2_descripcion del proyecto
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Plan de Manejo Ambiental Estación de Compresión Nuevo Mundo – Primera Etapa 14
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II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
2.1. Introducción
El proyecto Kinteroni es parte del proyecto de desarrollo del Lote 57, que considera la
recolección de gas de los pozos de Kinteroni. Previniendo una disminución de la presión
natural de los pozos, se ha optado por construir una Estación de Compresión que en una
primera etapa tendrá requerimientos mínimos de compresión y generación para operar
los dos primeros años (2015 hasta inicios del 2017).
Para el 2017 ya se tendrá una visión integral del proyecto de desarrollo del Lote 57, para lo
cual la alternativa de compresión para mayores diferenciales de presión y requerimientos
de energía podría cambiar.
A la fecha se tiene definido las siguientes etapas de compresión:
Primera etapa de compresión
2015-2017; Compresión con Motocompresores reciprocantes de
aproximadamente 2370Hp (tamaño estándar de uno de los proveedores) y moto
generación de 2MW, comprendida en el presente PMA.
Segunda etapa de compresión
2017-en adelante. Compresión con compresores reciprocantes de 4750Hp,
pudiendo cambiar esta opción de acuerdo a los requerimientos futuros de
compresión y generación. No comprendida en este PMA.
Debido a los cambios por la adición de las etapas de compresión. La ingeniería Básica
contemplará el diseño de una instalación flexible para las condiciones más críticas de
operación y para la que genere la mayor dimensión en cuanto a tamaños de equipos.
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2.2. Antecedentes
Repsol Exploración del Perú (REPEXA) es una empresa que se dedica a la exploración y
explotación de hidrocarburos, quien actualmente se encuentra en el proceso de
construcción de las instalaciones (facilidades y flowlines) para la extracción y transporte de
gas de los tres pozos de KINTERONI (Lote 57) para trasladarlos hasta la planta de separación
de Malvinas, propiedad de Pluspetrol (PP).
Las instalaciones en construcción involucradas en el proyecto son las siguientes:
Unidad 100: Facilidades de KINTERONI (Cabeza de pozo, medición de flujo multifásico,
separador de pruebas, trampa lanzadora).
Unidad 200: Flow line KINTERONI - Nuevo Mundo (16”x14.5Km).
Unidad 300: Facilidades Nuevo Mundo (Trampas receptoras de gas de KINTERONI -
REPEXSA y Mipaya-PP y trampa lanzadora).
Unidad 600: Flow line Pagoreni A-Malvinas (16”x22Km).
Entre Nuevo Mundo y Pagoreni A, se tiene un flowline de 18”x40Km, el cual es propiedad de
Pluspetrol y REPEXSA. (Ver esquema N°1 y figura N°1). En el Anexo 2.1 se muestra el mapa
de componentes del tramo Kinteroni – Nuevo Mundo.
Debido a la caída del perfil de presiones en los Pozos de KINTERONI se requiere el diseño
de un sistema de compresión que permita trasladar el gas hasta la Planta de separación de
Malvinas.
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Esquema N°1: Diagrama de bloques del proyecto
Figura N°1: Diagrama de bloques del proyecto
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2.3. Justificación del Proyecto
El proyecto “Estación de compresión de Nuevo Mundo” en adelante unidad 400 (U-400),
se desarrollará sobre el área de las instalaciones existentes correspondientes a la Unidad
300 (U-300). Esta planta servirá para compensar la pérdida de presión de los pozos de
producción de KINTERONI (pozos 1X, 2X y 3X) y poder cumplir con la presión de entrega de
1300psig (acuerdo contractual con Pluspetrol) en la planta de separación de Malvinas
propiedad de Pluspetrol. Si no se instala la planta, la producción decaería para mantener
las condiciones de entrada en Malvinas (ver Figura N°2).
Con la incorporación de esta planta no se incrementará el flujo de producción, el cual
permanecerá en 178MMSCFD. Esta estación de compresión es dedicada a la producción
de KINTERONI.
La estación de compresión será diseñada con los requerimientos de los estándares
nacionales, corporativos e internacionales; tomando siempre el más restrictivo en cuanto
a los criterios técnicos de diseño, contaminación ambiental, seguridad y operatividad.
La construcción de la estación se hará de manera modular de acuerdo a los
requerimientos de presión del sistema de transporte de gas.
