diciembre 2009 - OSINERGMIN Gas Natural

GERENCIA DE FISCALIZACIÓN DE GAS NATURAL
División de Producción, Procesamiento y Transporte
Informe de Supervisión y Fiscalización de los
Sistemas de Producción, Procesamiento y Transporte
de Gas Natural
Periodo: Diciembre de 2009
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
TABLA DE CONTENIDO
1.
OBJETIVO ______________________________________________________________________ 4
2.
EVENTOS SIGNIFICATIVOS EN EL PERIODO _________________________________________ 4
2.1.
3.
Certificación de Construcción del Ducto Principal de Perú LNG ____________________ 4
AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y
TRANSPORTE ___________________________________________________________________ 5
4.
ACCIONES REALIZADAS EN EL MES DE DICIEMBRE DE 2009 __________________________ 5
4.1.
4.2.
SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ______ 5
4.1.1.
Supervisión Operativa del Lote 88 (Cashiriari 1 y 3) - Pluspetrol Perú Corporation S.A. ___ 5
4.1.2.
Supervisión Operativa del Lote 56 – (Pagoreni A y B) ______________________________ 8
4.1.3.
Supervisión Operativa del Lote 31C – Aguaytia Energy del Perú S.R.L _________________ 9
SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL _ 10
4.2.1.
Supervisión Pre-Operativa de la Planta de Licuefacción Pampa Melchorita del Proyecto de
Exportación de GNL – Perú LNG S.R.L. _________________________________________ 11
4.2.2.
Supervisión Operativa de la Planta de Separación Malvinas - Pluspetrol Perú Corporation
S.A._____________________________________________________________________ 14
4.2.3.
Supervisión Operativa de la Planta de Fraccionamiento Pisco - Pluspetrol Perú Corporation
S.A._____________________________________________________________________ 14
4.2.4.
Supervisión Operativa de Lote 31C, Planta de Separación y Fraccionamiento - Aguaytía
Energy del Perú S.R.L. ______________________________________________________ 16
4.3.
SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR
DUCTOS ______________________________________________________________ 17
4.3.1.
Supervisión Pre-Operativa del Proyecto Sistema de Recolección e Inyección Cashiriari (Lote
88) - Malvinas ____________________________________________________________ 18
4.3.2.
Supervisión Pre-Operativa del Ducto Principal para el Proyecto de Exportación LNG – Perú
LNG S.R.L ________________________________________________________________ 19
4.3.3.
Supervisión Pre-Operativa de la Planta Compresora Chiquintirca ___________________ 22
4.3.4.
Supervisión Pre-Operativa del Proyecto del Loop de la Costa _______________________ 25
4.3.5.
Supervisión Pre-Operativa del Proyecto de Ducto de Uso Propio - EGESUR____________ 27
4.3.6.
Supervisión Operativa del Sistema de Transporte Aguaytía Energy (Sistema de Recolección
e Inyección y Ductos Principales). ____________________________________________ 28
4.3.7.
Supervisión Operativa del Sistema de Recolección y Reinyección San Martín Lote 88
(Flowlines) _______________________________________________________________ 29
4.3.8.
Supervisión Operativa del Sistema de Recolección y Reinyección Pagoreni Lote 56
(Flowlines) _______________________________________________________________ 29
4.3.9.
Supervisión Operativa del Ducto Principal de Punto de Derivación de Humay hasta Planta
de Fraccionamiento de Pisco ________________________________________________ 31
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Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
4.3.10. Supervisión Operativa del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos desde
Camisea hasta el City Gate __________________________________________________ 31
4.3.11. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Corporación Aceros Arequipa S.A. ___ 32
4.3.12. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Minsur S.A. _____________________ 33
4.3.13. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio Enersur S.A. _______________________ 33
4.3.14. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Kallpa Generación S.A. ____________ 33
4.3.15. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Perú LNG _______________________ 33
5.
RESULTADOS __________________________________________________________________ 35
5.1.
5.2.
REPORTES DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL 35
5.1.1.
Pluspetrol Perú Corporation S.A. _____________________________________________ 35
a.
Estadísticas de Producción de Lote 88 y Lote 56 _________________________________ 35
5.1.2.
Aguaytía Energy del Perú S.R.L._______________________________________________ 35
a.
Producción Neta y de Campo del Lote 31-C _____________________________________ 35
REPORTES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS
NATURAL _____________________________________________________________ 36
5.3.
5.2.1.
Pluspetrol Perú Corporation S.A. _____________________________________________ 36
a.
Estadísticas de Producción Planta de Procesamiento Malvinas _____________________ 36
b.
