DETECCION DE FRACTURAS NATURALES EN ROCAS DE YACIMIENTOS

REGISTROS DE POZO


FRACTURAS NATURALES. Las zonas naturalmente fracturadas son importantes y se les busca con atencion en las rocas de yacimiento debido al drenaje y al aumento considerable de la permeabilidad que se preven en dichas zonas. Aunque las fracturas pueden tener un efecto significativo

ESFUERZOS HACIA UNA ROCA

en la permeabilidad total de una roca, generalmente tienen muy poco efecto sobre la porosidad, las saturaciones u otras caracteristicas petrofisicas de la roca.

Las fracturas naturales generalmente presentan ciertas caracteristicas constantes:

  • Son aproximadamente perpendiculares a el echado; sin embargo, esto no excluye la posibilidad de fracturas horizontales, aunque estas son mucho menos drecuentes y menos grandes que las subverticales.
  • Estan orientadas de acuerdo con uno ovarios rumbos prevalecientes. Ya que las fracturas a menudo son el resultado de tensiones tectonicas, el rumbo prevaleciente de las fracturas coincidden con la orientacion de las fallas en la region.
  • Causan frecuentemente que, durante la perforacion, la broca o a la  cadena desprenda pequeños pedazos de roca de la pared del agujero.
  • Se producen en rocas compactas en las que el agujero normalmente seria cilindrico y calibrado si no hubiera fracturas.

Solamente las fracturas que estan al menos parcialmente abiertas son utiles desde el punto de vista de la produccion.

DETECCION DE FRACTURAS:

Las herramientas de registro estan diseñadas para responder a diferentes caracteristicas del pozo. Algunas herramientas responden principalmente a la litologia. algunas a la porosidad y otras a las saturaciones de fluidos. Desafortunadamente, ninguna responde a las fracturas, aunque estan esten abiertas, pueden afectar la respuesta en algunas herramientas de registro.

Al buscar en los registros zonas fracturadas, la busqueda se concentra en areas donde se sospecha su presencia por las siguientes razones.

  • Antecedentes locales de fracturas naturales.
  • Falta de precision en los registros sismicos.
  • Mala recuperacion de muestras.
  • Muesrtas fracturadas.
  • Presencia de cristales en los cortes de perforacion.
  • Interferencia de presion entre pozos (produccion o inyeccion).

Mediciones Sonicas:

Uno de los indicadores de fracturas mas antiguos es la reverberacion de las ondas sonicas dentro y alrededor del agujero revestido. Las mediciones basadas en la propagacion de ondas sonicas responden a las propiedades mecanicas de la roca y el medio no las afecta.

Mediciones de Calibrador de Pozo:

Al perforar una zona fracturada, los bordes rocosos de las fracturas a menudo se despostillan, lo que agranda el agujero y en particular su alargamiento en una formacion que deberia tener un agujero circular y calibrado puede indicar fracturas.

REGISTROS DE POZO

Para detectar fracturas con un registro de calibre, se prefiere un calibrador multidireccideonal de varios brazos. Los calibres registrados con las herramientas HDT de alta resolucion o SHDT son unos ejemplos. Estos calibrados registran dos diametros de agujero separados por 90 grados. Un par de brazos esta casi siempre alineado con el eje principal de un agujero eliptico y el otro par con el eje menor.

Se debe ser muy cauteloso al usar el calibrador para detectar fracturas. La forma eliptica del agujero puede deberse a factores distintos.

Mediciones de Densidad:

La curva de correccion en un registro de Densidad es otro indicador de fracturas. Δρ es una medicion de la correcion hecha a la densidad total para compensar el efecto de enjarre y el hecho de que la herramienta de densidad no se asienta perfectamente contra la pared del agujero. Responde normalmente a la rugosidad del agujero y al espesor del enjarre, pero tambien a una fractura llena de fluido. No obstante la herramienta de densidad busca generalemente el eje grande del agujero, la curva de correcion Δρ normalmente sigue el plano de fractura. Δρ tambien responde a lavados no asociados con fracturas, por lo que se debe de tener mucho cuidado al usarlo comoindicador de fractura.

Registros de Resistividad:

Bajo condiciones apropiadas, las herramientas de resistividad pueden ser bastantes eficaces para localizar porosidad. La seccion transversal fotoelectrica de la barita s 267, mientras que es solo de 4,9 para la caliza y 1,87

MEDICION DE MICRORESISTIVIDAD

para la arenisca. Por lo tanto, una fractura llena de lodo puede debe detectarse facilmente con una medicion de Pe. Una lectura alta de Pe, con un buen contacto herramienta-agujero establecido por Δρ o la curva del calibrador, puede ser una buena indicacion de fracturas.

