10 1
11Nivel de actuación 4
Es necesaria la actuación de
inmediatoRiesgo Muy Alto
Lado
Derecho9 0 9 5 0 5 10 1
11Nivel de actuación 4
Es necesaria la actuación de
inmediatoRiesgo Muy Alto
Grupo A Tronco, cuello y Piernas
Grupo B Brazos, antebrazo y muñeca Puntuación
Tabla CPuntación Actividad
Puntuación FINALActuación y Riesgo
125
CAPÍTULO V
5. Conclusiones y Recomendaciones
5.1 Conclusiones
La investigación realizada se basó en analizar qué factores de riesgos
influyen en las apariciones de lesiones lumbares relacionadas con las posturas
forzadas de los operadores de producción que realiza los trabajos de aforo de
tanques, de una estación de petróleo.
Finalizado el estudio se logró responder a los objetivos específicos
propuestos, basándose especialmente en la exposición a las posturas forzadas
que mantienen los operadores de producción y la presencia de lesiones
lumbares, llegando finalmente a las siguientes conclusiones:
1. Durante la investigación se pudo analizar puntos críticos en donde
existen las posturas forzadas durante el proceso de aforo realizando su
actividad diaria de operador de producción; y, que aumentan la
probabilidad de lesiones musculo esqueléticas o lumbares.
• El 93.75% de los de los trabajadores en estudio comparte que
realizan o mantienen posturas forzadas durante sus actividades
diarias lo que indica que tienen un alto riesgo de lesiones.
• El nivel de actuación del puesto de trabajo está determinado
por la posición que adopta el empleado a nivel de las
extremidades superiores y espalda, producto de las posiciones
adoptadas de flexión y abducción de los brazos y flexión, rotación
y lateralización de la espalda del empleado.
• Existe un alto porcentaje del 75 % de los operadores que presentan
dolor en su espalda durante el aforo de tanques y sus actividades
diarias.
• La posición de extensión del cuello del empleado cuando está
tensionando la cinta o toma muestras.
126
• Se aprecia que existe el 93.25 % de los operadores que están
conscientes de que realizan tareas críticas durante el aforo de
tanques
• Los operadores flexionan su espalda repetidamente al momento de
levantar toma muestras.
2. Durante la investigación se pudo analizar las posturas forzadas
inadecuadas más frecuentes que se observaron durante la actividad
diaria del operador de producción; y, que aumentan la probabilidad de
lesiones musculo esqueléticas o lumbares.
• El puesto de trabajo tiene una carga postural al nivel de la
espalda al momento de realizar el ciclo de tomar la muestra de
crudo con el ladrón (toma muestras).
• Existe la probabilidad de presencia de lesiones lumbares al nivel
de extremidades superiores (brazos, antebrazos y muñecas),
además, de molestias a nivel de columna lumbar y cervical.
• El tipo de agarre de la cinta de aforo y toma muestras es bueno.
• Se aprecia que el 31.25 % de los operadores realizan esfuerzo físico
y sienten molestias en su espalda durante el aforo de tanques.
• El 93.75 % de los operadores indicaron que realizan posturas
forzadas en sus actividades; de los cuales el 26.67 % presenta
lesiones lumbares en su espalda.
3. La mayoría de operadores de producción que presentan problemas
lumbares sobre pasan los 39 años con un 68.75% de la población en
estudio.
Se analizó la antigüedad de los operadores y se pudo observar que el
56.25 % de los encuestados se encuentran en la empresa más de 10
años es decir con este tiempo aumentan las probabilidades presencia de
problemas lumbares.
127
4. Todos los trabajadores indican que el aforo de tanques lo realizan por
más de 10 días de su jornada laboral; por lo que se concluye que un alto
porcentaje de su jornada destinan a esta actividad y su tiempo de
exposición es prolongado.
5. La empresa ha dotado de fajas lumbares a los empleados que realizan
el aforo de tanques; pero, solo 11 de los 16 utilizan este EPP; por lo
tanto el 31% de ellos pueden tener consecuencias de dolor en su
espalda.
5.2 Recomendaciones
• Reducir las posturas forzadas especialmente al nivel de brazos,
antebrazos, espalda y cuello mediante el entrenamiento en la aplicación
de la utilizando la mecánica corporal. Los operadores de producción
deben cuidar la espalda realizando ejercicio físico y estiramientos previo
y posterior a la jornada de trabajo.
• Realizar descansos estableciendo pausas activas durante la jornada
de trabajo, donde realice actividad o ejercicios de estiramiento y
relajación de los músculos involucrados en la actividad, para tener una
recuperación real de los segmentos de su cuerpo. El ejercicio físico
puede realizarse en el propio puesto de trabajo mediante
ejercicios de calentamiento y estiramiento, incluso antes y después de
su jornada laboral.