Estadísticas de Producción Planta de Fraccionamiento Pisco _______________________ 38
REPORTES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL
POR DUCTOS __________________________________________________________ 39
5.3.1.
Transportadora de Gas del Perú S.A. __________________________________________ 39
a.
Reporte de Operación del Transporte de Gas Natural (GN) ________________________ 39
b.
Reporte de Operación del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos de
Camisea a la Costa ________________________________________________________ 44
ANEXO 1
AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DPTN _______________________________________________ 47
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Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
INFORME DE SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN DE LOS SISTEMAS DE
PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL
SEGUNDO SEMESTRE 2009
1. OBJETIVO
El presente informe tiene por objetivo exponer el desempeño de la División de Producción,
Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural del
OSINERGMIN en la Supervisión Pre-Operativa y Operativa de los Sistemas de Producción,
Procesamiento y Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural (LGN), durante el
segundo semestre del año 2009, para verificar el cumplimiento de la normatividad, en los
aspectos técnicos, de seguridad y socio-ambientales de dichas instalaciones.
2. EVENTOS SIGNIFICATIVOS EN EL PERIODO
Al segundo semestre, ocurrieron los siguientes eventos significativos:
2.1. Certificación de la Construcción del Ducto Principal de Perú LNG
El día 02 de diciembre se firmó el contrato con la empresa ABS Group de México (ABS)
para la certificación de la construcción del Ducto Principal del Proyecto Planta de
Licuefacción de Pampa Melchorita. La certificación de la construcción del Ducto
Principal permitirá a OSINERGMIN otorgar el Informe Técnico Favorable para el inicio
de las operaciones del ducto. ABS inició sus labores de supervisión el 03 de diciembre.
2.2. Segunda Ampliación de la Planta Malvinas
El Proyecto de Ampliación de las Instalaciones dentro de la Planta de Malvinas,
contempla adicionar la capacidad de procesamiento de gas en 520 MMPCD,
incrementando así la capacidad total (nominal) de 1160 a 1680 MMPCD, estimándose
concluir el proyecto en el segundo trimestre del año 2012.
El 17-set, Pluspetrol presentó a OSINERGMIN la solicitud de ITF de instalación para la
Segunda ampliación de la Planta Malvinas.Para el mes de diciembre el EIA continúa en
evaluación por la DGAAE, por lo que se está a la espera de las primeras
observaciones.
Se realizó la audiencia Pública en la comunidad de Camisea el 25 de noviembre.
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Supervisión y Fiscalización
3. AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y
TRANSPORTE
El ámbito de la supervisión y fiscalización de la División de Producción, Procesamiento y
Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural se muestra en el Anexo 1.
4. ACCIONES REALIZADAS EN EL MES DE DICIEMBRE DE 2009
4.1. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
En la Tabla N° 1 se muestran las visitas de supervi sión acumuladas en el año 2009,
visitas a las empresas supervisadas del ámbito de la DPTN.
Tabla Nº 1.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ENERO -DICIEMBRE 2009
Unidad
Operativa
Técnica y
Seguridad
Medio
Ambiente
Comprobación
Especial
Total
Lote 56,
Pagoreni
6
4
0
9
Lote 56, Mipaya
2
2
0
4
Lote 88,
Cashiriari
12
10
0
18
Lote 88, San
Martín
6
3
0
9
Lote 31-C
4
1
0
4
30
20
0
50
Empresa
Pluspetrol
Perú
Corporation S.A.
Aguaytía Energy
del Perú S.R.L.
Total de Visitas Operativas en el
año:
A continuación se describen las actividades de Supervisión y Fiscalización, realizadas a
las instalaciones de las empresas supervisadas en el mes de Diciembre de 2009.
4.1.1. Supervisión Operativa del Lote 88 (Cashiriari 1 y 3) - Pluspetrol Perú
Corporation S.A.
En la visita de supervisión a las locaciones de Cashiriari 1 y 3 del Lote 88 se
efectuaron las supervisiones de los aspectos ambientales y de seguridad.
Cashiriari 1
En Cashiriari 1, se verificó las válvulas de superficie de control, las válvulas
laterales manual y automático, los indicadores de presión de cabeza de pozo y
de salida hacia el Flow Line, los detectores de gas instalado en cada Cellar y
dos detectores de flama instalado en los extremos de los Cellar que cubren
todo el área de los pozos, ante cualquier emergencia. Se visitó también, el área
de todas las instalaciones de facilidades de producción y el área del Shelter en
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Supervisión y Fiscalización
la cual se encuentra el sistema de control de todos los equipos de superficie en
optimas condiciones de operación además de contar
con sus respectivos
detectores de gas y detectores de flama que cubre toda el área de los
cellar.Los extintores portátiles y rodantes están en buenas condiciones,
distribuidos en toda la plataforma de Cashiriari 1, con su respectiva cartilla de
inspección y mantenimiento mensual , este fue realizado por última vez el 20
de Noviembre del 2009.