Mediciones de Echado:

Una presentacion especial de las mediciones de microresistividad, llamada registro FIL sw identificacion del as fracturas, tal vez sea uno de los metodos mas sencillos y eficaces para detectar fracturas. Cuando el lodo filtra (invade) un sistema de fractura, generalmente provoca una lectura de microresistividad mas baja en el patin frente de fracturas. Una comparacion de las mediciones de patines adyacentes (separados 90 grados), indica fracturas. Si no existe diferencias, la probabilidad de fracturas es baja, si existen grandes diferencias, la probabilidad es alta.

La deteccion de fracturas con los registros de echados y FIL ofrece la ventaja suplementaria de poder orientar el sistema de fractura. Al saber cuales patines se encuentran contra las fracturas, y al conocer la orientacion de los patines con respecto norte, es posible orientar facilmente las fracturas subterraneas.

Otras Mediciones:

Existen varios otros metodos que a veces permiten obtener detalles sobre posibles intervalos fracturados en lugares especificos. Estos incluyen la localizacion de trazas radioactivas con las herramientas de Rayos Gamma Naturales (NGS) tecnica d impulsos de neutrones, registro de respuesta EPT, anomalias de temperatura y ruido.

Ya que las fracturas llenas de fluido pueden causar lecturas anormales en muchos registros de agujero abierto, se desarrollo un porgrama para usar hasta 16 indicadores simultaneamente para calcular la probabilidad de que sea naturalemte fracturada.

CONCLUSION:

Como se puede deducir de las explicaciones precedentes, ningun registro por si mismo puede proporcionar la prueba inequivoca de la presencia de fracturas. La deteccion de fracturas es mas segura cuando varios registros o tecnicas confirman su presencia. La combinacion mejor adoptada para solucionar los problemas de identificacion local de fracturas debe definirse despues de llevar a cabo experimentacion y estudio, durante los cuales, la mayoria de registros con plausidad de detectar fracturas deben efectuarse y analizarse cuidadosamente.

ENHANCED OIL RECOVERY – DEFINITION AND DECLINE CURVES

MATERIAL BALANCE


Enhanced oil recovery (EOR) is oil recovery by the injection of materials not normally present in the reservoir. This definition covers all modes of oil recovery processes (drive, push-pull, and well treatments) and most oil recovery agents.

The definition does not restrict EOR to a particular phase (primary, secondary, or tertiary) in the

ENHANCE OIL RECOVERY

producing life of a reservoir. Primary recovery is oil recovery by natural drive mechanisms: solution gas, water influx, and gas cap drives, or gravity drainage.

Secondary recovery refers to techniques, such as gas or water injection, whose purpose is mainly to raise or maintain reservoir pressure. Tertiary recovery is any technique applied after secondary recovery. Nearly all EOR processes have been at least field tested as secondary displacements. Many thermal methods are commercial in both primary and secondary modes.

We are interested in EOR because of the amount of oil to which it is potentially applicable. This EOR target oil is the amount unrecoverable by conventional means. A large body of statistics shows that conventional ultimate oil recovery (the percentage of the original oil in place at the time for which further conventional recovery becomes uneconomic) is about 35%.

THE NEED FOR EOR:

Enhanced oil recovery is one of the technologies needed to maintain reserves.

Reserves:

Reserves are petroleum (crude and condensate) recoverable from known reservoirs under prevailing economics and technology. They are given by the following material balance equation:

MATERIAL BALANCE

There are actually several categories of reservoirs (proven, etc.) which distinctions are very important to economic evaluation. Clearly, reserves can change with time because the last two terms on the right do change with time. It is in the best interests of producers to maintain reserves constant with time, or even to have them increase.

INCREMETAL OIL:

Definition

A universal technical measure of the success of an EOR project is the amount of incremental oil recovered. The next picture defines incremental oil. Imagine a field, reservoir, or well whose oil rate is declining as from A to B. At B, an EOR project is initiated and, if successful, the rate should show a deviation from the projected decline at some time after B. Incremental oil is the difference between what was actually recovered, B to D, and what would have been recovered had the process not been initiated, B to C. Since areas under rate-time curves are amounts, this is the shaded region shown below.