Figura N°2: Perfil de Producción de Gas Natural
2.4. Alcance del Proyecto
El alcance del presente PMA comprende las actividades relacionadas a la Primera Etapa del Proyecto Estación de Compresión en Nuevo Mundo (Unidad 400).
La primera etapa, consistirá en la instalación y operación de (02) compresores reciprocantes de 2370 Hp en operación y un tercero con las mismas características en stand by, cada uno con sus respectivas facilidades y servicios auxiliares.
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2.5. Análisis de Alternativas
La evaluación de las alternativas de compresión se realizó para una operación hasta el año 8 de operación (2020). Para la selección del sistema de compresión más adecuado para el proyecto Kinteroni, se evaluó las siguientes seis alternativas: Cuadro N°1: Alternativas de compresión
Opción Compresión Generación
1 Compresor Reciprocante / Motor Eléctrico (5000 HP)
Turbogeneradores (2 x 7.965 kWe) + Motogeneradores black start (2 x 1.100
kWe)
2 Compresor Reciprocante / Motor Eléctrico (5000 HP)
Motogeneradores (3 x 3.110 kWe)
3 Compresor Reciprocante / Motor a Gas (4750 HP)
Motogeneradores (2 x 2.800 kWe)
4 Compresor Centrífugo / Motor Eléctrico (16,000HP)
Turbogeneradores (2 x 7.965 kWe) + Motogeneradores black start (2 x 1.100
kWe)
5 Compresor Centrífugo / Motor Eléctrico (16,000HP)
Motogeneradores (2 x 10.000 kwe + 2 x 3.110 kWe)
6 Compresor Centrífugo / Turbina a Gas (10,000HP)
Motogeneradores (2 x 3.110 kWe)
Cuadro Nº 2: Etapas
Etapa Pre - Operativa Etapa Operativa
INGENIERÍA CONFIABILIDAD
Civil DISPONIBILIDAD
Mecánica POTENCIA
Eléctrica / Electrónica MANTENIBILIDAD
PROCURA Frecuencia Mto Mayor (años)
LLI’s (Long lead ítems – equipo de larga entrega)
Condiciones Mto Mayor / Correctivo
Logística Complejidad de Mto
CONSTRUCCIÓN Personal
Civil Repuestos y herramientas
Mecánica Facilidades
Eléctrica / Electrónica OPERACIÓN
Soporte Vendors EFICIENCIA
CRONOGRAMA AMBIENTAL
INVERSIÓN COSTO ANUAL O&M
2.5.1. Criterios de Evaluación
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Cuadro Nº 3: Evaluación Pre - Operativa
Cuadro Nº 4: Evaluación Operativa
Adicionalmente a las evaluaciones realizadas en los cuadros 3 y 4; se tienen los siguientes
criterios de evaluación:
ETAPA OPERATIVA
CONFIABILIDAD
DISPONIBILIDAD
POTENCIA
MANTENIBILIDAD
Frecuencia Mto Mayor (años)
Condiciones Mto Mayor /Correctivo
Complejidad de Mto
Personal
Repuestos y herramientas
Facilidades
OPERACIÓN
EFICIENCIA
AMBIENTAL
COSTO ANUAL O&M
OPCION 1 OPCION 2 OPCION 3 OPCION 4 OPCION 5 OPCION 6
ETAPA PROYECTO
INGENIERIA
Civil
Mecánica
Eléctrica / Electronica
PROCURA
LLI's
Logística
CONSTRUCCION
Civil
Mecánica
Eléctrica / Electronica
Soporte Vendors
CRONOGRAMA
INVERSION
OPCION 1 OPCION 2 OPCION 3 OPCION 4 OPCION 5 OPCION 6
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La opción 2 de generar con motogeneradores para mover compresores reciprocantes,
queda descartada porque es una versión más compleja de comprimir con
Motocompresores.
Los compresores centrífugos requieren que se recircule mucho gas en los primeros años
de operación ya que no tienen mucha flexibilidad por el amplio rango de operación que se
requiere.
Conforme a lo indicado, las opciones finales de evaluación son las opciones 1 y 3, que de
acuerdo a los cuadros de evaluación 3 y 4, se verifica que lo mejor es operar con la
opción 3, ya que el proyecto está en proceso de crecimiento y no tiene la magnitud
final del proyecto del lote 57, esto además de los beneficios ambientales y
mantenibilidad del proyecto.