El estado de los pozos en Cashiriari 1 al 09 de Diciembre es el siguiente:
POZO
PRODUCCION (MMSCF)
CR1-1
86.72
CR-1001D
61.2
CR-1002D
CERRADO TEMPORALMENTE
CR-1003D
88.7
CR-1004D
60.9
CR-1CRI
CERRADO TEMPORALMENTE
Cashiriari 3
Se encuentran perforando el pozo denominado CR-1006D , que va a ser
productor , se encuentra a una profundidad de 3010 metros, según su
programa de perforación la profundidad estimada del pozo CR-1006D será de
3180 metros.
La compañía Brandt, continúa con la re-inyección de los cortes producidos del
pozo CR-1006D, se verificó la cantidad de recortes re-inyectada en el reporte
del 28 de Noviembre, un volumen de 30784 bbls de Slurry y un total de 50704
bbls de lechada de cortes de perforación. En la fosa de recepción del
remanente del cemento se detectó que el agua recibida contenía una nata que
hacia difícil su uso en la operación de inyección de recortes por lo que la
empresa Brandt está separando esta nata y depositándola en cilindros
metálicos para su traslado a Malvinas como residuos peligrosos, se solicitó su
análisis para ver su composición y su posible tratamiento, y la presentación de
la hoja MSDS del nuevo producto que ha incluido en la operación de
cementación del pozo. En la planta de tratamiento de efluentes líquidos de
Pluspetrol se encontró instalado un nuevo equipo que permitirá un mayor
tiempo de retención de los fluídos tratados antes de su descarga en la
quebrada piedras blancas, se
ha solicitado la documentación del nuevo
equipo y los resultados del monitoreo de los efluentes tratados.
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Supervisión y Fiscalización
El estado de los pozos al 04 de diciembre es el siguiente:
POZO
PROFUNDIDAD
TMD (m)
CR-3CRI
2100
SITUACION
TIPO
Concluido
Inyector de Cortes
CR-3ST2
2531
Concluido
Productor
CR-1005D
-
Sin Perforar
Productor
CR-1006D
3010
En perforación
Productor
CR-1007D
-
Sin Perforar
Productor
CR-1008D
-
Sin Perforar
Productor
Plataforma Cashiriari 1: Vista de la plataforma de
producción de los pozos en Cashiriari 1.
Plataforma Cashiriari 1: Vista del Manifold de
producción en donde se junta la producción de los
cinco pozos, ubicados en Cashiriari 1 y van hacia
Malvinas.
Plataforma Cashiriari 3: Vista de la plataforma de
perforación en Cashiriari 3
Plataforma Cashiriari 3: Vista del personal de
perforación, trabajando en la instalación del BHA
para realizar el corte de Core a la profundidad de
2979m.
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4.1.2. Supervisión Operativa del Lote 56 – (Pagoreni A y B)
En Pagoreni A, se verificaron las válvulas de superficie de control instaladas en
el cabezal de los pozos inyectores y productores, también se visitó el área del
Shelter en la cual se encuentra el sistema de control de todos los equipos de
superficie, se observó en la pantalla de control, que los volúmenes de
inyección en los pozos son: del pozo PAG-1004D es de 134.71 MMSCFD y del
pozo PAG-1005D es de 131.79 MMSCFD, se continúa re-inyectando el gas
proveniente de la producción de Cashiriari 1, y estos volúmenes inyectados
son compartidos con los pozos re-inyectores en San Martín 3.
En Pagoreni B, se verificaron las instalaciones de control de superficie de cada
pozo productor con sus respectivos indicadores de presión y detectores de
flama y gas. Se observó en la pantalla de control, que los volúmenes de
producción en los pozos son: en el pozo PAG-1001D es de 100.45 MMSCFD,
en el pozo PAG-1002D es de 99.82 MMSCFD y en el pozo PAG-1003D de
101.42 MMSCFD. Se encontraron todos los equipos en buen estado de
mantenimiento.