INCREMENTAL OIL

As simple as the concept in the picture above is, EOR is difficult to determine in practice. There are several reasons for this.

  1. Combined (comingled) production from EOR and nonEOR wells. Such production makes it difficult to allocate the EOR-produced oil to the EOR project. Comingling occurs when, as is usually the case, the EOR project is phased into a field undergoing other types of recovery.
  2. Oil from other sources. Usually the EOR project has experienced substantial well cleanup or other improvements before startup. The oil produced as a result of such treatment is not easily differentiated from the EOR oil.
  3. Inaccurate estimate of hypothetical decline. The curve from B to  must be accurately estimated. But since it did not occur, there is no way of assessing this accuracy.

Ways to infer incremental oil recovery from production data range from highly sophisticated numerical models to graphical procedures. One of the latter, based on decine curve analysis.

OIL RECOVERY THROUGH DECLINE CURVES

Decline curve analysis can be applied to virtually any hydrocarbon production operation. The objective is to derive relations between oil rate and time, and then between cumulative production and rate.

that graphic schematically illustrates a set of data (points) which begin an exponential decline at the ninth point where,

DECLINE CURVE

by definition t = 0. The solid line represents the fit of the decline curve model to the data points. qi is the rate given by the model at t=0, not necessarily the measured rate at this point.

 The decline curve rate of descent depends on a number of factors, including changes in demand, government regulations, and engineering methods.

Enhanced oil recovery (EOR), or tertiary recovery, facilitates the extraction of more oil from each well than traditional recovery methods. EOR can increase the oil yield by 10 to 20 percent. It incorporates the use of chemicals, gases, microbes, or steam to force oil out of the surrounding foundation to enhance recovery. Although the process adds to the cost of production, the United States Department of Energy has estimated that the use of EOR could lead to the production of an additional 240 billion barrels of oil, which would decrease the steepness of the decline curve.

TYPES OF RESERVOIR PRESSURE

ABNORMAL PRESSURE FORMATION


Highly pressured formations have caused severe drilling and completion problems in almost every area in the world. Failure to control these high pressures can cause an uncontrolled flow of formation fluids (blowout), which can result in extreme financial losses for the operator, possible pollution of the environment, loss of petroleum reserves and potentially unsafe conditions for workers.

SUBSURFACE PRESSURES:

Subsurface pressures are result of gravitational forces acting on oveerlying formations and fluids. This is similar to what occurs in the atmosphere, whcih the accumulated weight of the atmosphere causes the air pressure at sea level to be about 14.7 psi.

OVERBURDEN PRESSURE:

Overburden is the volume and weight of all formations and fluids above a given formation. The total stress imposed by the overburden on a subsurface formation is called the geostatic, lithostatic or total overburden pressure.

OVERBURDEN PRESSURE

In addition to saying that, Overburden pressure is equal to the total pressure from the weight of sediments plus the pressure from the weight of the fluids that exist aboe a particular formation and which must be mechanically supposed by the formation.

Since sediments bulk densities vary from area to area and with depth is usually taken as 144 lb/ft3 or specific gravity 2.3; therefore, the geostatic or overburden gradient is 1 psi/ft. The overburden pressure gradient varies, depending on the formation density, percent pore space and pore fluid density. These variables are dependent on historical geological conditions, such as chemical composition and distance of transport of the sediments.

Total overburden pressure is supported by the rock in two ways. The first is through intergranular pressure, a matrix stress caused by the force transmitted through grain-to-grain mechanical contact. As formations are compacted by the overburden with increasing burial depth, pore water escapes so that pore pressure is equal to the hydrostatic pressure of the pore water density.

Pore pressure is the pressure of the formation fluids (water, oil and gas) which must be balanced with mud weight. Therefore the total overburden pressure is equal to the sum of the intergranular pressure and the pore pressure.

PORE PRESSURE

Hydrostatic pressure (PHYD) is the pressure that is caused by the vertical height of a column of fluid. Hydrostatic pressure is independent of aerial size and shape of the fluid body; pressure at any depth is equal in all directions. The pore pressure gradient is affected by the concentration of salt in the fluid density of the column. So, depending on the salinity of the water in the depositional environment of the particular geological region, normal pore pressure will have different values.

NORMAL PRESSURE:

A “normally” pressured formation has a pore pressure equal to the hydrostatic pressure of the pore water. Since many more wells are drilled in sediments characterized by 8.95-lb/gal saltwater, a “normal” pressure gradient, for the purposes of this discussion, is considered to be 0.465 psi/ft. Any deviation from the normal hydrostatic pressure environment is referred to as abnormal. High pressures are called geopressures, overpressures or sur-pressures. Low pressures are called underpressures or subpressures.