2.6. Diseño del Proyecto
2.6.1. Ubicación del Proyecto
La Estación de Compresión de Nuevo Mundo (U-400), se ubicará dentro de las facilidades
existentes del Campamento Base Nuevo Mundo, ocupando un área aproximada de
7 500 m2 que se encuentra disponible dentro del área industrial de Nuevo Mundo, por lo
que ya no se requiere realizar deforestación del área. Ver mapa de Localización
(Anexo “A”) y plano de distribución del proyecto propuesto para la primera etapa de
compresión (Anexo “B”).
Asimismo cabe señalar que el campamento Base Nuevo Mundo se ubica dentro del
territorio la Comunidad Nativa de Nuevo Mundo, en el distrito de Echarate, provincia de
La Convención, departamento de Cusco. (Ver mapa de ubicación – Anexo “C”).
Las coordenadas UTM de la estación de compresión son las siguientes:
Coordenadas: N: 8,723,350.06 E: 701. 885.87
Altura: 365 msnm
2.6.2. Situación Actual del Predio
El predio donde se construirá la Estación de Compresión tendrá un área aproximada de
7500 m2, actualmente en éste predio se encuentran en construcción las siguientes
facilidades: Sala de control, sala de controladores de procesos (Delta V), centro de control
de motores, laboratorio, facilidades de producción (tratador de gas combustible,
compresores de aire de instrumentos, generadores, manifold de producción, dos trampas
receptoras y una trampa lanzadora de PIG inteligentes y de limpieza, sistemas de alivios de
presiones, el flare, entre otros más).(Ver Anexo 2.2: Fotografías Actuales del Predio).
Cabe señalar que la instalación de las facilidades mencionadas fue aprobada como parte
del Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto de Desarrollo del Área Sur del Campo
Kinteroni, con fecha 02 de agosto del 2011 mediante R.D. Nº 223-2011-MEM/AAE.
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2.6.3. Cronograma del Proyecto
A continuación se presenta el cronograma de ejecución del proyecto para la primera etapa.
ETAPAS
AÑO 1 AÑO 2
M 1
M 2
M 3
M 4
M 5
M 6
M 7
M 8
M 9
M 10
M 11
M 12
M 1
M 2
M 3
M 4
M 5
M 6
M 7
M 8
M 9
M 10
M 11
M 12
Primera Etapa
Movilización Inicial
Obras Civiles
Inst. Prefabricados
Mecánica y Eléctrica
Montaje Compresor y Generador
Precomisionado
Comisionado
Puesta en marcha
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2.6.4. Normativa, códigos y estándares
La Estación de Compresión se construirá y operará bajo los lineamientos de los siguientes
códigos y estándares nacionales e internacionales:
Tabla Nº 1
TEMA CÓDIGO O NORMA
Unidades de Medida Repsol requirement
Cerramiento de Paneles NEMA 250
Equipos Eléctricos NFPA 70 National Electrical Code
Diseño de Válvulas de Control ISA S75.01
ANSI B16.34 / ANSI FCI 70-2
API 550
IEC 60534
Diseño Placa Orificio
Diseño Medidores Ultrasónicos
Diseño de Medidores Turbina
AGA Report 3
AGA Report 8
AGA Report 9 (Draft)
AGA Report 7
Cálculos de medición de Caudal
AGA Report 3, 5, 7, 8, 9,10 API – MPMS Chapter 21
P&IDs ISA S5.1
Hoja de datos de Automatización
ISA S20
Instalación de Instrumentos API RP 551
Sistema de Gas API 6D - Pipeline Valves. End Closures. Connectors and Swivels.
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII.
API RP 520 Válvulas de alivio
API RP 521 Sistemas de despresurización (venteo) y quemado de gases
Sistema de Servicios ANSI B31.1 & ANSI B31.8
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII.
Sistema de agua y drenajes cloacales
UPC: Uniform Plumbing Code – International Conference of Building Officials
Instalación Eléctrica General NFPA 70 - National Fire Protection Association (National Electrical Code)
American Petroleum Institute (API) - Recommended Practice #500 and 540
Equipos Eléctricos y de Underwriters Laboratories (UL) - Factory Mutual (FM)
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Automatización National Electrical Manufacturers Association (NEMA):
NEMA/ANSI MG 1 - Motors & Generators
NEMA ICS 1 - Gral. Stds. for Industrial Control and Systems.