Plataforma Pagoreni A: Vista aérea de las
instalaciones de producción en la plataforma de
Pagoreni A, se observa con cerco perimétrico que
cubre toda las instalaciones, dos torres de pararrayos
para toda la plataforma de producción y se encuentra
limpio y ordenado
Plataforma Pagoreni B: Vista al personal haciendo
los mantenimientos preventivos de los pulsadores
de la válvula de bloqueo del sistema de producción
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Supervisión y Fiscalización
4.1.3. Supervisión Operativa del Lote 31C – Aguaytia Energy del Perú S.R.L
Se verificó el estado de los ductos, el manifold de la estación de Neshuya y
también el manifold de llegada del gas natural a la central térmica de Aguaytia
donde se observó que la tubería se encontraba falta de mantenimiento en el
tema de limpieza, en la visita de supervisión de los tramos de los ductos:
Planta de fraccionamiento - Neshuya y Neshuya - Planta de Curimaná se
encontró que el área donde se encuentra instalada la válvula del ducto de
líquidos de gas natural estaba totalmente ennegrecida por la quema de los
árboles y arbustos realizada por los propietarios de las áreas adyacentes.
En la visita de supervisión a los pozos productores e inyectores de gas natural,
en el Pozo N° 9 se encontró un equipo que estaba to mando presiones de
fondo a los pozos y era el último pozo en ser intervenido. Para este trabajo no
se ha consideró la protección del suelo de la plataforma ante posibles
derrames de hidrocarburos o fluidos contaminados, así mismo el winche del
equipo estaba instalado en la plataforma del camión que lo transporta, pero
esta plataforma está construida de madera y contaba con un techo de lona,
ambos materiales combustibles.
Lote 31C: Instalaciones de superficie en el Km 88
del ducto de GN hacia la Central Térmica de
Aguaytia.
Lote 31C: Instalaciones de medición del lado de
la Central Térmica de Aguaytia.
LOTE 31C: Instalaciones del gasoducto en el lado
de la supervisión, se encuentra sucio.
LOTE 31C: Trabajos de toma de registro en el
Pozo 9. No se observa protección impermeable
contra derrames
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Supervisión y Fiscalización
4.2. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL
En la Tabla Nº 2 se resumen las visitas de Supervisión Pre-Operativa, efectuadas por
la División de Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización
de Gas Natural acumuladas hasta el mes de Diciembre de 2009.
Tabla Nº 2.- VISITAS DE SUPERVISION PRE-OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE
PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO - DICIEMBRE 2009
Técnica y
Medio
Comprobación
Empresa
Unidad Pre-Operativa
Total
Seguridad
Ambiente
Especial
Aguaytía
Energy del
Consumidor Directo Aguaytía
1
0
0
1
Perú S.R.L.
Proyecto de Exportación de Gas
Perú LNG
Natural Licuefactado – Planta de
34
13
0
47
S.R.L.
Pampa Melchorita
Perú LNG
Proyecto de Explotación de la
0
6
0
6
S.R.L.
Cantera GNL-2
Total de Visitas Pre-Operativas en el año:
35
19
0
54
En la Tabla Nº 3 se resumen las visitas de Supervisión Operativa, efectuadas por la
División de Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de
Gas Natural acumuladas hasta el mes de Diciembre de 2009.
Tabla Nº 8.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS ACUMULADAS A INSTALACIONES DE
PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO – DICIEMBRE 2009
Técnica y
Medio
Comprobación
Empresa
Unidad Operativa
Seguridad
Ambiente
Especial
Pluspetrol Perú
Planta de Separación de Gas Natural
Corporation
8
5
0
de Malvinas
S.A.
Pluspetrol Perú
Planta de Fraccionamiento de LGN de
Corporation
8
3
0
Pisco
S.A.
Aguaytía
Planta de Procesamiento y
Energy del
4
1
0
Fraccionamiento Yarinacocha
Perú S.R.L.
Aguaytía
Lote 31C, Planta de Separación y
Energy del
0
3
0
fraccionamiento
Perú S.R.L.
Total de Visitas Operativas en el año:
20
12
0
Tota
l
13
11
5
3
32
A continuación se describen las actividades de Supervisión Pre-Operativa y Operativa,
realizadas a las instalaciones de la Tabla Nº 2 y 3 y efectuadas en el mes de Diciembre
de 2009.
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Supervisión y Fiscalización
4.2.1.
Supervisión Pre-Operativa de la Planta de Licuefacción Pampa Melchorita
del Proyecto de Exportación de GNL – Perú LNG S.R.L.
En el mes de DICIEMBRE se realizaron cuatro (4) visitas de supervisión al
Proyecto de Perú LNG para supervisar los aspectos Técnicos y de Seguridad y
una (1) visita por Medio Ambiente.
En cuanto al área de procesos, se encuentran realizando los trabajos
preliminares para la introducción del tamiz molecular dentro de los tres
deshidratadores ubicados en el área de Deshidratación del Gas Natural, en el
área de turbocompresores de propano y mezcla refrigerante se continúa con la
instalación de equipos de instrumentación.