ABNORMAL PRESSURE:

Abnormal pressure is caused by the geological processes that have occurred in a given geological area and involves both physical and chemical actions within the earth. Pressures that are lower than what

ABNORMAL PRESSURE FORMATION

is considered normal can be detrimental and problematic to the drilling process. Conversely, abnormally high pressures are common and can cause severe drilling problems.

Abnormal overpressures are always caused by a particular zone becoming “sealed” or isolated. Seals are impermeable layers and boundary zones that will not permit the release of pressure generated by the percolation of fluids and gases to higher zones and subsequently to the surface. These seals may consist of many rock types: dense shales, calcareous shales, cemented limestone, calcareously cemented sandstone solidified volcanic ash (tuff), anhydrite and/or others.

SUBNORMAL PRESSURES

Subnormal (low) pressures are encountered in zones with pore pressures lower than the normal hydrostatic pressure. Severe lost-circulation problems may occur in these zones when muds are used in drilling. Subnormal pressure conditions often occur when the surface elevation of a well is much higher than the subsurface water table or sea level. The most common example occurs when drilling in hilly or mountainous locations.

One cause of abnormally low pressures is depleted sands. These sands whose original pressure has been depleted or drained away. Depleted sands are found most frequently in reservoirs from which oil and gas have been  produced, a common phenomenon in many so-called “mature” oil and gas areas.

BIOCOMBUSTIBLES, BIODIESEL, BIOETANOL Y PRODUCCION MUNDIAL

PRODUCCION MUNDIAL DE BIODIESEL

Los biocombustibles pueden ser definidos como los combustibles que se derivan de cualquier recurso biológico o biomasa. La biomasa se define como cualquier organismo con vida reciente (ej. Algas marinas, virutas de madera) y/o sus derivados metabólicos (ej. Estiércol).

 Se diferencian además de éste y de otras fuentes de energía como el carbón y la energía nuclear porque los biocombustibles se consideran como renovables, es decir que la materia prima utilizada para producir cualquier biocombustible puede ser repuesta.

QUE ES BIODIESEL?

El biodiésel es un biocombustible que se produce a partir de cualquier grasa animal o aceites vegetales, que pueden ser ya usados o sin usar. Se suele utilizar girasol, canola, soya o jatropha, los cuáles, en algunos casos, son cultivados exclusivamente para producirlo. Se puede usar puro o mezclado con diesel (gasoil) en cualquier proporción en motores diésel.

Materia Prima del Biodiesel:

Los principales insumos para producir biodiesel son:

  • La Palma aceitera.
  • La Higuerilla.
  • Piñon Blanco.
  • Canola o Colza.
  • Soya.
  • Girasol.

Otros pueden ser: Aceites usados, grasas animales.

Produccion de Biodiesel:

El sistema más habitual de producción es la transformación de aceites a través de un proceso

PRODUCCION MUNDIAL DE BIODIESEL

de transesterificación, mediante el cual se obtiene un éster que se puede utilizar directamente en un motor diesel sin modificar, obteniéndose glicerina como subproducto. La glicerina puede utilizarse para otras aplicaciones.

El principal productor de biodiésel en el mundo es Alemania, le sigue EUA, Francia, Brasil e Italia.
 
QUE ES BIOETANOL?
El bioetanol, también llamado etanol de biomasa, es un alcohol que se obtiene a partir de maíz, sorgo, caña de azúcar o remolacha. Permite sustituir las gasolinas o naftas en cualquier proporción.

PRODUCCION DE ETANOL

La caña de azúcar, la remolacha o el maíz no son la única fuente de azúcar. Puede ser utilizada la celulosa para obtener azúcar. La celulosa es una larga cadena formada por “eslabones” de glucosa. De este modo, casi todo residuo vegetal será susceptible de ser transformado en azúcar y luego gracias a la fermentación por levaduras obtener el alcohol destilando el producto obtenido.

Produccion de Etanol:
Estados Unidos y Brasil son los principales productores de etanol en el mundo, su produccion representa aproximadamente el 90% de la produccion mundial.
En bioetanol puede proceder del maiz como en los EEUU o de la cañade azucar como el que se fabrica en Brasil. En este ultimo pais se ha venido utilizando el alcohol como combustible de automocion desde los años 60.