NEMA ICS 2 - Industrial Control Devices
NEMA ICS 3 - Industrial Systems
NEMA VE 1 - Metallic Cable Tray Systems
NEMA PB 1 - Panelboards
NEMA ST 20 - Dry-type transformers for General Applications
NEMA 250 Enclosure for electrical equipment (1000 V maximum)
UL 1561 Standard for dry type general purpose and power transformer
IEEE C57 Standard Test code for Dry – type Distribution and Transformer
Clasificación de áreas API RP 500
Diseño Eléctrico Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE)
ANSI/IEEE Std. 141 - Electric Power Distribution for Indust. Plants
ANSI/IEEE Std. 142 - Grounding of Indust. and Comm. Power Systems
ANSI/IEEE Std. 446 - Emergency and Standby Power
ANSI/IEEE Std. 80 – Safety in AC Subtation Grounding
IEC62305-1-2-3-4, Protection against lighting
IEC61643-1 Low-Voltage surge protective devices
NFPA 780: Standard for the Installation of Lightning Protection Systems
CNE: Código Nacional de Electricidad del Perú
Diseño Civil& Estructuras
Sistemas de agua , drenajes cloacales e instalaciones auxiliares
RNC Reglamento Nacional de Construcciones del Perú – Cámara Peruana de la Construcción
UBC Uniform Building Code
ASTM
ACI: American Concrete Institute
ACI 318 Building Code Requirements for Reinforced Concrete.
AISC: American Institute for Steel Construction
ASTM: American Society of Testing and Materials
AWS: American Welding Society
Equipos Mecánicos
API 613- Special Purpose Gear Unit
API 614- Lubrication, Shaft Sealing & Control Oil System
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API-11P/618 - Reciprocant compressor.
API-661- Air-Cooled Heat Exchanges for General Refinery Services.
API-670 - Vibration, Axial Position and bearing temperature monitoring System.
API-671 - Special purpose coupling for Refinery Services.
AGMA - American Gear Manufacturers Association
ASME Code Section VIII Div. 1 (pressure vessels).
ASME Code Section IX (welding qualifications).
ANSI - American National Standards Institute.
AWS - American We1ding Society.
ASTM - American Standard for Testing and Materials
NEMA - National Electrical Manufacturer's Association.
NEC - National Electrical Code.
NFPA – National Fire Protection Association.
API 672, compresores para aire de instrumentos
DS N°062-2010-EM, límites máximos permisibles para las emisiones gaseosas y de partículas del subsector hidrocarburos
Tuberías DECRETO SUPREM0 081-07-EM Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por ductos.
ASME B31.3 For Compression Station Facilities
ASME B31.8: Gas Transmission and Distribution Piping Systems
API 5L: Line Pipe
NACE SP 0169 (control de corrosión externa).
NACE RP 0193 (protección catódica externa de fondo de tanques de almacenamiento metálicos).
Revestimiento: DIN 30670, CAN Z245.20/Z245.21.
NACE SP 0106 (control de corrosión interna en tuberías)
Fuente: Documento Interno REPSOL
Además se considera la normativa nacional relacionada a las características del Proyecto,
DECRETO SUPREM0 081-07-EM Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por
ductos.
DECRETO SUPREMO Nº 015-2006-EM – Reglamento para la Protección Ambiental
para las actividades de Hidrocarburos (Perú)
DS051-93-EM - Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de
Hidrocarburos
NACE SP0575-2007 (Protección catódica interna de recipientes de tratamiento de
petróleo).
ISO 9223 (corrosividad de la atmosfera)
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IRI (internacional Risk Insure) o similares para el espaciamiento de equipos y áreas
en plantas
2.6.5. Descripción de la Primera Etapa (Características de la Estación de Compresión)
La primera etapa de construcción consistirá en la instalación de compresores de 2370Hp
cada uno con sus respectivas facilidades y servicios auxiliares.
El gas con condensados proveniente de los pozos de KINTERONI, llegará a las instalaciones
Nuevo Mundo hasta el Slug Catcher en donde se separará el gas y el líquido. La capacidad
del Slug Catcher estará diseñado para el caso más crítico (arrastre de líquidos durante
limpieza del flowline). La fase gaseosa que sale del Slug Catcher, va hacia el sistema de
filtrado y después hacia los compresores. Debido al incremento de presión en los
compresores el gas incrementa su temperatura por lo que se tiene que enfriar el gas en
los Aero refrigerantes. El gas enfriado debe pasar por un separador antes de ingresar al
flowline. La fase líquida de salida del Slug Catcher, se reinyectará al flowline uniéndose con
el gas proveniente de los compresores. Las purgas de líquidos de los filtros y separadores
se recolectarán y reinyectarán en el flowline.