• Considerar la rotación de los operadores de producción durante la
jornada de trabajo, con el objeto de que todos los empleados
involucrados en la actividad no acumulen una exagerada fatiga
muscular en una sola de sus extremidades (brazo con el que maneja la
cinta de aforo y él toma muestras).
• Capacitar a los empleados en el procedimiento seguro sobre las
consecuencias de las posturas forzadas; así como, las ventajas de la
utilización de los mecanismos de ayuda proporcionados por la empresa
como son las fajas lumbares.
128
• Realizar evaluaciones médicas en la población que realiza el aforo de
tanques de almacenamiento en la estación de crudo.
• Instalar mecanismos de automatización y control en la estación,
modernizando el sistema de deshidratación de crudo.
• Implementar estas medidas correctivas adoptadas se deberá reevaluar
el riesgo ergonómico, con el fin de ver la efectividad de las mismas o la
adopción de más medidas que se requieran.
• Establecer actividades de recreación después de la jornada laboral ya
que esto contribuirá a mejorar su condición física y mental.
129
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132
ANEXOS
133
ANEXO A
ENCUESTA PARA MEJORA DEL ÁREA DE TRABAJO
Estimado trabajador: te invitamos a responder el presente cuestionario. Tus respuestas, son confidenciales y anónimas, la misma que tiene por objetivo recoger tu importante opinión sobre tu puesto de trabajo esto nos ayudará a evaluar y optimizar tu área de trabajo, por esto es muy importante que tus respuestas sean con honestidad. AGRADECEMOS TU PARTICIPACIÓN
Por favor, marca con una X tu respuesta.
1 . Indique en que rango se encuentra su edad actual (años):
De 18 a menos de 28 ( ) 28 a menos de 39 ( ) 39 a menos de 49 ( ) más de 49 ( )
2 . Indique que tiempo trabaja en la empresa (años): De 0 a menos de 5 ( ) 5 a menos de 10 ( ) 10 a menos de 15 ( ) más de 15( )
3. Durante su jornada de descanso realiza actividades físicas deportivas Si ( ) No ( )
4. Durante su jornada de descanso realiza actividades laborales en trabajos agrícolas o levantamiento
de cargas. Si ( ) No ( )
5. Durante el aforo de tanques realiza tareas críticas. Si ( ) No ( )
6. Durante sus actividades laborales diarias realiza movimientos repetitivos en los cuales siente dolor muscular, en hombros, cuello o espalda. Si ( ) No ( )
7. Durante sus actividades laborales diarias ha sentido fatiga muscular en cuello, hombros o espalda Si ( ) No ( )
8. En las actividades que usted desarrolla, alguna de ellas implica que se coloque en posturas
forzadas con inclinación o torsión de espalda Si ( ) No ( )
9. En las actividades que usted desarrolla, realiza actividades productivas que implican posturas forzadas. Si ( ) No ( )
10. Durante sus actividades laborales diarias ha sentido molestias que representen dolencias en la espalda Si ( ) No ( )
11. Durante su tiempo de trabajo en esta área ha sufrido lesiones lumbares. Si ( ) No ( )
134
12. Durante sus actividades laborales diarias que tiempo de exposición (horas) pasa en posturas forzadas. De 0 a 2 horas ( ) De 2 a 4 horas ( ) más de 4 Horas ( )
13. Cuál es la frecuencia de la jornada laboral con la que se realiza la actividad de aforo de tanques (días): De 1 a 5 días ( ) De 6 a 10 días ( ) más de 10 días ( )
14. Cuál es la frecuencia diaria con la que se realiza la actividad de aforo de tanques.
Siempre ( ) A veces ( ) Nunca ( )
15. Durante sus actividades laborales diarias realiza trabajos repetitivos continuos de ciclos similares. Si ( ) No ( )
16. La empresa le ha informado acerca de los riesgos que existen durante el aforo de tanques. Si ( ) No ( )
17. La empresa le ha dado capacitación y entrenamiento ergonómico en referencia a su puesto de trabajo.
Si ( ) No ( )
18. La empresa ha dotado de fajas lumbares para facilitar su actividad laboral y proteger su espalda o
columna.
Si ( ) No ( )
19. La empresa ha dotado de mecanismos de ayuda para facilitar su actividad laboral
Si ( ) No ( )
20. Cree usted que su actividad laboral mejoraría si la empresa implementaría un programa de Nutrición. Si ( ) No ( )