PRODUCCION MUNDIAL DE ETANOL

MARCO LEGAL DE LOS BICOMBUSTIBLES EN EL PERU:
Promocion del Mercado de Combustibles:  
  • Ley Nro 28054: Ley dePromocion del Mercado de Biocomnbustibles.
  • Decreto Supremo Nro 013-2005-EM: Reglamento de la Ley Nro 28054.

Programa de Promocion del Uso de Biocombustibles:

  • Primera Disposicion Complementaria y Transitoria de la Ley Nro 28054, se crea el PROBICOM.
  • Se establecen los lineamientos del Programa de Promocion del Uso de Biocombustibles- PROBICOM-

USO DEL BIODIESEL Y LA APLICACION OBLIGATORIA:

  1. Desde el 1 de Enero del 2009 a nivel nacional:   2% Biodiesel- B2.
  2. Desde el 1 de Enero del 2010: 7.8% Etanol.
  3. Desde el 1 de enero del 2011 a Nivel Nacional (en Lima y Callao es Diesel B5 S-50) : 5% Biodiesel- B5.

RESULTADOS SOBRE EL USO DEL BIODIESEL B100 EN EL PERU.

Favorables:

  • Transporte y almacenamiento seguro (alto punto de inflamación).
  • Se obtiene de recursos renovables.
  • Puede emplearse puro o combinado en cualquier motor diesel.

 Desfavorables:

  • Mayormente se ha importado (subsidios).
  • El costo del B100 tiene alta dependencia de la materia prima.
  • Problemas de fluidez a bajas temperaturas con la mezcla.
  •  Escasa estabilidad oxidativa (periodo máximo de almacenamiento 6 meses).

RESULTADOS SOBRE EL USO DEL ETANOL EN EL PERU.

Favorables:

  •  Se obtiene de recursos renovables.
  • En la mezcla eleva el octanaje de la gasolina base

 Desfavorables:

  • El costo del etanol tiene alta dependencia de la materia prima.
  • Alto precio, monopolio por ser un solo productor
  • Problemas de mezcla con agua
  • Genera excedentes de gasolinas

CONSUMO DE ENERGIA MUNDIAL:

CONSUMO DE ENERGIA MUNDIAL- SOURCE EIA-INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK 2011

TRANSPORTE DE GAS LICUADO DE PETROLEO GLP

CAMION CISTERNA PARA GLP

Existen dos tipos de transporte de Gas Licuado de Petroleo, los cuales por cierto tienen sus propias características.  El medio de transporte de GLP puede ser a GRANEL o por medio de CILINDROS.

Los Reglamentos considerados para la Fiscalización de GLP son:

  • D.S. 027-94-EM: Reglamento de Seguridad para Instalación y Transporte de GLP.
  • D.S. 026-94-EM: Reglamento de Seguridad en el Transporte de Hidrocarburos
  • D.S. 065-2008-EM: Reglamento Modificatorio del Reglamento D.S. 027-94-EM:
  • D.S. 01-94-EM: Reglamento de Comercialización de GLP.

MEDIO DE TRANSPORTE A GRANEL:

Respecto a los camiones-tanque, tanque sobre rieles y cualquier otro medio que transporte GLP, debera contar con autorizacion expedida por la DGH (Dirección General de Hidrocarburos) y estar registrada.

CAMION CISTERNA PARA GLP

Cuando exista escape de los gases de combustión de los motores, el camion debe tener un apropiado silenciador mata chispa, sin embargo no se permitirán escapes directos o libres. Asimismo, el sistema eléctrico y de las luces de peligro laterales y posteriores deberán ser herméticos, de acuerdo con el Código Nacional de Electricidad (CNE).

Durante la descarga o trasiego de GLP en zonas urbanas o comerciales de gran afluencia de público y de vehículos se realizarán entre las 22:00 horas (10 pm) hasta las 06 horas (6 am). Esto se hace para evitar cualquier incidente. Ademas, todos los tanques de los camiones-tanque deberán ser diseñados, fabricados y probados de acuerdo con el código ASME, Sección VIII, División I o con códigos equivalentes. La inspección de las soldaduras deberá efectuarse mediante radiografías al 100%.

Cada camión-tanque deberá contar con los certificados otorgados por organismos acreditados por INDECOPI, en cuanto a:

  1. Fabricante.
  2. Tipo de acero utilizado.
  3. Porcentaje de radiografiado.
  4. Presión de prueba hidrostática.
  5. Capacidad nominal.
  6. Peso seco.
  7. Fecha de fabricación.