La planta compresora requerirá servicios auxiliares para su operación como son los
siguientes:
Generación eléctrica.- Se estiman requerimiento de 250Kw de potencia para la operación.
El campamento actualmente trabaja con generadores a diesel con una demanda que se
prevé de 700Kw, por lo que la potencia de la planta que se instalará será de 2000Kw
mediante dos motores a combustión de 1100Kw cada uno mas uno en stand by.
Aire de instrumentos.- Se realizará la ampliación del sistema existente de aire de
instrumentos que forma parte de la U-300.
Gas combustible.- Se instalará un nuevo Skid de gas combustible para la capacidad de los
nuevos requerimientos (moto compresores y moto generadores)
Sistema de recolección de drenajes.- Se realizará la ampliación del sistema de recolección
de drenajes que forma parte de la U-300.
Sistema de recolección de alivio de presión y venteos.-El nuevo cabezal recolector de los
alivios se conectará al sistema de alivio existente.
Sala de control.- El sistema de control de las nuevas instalaciones se instalará en la sala de
control existente por lo que solo se harán modificaciones y ampliaciones en el interior.
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MCC (centro de control de motores).- Se analizara la factibilidad de la instalación de los
nuevos tableros eléctricos en el MCC existente que forma parte de la U-300, caso
contrario se construirá uno nuevo.
Redes de agua potable y drenajes domésticos.- Se construirá un sistema de drenajes para
las instalaciones nuevas que se vincularán a las existentes de las U-300.
Drenaje pluvial.- Se construirá un sistema de drenaje pluvial para las instalaciones nuevas
que se vincularán a las existentes de las U-300.
Accesos.- Se construirá nuevos accesos y salidas de acuerdo a un estudio de evacuaciones
en casos de emergencia y facilidades de mantenimiento.
Sistema fire and gas.- La planta contará con un sistema de detección de gas y fuego; las
cuales formarán parte del sistema de control de seguridad de la planta, este sistema se
vinculará al existente en la U-300.
CCTV (Circuito cerrado de televisión).- Se colocará un nuevo sistema de CCTV el cual será
vinculado al sistema existente en la U-300.
Fire and gas.- Las nuevas unidades contarán con sistemas de detección de llama y gas. Los
cuales serán vinculados al sistema de seguridad existente de la U-300.
Edificios.- Se construirá nuevos edificios para contener a los compresores y los
motogeneradores de tal manera que se disminuya el ruido hacia los alrededores. La sala
de control, taller de mantenimiento, alojamientos, etc seguirán siendo los mismos de las
actuales instalaciones.
2.6.5.1. Equipos principales y servicios auxiliares
Los equipos principales que formarán parte de la primera etapa del proyecto son los
siguientes:
03 Motocompresores reciprocantes de 2370Hp cada uno (dos en servicio y otro en
stand by)
03 Motogeneradores de 1,1MW cada uno (dos en servicio y otro en stand by)
01 Slug Catcher de 1200 barriles de capacidad de acumulación de condensados.
02 Bombas de reinyección de condensados (uno en servicio y otro en standby)
01 Skid de gas combustible
01 scrubber
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2.6.5.2. Filosofía de Control y seguridad
La planta está equipada con un sistema de seguridad que permita efectuar una parada
de planta ante las emergencias, evitando riesgos a los operadores, equipos y
medioambiente.
Para ello las ubicaciones seguras de cada equipo se realizarán conforme a un estudio de
riesgos a realizarse durante la ingeniería en el cual se analizará casos de incendio y
deflagraciones.
Las estructuras civiles y metalmecánicas, se diseñarán conforme a las recomendaciones
sísmicas de la zona de construcción.
Para el sistema de control seguro el diseño contempla un estudio SIL.
En caso de fuego la planta será capaz de ser despresurizada en 15min.
En caso de paradas de emergencia sin la presencia de fuego, se cerraran las válvulas de
ingreso y salida de la planta compresora.
Todas las instalaciones contarán con sistema de CCTV, detección de fuego y gas,
extintores a base de espuma y protección de estructuras contrafuego.
El sistema de control estará protegido con FM 200 y los cuartos eléctricos con sistemas
de extinción a base de CO2.