Se ha realizado el montaje de las tuberías que se conectan con el
intercambiador de calor criogénico, de las unidades de remoción de gas ácido,
de deshidratación y del área de remoción de metales, se continúa con el
montaje de tuberías de conexión en el área de tratamiento de efluentes así
mismo se ha aplicado una manta de geomembrana en la poza de efluentes.
En los tanques T-3401 y T-3402 se ha proseguido con los trabajos de
instalación de instrumentos y equipos de iluminación asimismo se efectúo la
interconexión eléctrica de los motores de las bombas, continúan los trabajos de
instalación de canaletas y ajuste de estructuras y pasarelas, se completo la
inertización de los dos tanques con nitrógeno , la aplicación de pintura en los
tanques ha continuado en el tanque T-3401 se alcanzó un 100% de primer, un
98% de la segunda capa y un 90% de la pintura de acabado en el tanque T3402 se alcanzó un 100% de primer, un 98% de la segunda capa y un 80% de
la pintura de acabado, se ha completado en un 90% la instalación de los
canales de drenaje alrededor de los tanques .
En la zona del muelle en construcción y zona de playa, las actividades de
dragado han culminado al 100% y el Buque Draga de nombre Kaishuu ha sido
retirado del lugar al momento de la supervisión
El avance en la construcción del rompeolas era del 100% en material rocoso,
100% en BCRs de 8m3 y 90% de BSR’s de 5m3, se evidencio la construcción al
100% de la longitud total del rompeolas (800 metros lineales) así como de la
altura del rompeolas (11.0 m) de acuerdo al programa de construcción el
rompeolas estaría terminado en su totalidad el día a mediados de Diciembre.
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 1
AVANCE DEL PROYECTO DE LA PLANTA DE LICUEFACCION DE PERU LNG
AREA DE PROCESOS
AVANCE PROYECTO PAMPA MELCHORITA
AREA DE PROCESOS - Contratista CBI
120.0
100.0
% Avance
80.0
60.0
40.0
20.0
0.0
16-Ene-09
16-Feb-09
05-Mar-09
25-Abr-09
22-May-09
19-Jun-09
24-Jul-09
21-Ago-09
18-Set-09
Áreas Comunes
Área de Procesos
Servicios Industriales
Instal. Marínas
Edificios y Alojamiento
Total
23-Oct-09
20-Nov-09
18-Dic-09
Offsites + Tanques
GRÁFICA Nº 2
AVANCE DEL PROYECTO DE LA PLANTA DE LICUEFACCION DE PERU LNG
INSTALACIONES MARINAS
AVANCE PROYECTO PAMPA MELCHORITA
INSTALACIONES MARINAS - Contratista CDB
120.0
100.0
% Avance
80.0
60.0
40.0
20.0
0.0
16-Ene-09
16-Feb-09
05-Mar-09
Puente de Caballete
25-Abr-09
Dolphins
22-May-09
19-Jun-09
Plataforma de Carga
24-Jul-09
21-Ago-09
Molón
Quarry
18-Set-09
23-Oct-09
Rompeolas
20-Nov-09
Dragado
18-Dic-09
Total
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
PLANTA MELCHORITA: Trabajos preliminares
para la introducción del tamiz molecular en los
deshidratadores
PLANTA MELCHORITA: Tanque de
almacenamiento de refrigerantes.
PLANTA MELCHORITA: Vista panorámica de
turbocompresor de propano.
PLANTA MELCHORITA: Aislamiento con tres
capas de bloques de cellular glass para tubería
de transferencia a -160º C
PLANTA MELCHORITA: Vista de duque de
alba, gangway y soporte de monitor de C.I.
controlado remotamente.
PLANTA MELCHORITA: Ósmosis Inversa –
CB&I; vista que muestra el reservorio RES-25
donde se almacenan los efluentes tratados
producto de las Plantas de Tratamiento de aguas
residuales.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
PLANTA MELCHORITA: Puente de
caballetes - CDB, Vista que muestra el ala sur
del rompeolas terminada al 100%.
4.2.2.
PLANTA MELCHORITA: Puente de caballetes
- CDB, Vista que muestra el ala norte del
rompeolas terminada al 100%
Supervisión Operativa de la Planta de Separación Malvinas - Pluspetrol
Perú Corporation S.A.
La visita de supervisión tuvo como objetivo verificar el cumplimiento normativo
de los aspectos ambientales y técnicos de seguridad en la Planta.