Los tanques de los camiones-tanque para transportar GLP deberán contar con los siguientes accesorios como mínimo:

  1.  Medidor de volumen.
  2. Termómetro ubicado en el nivel mínimo del líquido.
  3. Manómetro calibrado con conexión a la fase de vapor, con un rango de cero (0) a trescientas (300) libras por pulgada cuadrada (psi) como mínimo.
  4. Los tipos de válvulas que señala la NFPA 58, en todas las conexiones de ingreso y salida del GLP, con excepción de las correspondientes a las válvulas de seguridad, drenaje y conexiones con orificios menores.
  5. Válvulas de seguridad para tanques de transporte de GLP – instalación interna.
  6. Válvula de exceso de flujo para retiro de líquido .
  7. (Actuated Liquid Withdrawal Excess Flow Valve) para drenaje.
  8. Facilidades para descarga a tierra de corriente eléctrica.

Todas las válvulas, accesorios, dispositivos de alivio de presión y otros accesorios del tanque; deben estar protegidos contra los daños que podrían ser causados por una colisión con otros vehículos u objetos o vuelco.

MEDIO DE TRANSPORTE DE GLP EN CILINDROS:

Todos los medios de transporte de GLP deberá contar como mínimo con el número de extintores, desde los camiones-tanque y cisterna con 2 extintores y otros camiones y camionetas para transporte de GLP en cilindros, los cuales con un solo extintor.
Los extintores serán de polvo químico seco tipo ABC con una capacidad de extinción certificada mínima de 4A:80BC. Los extintores deberán contar con la certificación de organismos acreditados ante el INDECOPI, en la NTP 350.026, así como de las NTP 350.062-1, 350.062-2 y 350.062-3. Alternativamente, se aceptarán extintores listados por UL.
Las camionetas que se dedican al transporte o comercialización de GLP en cilindros sólo podrán cargar en su plataforma de transporte, como máximo, la capacidad de cilindros de GLP que corresponda a la carga del indicado vehículo y de acuerdo a lo especificado en el presente reglamento. Ademas, el transporte de cilindros deberá efectuarse con sus válvulas hacia arriba y colocados en forma vertical. Además en el caso de transportar los cilindros en varios niveles, se colocarán uno directamente sobre otro: CAMIONETAS hasta un máximo de 01 NIVEL. Camionetas tipo Baranda hasta un máximo de 02 Niveles.
Para la distribución de cilindros de GLP de 45 kg a usuarios, el transporte del cilindro desde un local comercial o vehículo motorizado hasta el lugar de consumo sera a través de carretillas

VALVULA INTERNA EN UN CAMION DE GLP

apropiadas con ruedas de caucho u otro material amortiguante.  Nunca se deberá transportar los cilindros en vehículos techados o de otro tipo de carroceria cerrada, ellas-cilindros-necesitan ventilación.

En las operaciones de Carga y Descarga de cilindros de GLP debera evitarse toda forma de impacto al cilindro. Por ningun motivo se descargaran estos dejándolos caer directamente al piso. Las camionetas y camiones tipo baranda deberán tener letreros con la marca características de la(s) Empresa(s) para la cual distribuyen.

No se podrá transportar, conjuntamente con GLP, ningún otro tipo de carga inflamable o botellas de otros gases a presión. ademas de ello, los camiones tipo baranda que transporten cilindros deberán poner, en el momento de la operación de carga o descarga, cuñas de madera en las ruedas para evitar deslizamientos de los vehículos. Es importante señalar que el escape de los gases de combustión de los motores de los vehículos destinados a transportar GLP deberá contar con un apropiado silenciador mata chispa. En ningún caso se permitirán escapes directos o libres.

El responsable de las actividades por hidrocarburos deberá presentar a la D.G.H. un Plan de Contingencia para derrames de Petróleo y Emergencias, el cual será actualizado por lo menos una vez al año. Todo el personal deberá recibir entrenamiento sobre este plan, dejándose registrado los resultados del entrenamiento. El Plan deberá contener información sobre procedimientos, personal y equipo específico para prevenir, controlar y/o limpiar derrames de petróleo o productos químicos. Además, el Plan deberá contener una lista de equipos y procedimientos a seguir para establecer una comunicación sin interrupción entre el personal, los representantes gubernamentales, la DGH y otras entidades estatales requeridas.