2.6.5.3. Análisis de riesgos
Se determinó la posibilidad de una fuga de gas con la consecuente deflagración
pudiendo generar fuego dentro del área de procesos, por lo que se recomienda hacer
un análisis más detallado en la etapa de ingeniería básica.
El layout planteado (plano de distribución – anexo “B”) contempla una distribución
preliminar de planta que contempla minimizar los riesgos ante posibles eventos de
fuego y deflagraciones.
A continuación se lista los principales eventos analizados que se podrían generar
durante la etapa de operación:
Subsistema Riesgo Consecuencia
General Terremoto
Caída de rayos
Desborde de Rio
Daños mecánicos a equipos, estructuras y personas. Para el caso de inundaciones por desborde del río la probabilidad es baja debido a que los registros de los últimos20 no muestran desbordes del río en la zona.
Rack de tuberías Fugas por agujeros
Rotura de tuberías
Vibración debido a bolsones de
Dispersión de gas
Jet fire y deflagración
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líquidos
Slugcatcher Corrosión/erosión
Exceso de liquido
Dispersión de gas
Jet fire y deflagración
Golpe de ariete y rebose de líquido en línea de gas
Separador de gas Ingreso de líquido en línea de gas Ingreso de líquido en el compresor
Compresores Exceso de gas en el ingreso
Fuga de gas en el cuarto de generación
Presencia de líquidos en el ingreso de gas
Fuga de gas en el sistema de enfriamiento
Alta vibración
Exceso de aceite
Falta de aceite
Rotura de válvulas, etc
Perdida de producción
Dispersión de gas
Jet fire y deflagración
Golpe de ariete y rebose de líquido en línea de gas
Daños a la persona y equipo
Generadores Exceso de gas en el ingreso
Fuga de gas en el cuarto de generación
Presencia de líquidos en el ingreso de gas
Perdida de producción
Dispersión de gas
Jet fire y deflagración
Ingreso de líquido en generadores
Golpe de ariete
Daños a la persona y equipo
Sistema de gas combustible Ingreso de líquido en línea de gas Ingreso de líquido en generadores y motores a combustión
Para los riesgos preliminares detectados en esta fase de la ingeniería y las nuevas que se
detecten en la ingeniería básica, se analizará las salvaguardas necesarias para cubrir las
deficiencias.
No se han indicado otros riesgos que imposibilitarían el proyecto debido a que estos son
más de responsabilidad administrativa de REPEXSA, como son:
Demoras de proveedores
Perdidas en el transporte
Disminución de nivel de ríos, durante transporte de equipos
Levantamiento de comunidades
Inundaciones en zona de trabajo
Demoras por permisos ambientales y de construcción
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Fallas de equipos durante construcción
Accidentes varios durante la construcción
2.6.5.4. Requerimientos de Insumos
Para la operación normal de la planta de compresión se requerirá de los siguientes
insumos y materiales:
- Aceites lubricantes y grasas
- Refrigerante (glicol)
- Elementos filtrantes
- Trapos y elementos para limpieza durante los trabajos de mantenimiento
Tanto sólidos como líquidos de desecho serán recolectados y enviados a disposición de
terceros para su tratamiento.
2.6.6. Fases del Proyecto
El presente proyecto comprende tres (3) fases, cada una de ellas con sus respectivas
actividades, las cuales se pueden identificar de la siguiente manera:
2.6.6.1. Fase de Construcción
Para la ejecución de la construcción REPSOL contratará los servicios de una empresa
especializada en contratos EPC, para que se encargue de la ingeniería de detalle, la
compra de equipos menores y materiales así como de la construcción. Para la supervisión
de la construcción, REPSOL contratará los servicios de un tercero que se encargará de la
revisión de la ingeniería, supervisión de la obra y control de calidad.
La construcción se realizará tomando en cuenta la seguridad y salud de la fuerza laboral
evitando afectaciones al medio ambiente y comunidad de Nuevo Mundo.
Se manejará el concepto de disminuir los trabajos en campo, es decir de preferencia las
instalaciones serán pre-fabricadas.
Para facilitar la instalación y los trabajos civiles los equipos principales, vendrán montados
sobre un skid previamente probados en fábrica.
El campamento del constructor se instalará en las áreas libres determinadas por REPSOL a
fin de minimizar la deforestación; estos serán módulos prefabricados de fácil instalación.