Durante la visita de supervisión se verificó la operatividad del sistema Deluge
de la esfera, accionándolo de modo manual (en campo) y de modo remoto
(sala de control) obteniéndose resultados satisfactorios, se verificaron también
que los tanques de agua contra incendio estaban a su máximo nivel antes de la
prueba, asimismo, la presión de la red se mantuvo en promedio de 150 psig
durante el tiempo de prueba, en cuanto a los trabajos relacionados de la nueva
unidad deshidratadora se verificó que está culminándose la losa y las bases
para los equipos de la unidad deshidratadora.
Continúa efectuándose, la instalación de las losas de concreto para la
impermeabilización; en el área de procesos este trabajo ha concluido sin
embargo, continúa pendiente la instalación de las losas de concreto en el área
del sistema de venteo.
Se presenció la práctica del simulacro de derrames en el río Urubamba.
4.2.3.
Supervisión Operativa de la Planta de Fraccionamiento Pisco - Pluspetrol
Perú Corporation S.A.
Se visitaron las instalaciones del patio de tanques, se tomó conocimiento de los
diferentes sistemas de espuma utilizados en la planta así como los sistemas
Deluge utilizados en los tanques de diesel y nafta de la planta de
fraccionamiento 2, también se realizaron pruebas de Deluge y operatividad de
los detectores de gas y fuego en el área del Truck Loading , se presenció la
realización de la prueba de operatividad del sistema de diluvio ubicado en la Isla
1 en coordinación con la Sala de Control y Supervisor del área in situ; este
sistema tiene tres mecanismos de activación dos de forma manual y uno desde
sala de Control.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
Se efectúo la prueba de operatividad del detector de gas identificado con TAG
Nº AT-6040 ubicado en la Isla 1 utilizando un bombín de gas de prueba para lo
cual se solicitó a Sala de Control realizar una impresión en el momento de
activarse dicha alarma en su software de control Delta V, el LEL alcanzó valores
de hasta 160 regresando a -1 terminada la prueba indicando que los filtros no
se habían saturado, este detector esta setteado para emitir alarmas en el panel
en nivel alto a 20% LEL y nivel alto alto a 40% LEL.
También se efectuaron las pruebas en el detector de gas identificado con TAG
Nº BSH-6040 ubicado en la Isla 1 utilizando un emisor de luz UV-IR, las
pruebas se realizaron a distancias y ángulos diferentes según el alcance del
detector para lo cual también se solicitó a Sala de Control realizar una
impresión en el momento de activarse dichas alarmas.
PLANTA PISCO: Acumulador de espuma con
TAG Nº VBA-13080 utilizado para el Tanque de
Nafta TKBJ 13020, este cuenta con un sistema
de inyección de espuma con presión balanceada
que permitirá dosificar la espuma con un flujo
variable y regulable.
PLANTA PISCO: Monitor oscilante MO-028 con
su respectiva válvula deluge propia de todos los
monitores hidrantes de la Planta I la cual posee
una manivela de fácil operación ante un evento
de emergencia ubicado frente al tanque de Nafta
TKBJ-3020.
PLANTA PISCO: Prueba al detector de gas con
TAG Nº AT-6040 utilizando un bombin de prueba
en la Isla 1 de Abastecimiento de GLP.
PLANTA PISCO: Prueba de operatividad al sistema de
diluvio ubicado en la Isla 1 en la zona de Despacho de
GLP, la prueba se realizó activándose el control manual
a solicitud del Supervisor de OSINERGMIN, el resultado
de la prueba fue satisfactoria encontrándose operativa
todas las boquillas del mencionado sistema
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
4.2.4.
Supervisión Operativa de Lote 31C, Planta
Fraccionamiento - Aguaytía Energy del Perú S.R.L.
de
Separación
y
Se realizó la verificación de la operatividad de los detectores de gas en las
plantas de separación (Curimaná) y la planta de fraccionamiento de
(Yarinacocha) obteniéndose resultados satisfactorios en ambas plantas.
En la visita de supervisión a la planta de fraccionamiento de líquidos de gas
natural, se observó que varios equipos principales como los equipos del sistema
de enfriamiento de GLP, el separador de líquidos del gas para el quemador se
encuentran sin losas de concreto ni alcantarillado y el horno del sistema de hot
oil no cuenta con sistema de alcantarillado para la recolección de aguas de
lluvia contaminadas y su interconexión al sistema de tratamiento de estos
efluentes.
En la planta de separación de gas natural de Curimaná se hizo un recorrido por
toda la planta , viendo el trabajo de los equipos , desde el ingreso del gas y
condensado proveniente de los pozos del lote 31C pasando por el separador
trifásico, las torres de separación, el horno de aceite caliente, los compresores,
etc. Se observó que en el área de procesos continúan sin completar la
instalación de las lozas de concreto, en el almacén temporal de residuos se ha
detectado que el inadecuado almacenamiento de los residuos sólidos continúa
sin el mejoramiento solicitado, ya que las bolsas que contienen los residuos
están sobre el suelo debido a la falta de capacidad del almacén.
AGUAYTIA DEL PERU S.R.L: Vista de la Planta
AGUAYTIA DEL PERU S.R.L: Columna de
de Fraccionamiento de LGN en Yarinacochas.
reflujo para la condensación del GLP, no cuenta
con piso impermeable, ni alcantarillas.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
AGUAYTIA DEL PERU S.R.L: Almacén temporal
de residuos sólidos, se observa letreros indicando
el contenido de los envases.
AGUAYTIA DEL PERU S.R.L: Horno para
el calentamiento del aceite (hot oil) tiene piso
impermeable, pero no tiene alcantarillas.
4.3. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR
DUCTOS
En la Tabla Nº 7 se resumen las visitas de Supervisión Pre -Operativa efectuadas por
la División de Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización
de Gas Natural a las empresas de transporte de gas natural por ductos bajo el ámbito
de su competencia, acumuladas hasta el mes de diciembre de 2009.
Tabla Nº 7- VISITAS DE SUPERVISION PRE-OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE
TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR DUCTOS ENERO - DICIEMBRE 2009
Medio
Ambiente
Técnica y
Seguridad
Social
Total
4
2
5
11
21
64
16
101
Proyecto de Planta de Compresión en el Sistema de
Transporte de Gas Natural de Camisea hasta el City Gate
-
14
-
14
Proyecto del Loop de la Costa
2
15
2
19
Proyecto de Ducto de Uso Propio, EGESUR (en trámite
para construcción)
-
8
-
8
27
103
23
153
Empresa
Unidad Pre-Operativa
Pluspetrol
Perú
Corporation S.A.
Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección de Lote
88 – Cashiriari (en construcción)
Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado –
Ducto Principal (en construcción)
Perú LNG S.R.L.
de
ETransportadora
Gas del Perú S.A.
ETransportadora de
Gas del Perú S.A.
n
Ductos
Propio
de
Uso
Total de Visitas Pre-Operativas en el año:
l
La Tabla Nº8 se resumen las visitas de Supervisión Operativa efectuadas por la
División de Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de
Gas Natural a las empresas de transporte de gas natural por ductos bajo el ámbito de
su competencia, acumuladas al mes de diciembre de 2009.
Tabla Nº 8.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS ACUMULADAS A INSTALACIONES DE
TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR DUCTOS ENERO - DICIEMBRE 2009
Medio
Ambiente
Técnica y
Seguridad
Social
Total
-
6
2
8
4
1
5
10
Sistema de Recolección e Inyección de Lote 56 Pagoreni
5
1
5
11
Ducto Principal de Derivación de Humay hasta Planta de
Fraccionamiento de Pisco
-
-
-
-
Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos desde
Camisea hasta el City Gate
13
19
14
46
Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta
industrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
1
22
28
26
76
Empresa
Unidad Operativa
Aguaytía Energy
del Perú S.R.L.
Sistema de Transporte (Sistema de Recolección e
Inyección y Ducto Principal)
Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 – San
Martín
Pluspetrol Perú
Corporation S.A.
Transportadora
de Gas del Perú
S.A.
Corporación
Aceros Arequipa
S.A.
Minsur S.A.
Enersur S.A.
Kallpa
Generación S.A.
Perú LNG
Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta
industrial
Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta
Termoeléctrica.
Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta
Termoeléctrica.
Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a la
construcción de la Planta de PLNG
Total de Visitas Operativas en el año:
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
A continuación se describen las actividades de Supervisión Pre-Operativa
Operativa y Operativa
realizadas a las instalaciones en la Tabla Nº 7 y 8 en el mes de diciembre de 2009.
4.3.1.
Supervisión Pre-Operativa
Pre Operativa del Proyecto Sistema de Recolección e
Inyección Cashiriari (Lote 88) – Malvinas
El proyecto de Exploración–Explotación
Exploración Explotación del Lote 88, cuyo titular del contrato de
Licencia es la empresa Pluspetrol Perú Corporation S.A. actualmente se
encuentra en etapa de ampliación de sus instalaciones y dentro de sus
actividades programadas tiene a cargo
cargo la construcción del Sistema de
Recolección e Inyección de los Pozos Cashiriari 1 y 3 (Flowlines) hacia la
Planta de Separación de Malvinas.
En la Gráfica Nº 3 se presenta un diagrama esquemático del sistema de líneas
de conducción de Gas Natural Cashiriari – Malvinas.