Los requerimientos de agua así como los vertimientos de aguas domesticas del
constructor se realizarán en puntos aprobados por los permisos ambientales de REPSOL. El
campamento se ubicará a 200m de la zona de construcción en las coordenadas 8723100N,
701900E. Esta zona corresponde al área del campamento de construcción de las
facilidades de Nuevo Mundo por lo que no será necesario deforestar nuevas áreas.
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Los residuos sólidos generados durante la construcción serán llevados a los almacenes de
residuos de la base logística e incinerados (coordenadas del incinerados y almacén:
8722655N, 702051E
El suministro de los agregados se realizará de las canteras existentes en la base Nuevo
Mundo, previamente aprobadas de mutuo acuerdo con la comunidad.
El transporte del personal desde Lima hasta Nuevo Mundo se realizará mediante vía aérea
a cargo de REPSOL. El transporte materiales, alimentos, equipos, herramientas y demás
carga; será trasladada vía río desde los puertos de Pucallpa (equipos menores que puedan
ser transportados vía camión plataforma desde Lima a Pucallpa) o Iquitos (equipos
importados de gran tamaño que no puedan ser transportados vía carretera desde Lima a
Pucallpa).
El transporte por río se realizará de preferencia entre los meses de Noviembre a Marzo.
La maquinaria pesada requerida se calculará una vez culminado la ingeniería de detalle
que determinará los volúmenes de materiales a mover de acuerdo al cronograma de
construcción requerido por REPSOL.
El pre comisionado, comisionado y arranque de la planta será soportado por los
fabricantes de los equipos.
Histograma de personal durante construcción:
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Personal durante construcción
Personal
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Se estima tener un pico máximo de 400 personas laborando, debido a que las actividades
van a ser de carácter técnico no se va a requiere de mano de obra no calificada (personal
de las comunidades).
De acuerdo con el cronograma de actividades, la construcción tiene las siguientes etapas:
Movilización de equipos de construcción así como materiales desde Lima hasta
Nuevo Mundo.
Construcción del campamento de contratistas, así como las instalaciones
eléctricas, agua y de drenajes domésticos.
Nivelación del terreno y topografía
Construcción de cimentaciones de equipos y tuberías
Construcción de edificios
Montaje de equipos y tuberías
Instalaciones eléctricas y de control de planta
Sistemas de drenaje, pintura, señalización, etc.
Precomisionado, comisionado y arranque de planta.
2.6.6.2. Fase de Operación y Mantenimiento
El diseño de la planta es para operar con una disponibilidad del 98%, para ello se están
considerando equipos en stand by para que puedan entrar en servicio en caso dejen de
operar el equipo principal.
Los equipos estarán debidamente instrumentados para operar dentro de los parámetros
recomendados de operación.
El gas a comprimir estará debidamente libre de líquidos y sólidos que afecten la operación
de los compresores.
La temperatura de descarga de gas está dentro de los límites recomendable de operación
de cada instalación.
El personal de operación y mantenimiento será capacitado para la operación segura de la
planta y participarán de la etapa de construcción para la familiarización de las
instalaciones.
A lo largo de la construcción los manuales de operación, procedimientos de
mantenimiento y listados de repuestos serán recolectados, clasificados y estudiados para
preparar la logística, planes de mantenimientos y entrenamientos del personal.
El personal debidamente capacitado se incorporara durante las etapas de precomisionado
y comisionado.
Plan de Manejo Ambiental Estación de Compresión Nuevo Mundo – Primera Etapa 32
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La planta compresora tendrá un plan de mantenimiento mixto basado en el
mantenimiento preventivo y un plan de reparaciones fijo recomendado por el fabricante
de los equipos tomando en cuenta los mantenimientos mayores como los overhauls.
El personal que va a operar la planta es el mismo de las instalaciones actuales, por lo que
ocupará el mismo campamento y las mismas oficinas designadas en la base logística y área
de procesos.
2.1 Operación
El gas con condensados provenientes de los pozos de Kinteroni, se deberán entregar
en Malvinas (propiedad de Pluspetrol) pasando por Nuevo Mundo.
La presión acordada de llegada de gas a Malvinas es de 1300psig, para lo cual se
requiere tener en Nuevo Mundo 1950psig.
El gas llegará a Nuevo Mundo inicialmente a una presión de 1950psig pero disminuirá
hasta 200psig producto de la perdida de presión de los pozos. Para poder mantener la
presión de llegada a Malvinas se requiere de compresores en Nuevo Mundo con la
finalidad de mantener la presión de salida en 1950psig.
El gas con condensados, pasará a través de un separador de líquidos (Slug Catcher) en
donde se acumularán los líquidos. El gas aún con condensados pasarán a través de un
scrubber y filtros para mejorar la separación de líquidos y así poder obtener un gas lo
suficientemente seco como para poder comprimirse en los compresores. Los que se
obtengan en los separadores serán reinyectados.
Parte del gas de salida del Slug Catcher, pasara por el tratador de gas para
acondicionarlo como Fuel Gas y de esa manera pueda servir como gas combustible
para los motogeneradores y los motores de los compresores.
La planta contará con toda la instrumentación necesaria de tal manera que pueda ser
monitoreada y operada desde la sala de control. El sistema de control cuenta con un
sistema de control tipo SCADA, el cual también maneja el almacenamiento de
parámetros de operación.
2.2 Mantenimiento
Los compresores y generadores estarán dentro de un hangar insonorizado. Dicho
hangar contará con un puente grúa para la manipulación de los equipos.
Todos los trabajos de reparación se realizarán dentro del taller de mantenimiento que
se encuentra fuera de la planta (el taller forma parte de las instalaciones existentes).
Los equipos principales (compresores y generadores) contarán con sensores de
vibraciones, temperatura, etc para monitorear la performance del equipo.
Plan de Manejo Ambiental Estación de Compresión Nuevo Mundo – Primera Etapa 33
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Todos los instrumentos de campo tendrán un sistema de autodiagnóstico para
determinar cualquier anomalía y poder hacer la intervención del equipo.
Los equipos eléctricos contarán con todos los sistemas protección para trabajar
incluyendo en zonas de riesgos de explosión.
La filosofía de mantenimiento tendrá como premisa tener una baja tasa de trabajos
por mantenimiento correctivo, es decir el mantenimiento será preferentemente
predictivo.
Los trabajos de mantenimiento serán programados y entregados mediante órdenes de
trabajo para que la contratista de mantenimiento las realice. Todas las intervenciones
serán registradas en una base de datos generándose un historial que normalmente
incluye por ejemplo, cambio de piezas, reparaciones, etc.
2.3 Control anual de emisiones gaseosas
Como parte de normativa interna de Repsol este proyecto ha sido evaluado
considerando como criterio de selección de tecnología, la que genere menor cantidad
de emisiones gaseosas a la atmosfera y las que propicien una eficiencia energética.
Las emisiones gaseosas que se generen como parte de las actividades de operación de
la estación de compresión, están consideradas por las normativas internas de Repsol a
ser susceptibles de monitorearlas, para tal motivo se le establecerá una frecuencia de
monitoreo de emisiones gaseosas (Ver Programa de Monitoreo Cap.6).
Los resultados del monitoreo a las emisiones deberán ser menores a lo pide la
normativa nacional correspondiente, DS N° 014-2010-MINAM, Límites Máximos
Permisibles (LMP) para las Emisiones Gaseosas y de Partículas de las Actividades del
Sub Sector Hidrocarburos.
2.6.6.3. Fase de Abandono
Luego del periodo de operación, se procederá a realizar el abandono de la estación de
compresión, el cual consistirá en lo siguiente:
Se drenará todo líquido contenido en el sistema, para la disposición por terceros.
Desmontaje de los equipos (compresores, generadores, bombas, etc) y tuberías,
válvulas, recipientes, etc para su disposición a terceros
Demolición de estructuras de concreto y tapado de toda zanja o excavación que
haya existido para instalar algún equipo o tubería.
Luego de la remoción se procederá a la dejar el área a las condiciones en las cuales
se encontró, reforestando el área con vegetación de la zona.
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El abandono del campamento del contratista consistirá en la reforestación de la zona,
no hay otra actividad debido a que el campamento es desmontable, no habrá
estructuras de concreto que demoler ni tuberías enterradas que retirar.
Asimismo, de acuerdo al “Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades
de Hidrocarburos” (D.S. N° 015-2006-EM), cuando el titular haya tomado la decisión de
dar por terminada sus actividades de hidrocarburos, deberá comunicarlo por escrito a
la DGAAE. Dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguiente deberá
presentar ante la DGAAE un Plan de Abandono, donde se indique acciones de
descontaminación, restauración, reforestación, retiro de instalaciones y otras que sean
necesarias para abandonar el área, así como el cronograma de ejecución.