GRÁFICA Nº 3
Durante el presente periodo se realizaron dos (2) visitas de supervisión, de las
cuales una (1) correspondió para verificar el cumplimiento de la normatividad
ambiental y una (1) el cumplimiento de los aspectos del tema social que abarca
a las zonas de influencia
inf
del proyecto.
KP 45+200: Reconformación del DdV
KP 44+820: Vivero con especies
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
forestales para el recalce del DdV.
KP 33+200: Reconformado del DdV con
corta corrientes altos.
4.3.2.
Zona de alije de las Motochatas en la confluencia
de los ríos Tambo y Urubamba.
Supervisión Pre-Operativa del Ducto Principal para el Proyecto de
Exportación LNG – Perú LNG S.R.L
El Proyecto de Perú LNG consiste en la construcción de un sistema de 408 km.
de gasoducto de 34 pulgadas de diámetro a alta presión para transportar 677
MMPCD de gas natural, desde un punto de toma en el Sistema de Gasoducto
de TGP existente, aproximadamente en el km 211, y terminando en una nueva
instalación de GNL construida aproximadamente a 170 km. al Sur de Lima en
la costa del Perú, en Pampa Melchorita.
Durante el presente periodo se realizaron nueve (9) visitas de supervisión, de
las cuales dos (2) correspondieron para verificar el cumplimiento de la
normatividad ambiental, cinco (5) el cumplimiento de la normatividad técnica y
de seguridad y dos (2) el cumplimiento de los aspectos del tema social que
abarca a las zonas de influencia del proyecto. Se incluye dentro de estas
visitas las dos (2) realizadas para efectuar las coordinaciones en campo que
centraliza la información de la Supervisión de las áreas técnica y seguridad,
medio ambiente y social de OSINERGMIN, así como con la información
recolectada de los representantes de PLNG en todo lo concerniente a la
construcción del gasoducto.
De las visitas realizadas, dos (2) fueron llevadas con el asesoramiento de la
Compañía Consultora de Petróleo para verificar las obras geotécnicas que se
desarrollan a lo largo del proyecto y uno (1) con el asesoramiento de la
Compañía Interinspect para verificar las labores de soldadura.
Todas las actividades constructivas han finalizado, quedando pendiente la fase
de Restauración. En el último mes avanzaron en las tres actividades que
quedaban pendientes: Paso del Chancho Calibrador (250.6 Km), Restauración
(26.9 Km) y Pruebas Hidrostáticas (11.2 Km).
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
En las Gráficas Nº 4 y 5 se muestra el porcentaje de avance de la construcción,
en cada etapa, hasta el día 30 de diciembre.
GRÁFICA Nº 4
GRÁFICA Nº 5
AVANCE DEL PROYECTO DUCTO PRINCIPAL DE PERU LNG
AVANCE DE CONSTRUCCIÓN DEL DUCTO PRINCIPAL DE PERÚ LNG
120%
110%
% de Avance
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
15-Mayo
1-Jun-09 26-Jun-09 13-Jul-09 30-Jul-09 03-Ago-09 10-Ago-09 31-Ago-09 25-set-09 02-Oct-09 28-Oct-09 16-Nov-09 20-Nov-09 30-Dic-09
Restauración (Restoration)
Soldadura (Welding)
Tapada (Backfilling)
Trazado Final (Survey)
Prueba Hidrostática (Hydrostatic Test)
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
KP 113+100: Prueba hidrostática de
KP 393 (Válvula 14): Personal de ABS
sección 29B.
supervisando instalaciones.
KP 309+540: Instalaciones de la Válvula
Nº 10
KP 73+400: Reconformación del DdV
KP 190: Caliper pig recepcionado
KP 73: DdV recompuesto y en proceso de
bioremediación con surco contracorriente
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
Cruce Río Yucay: Barreras geo-textiles para
retener los sedimentos de las constructivas del
cruce especial
4.3.3.
Comunidad Campesina Aquilla: Campo deportivo,
compromiso cumplido al 100% por PLNG con la
comunidad.
Supervisión Pre-Operativa de la Planta Compresora Chiquintirca
Dentro del alcance del proyecto de expansión del Sistema de Transporte de
Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate, TGP diseñó la Planta
Compresora de Chiquintirca, en construcción, ubicada en el distrito de Anco,
provincia La Mar y departamento de Ayacucho, a 350 m aprox. de la Estación
de Bombeo Nº 3 (PS3). Básicamente su diseño incluirá cuatro unidades
turbocompresores con sus filtros separadores, colectores de succión y
descarga, aeroenfriadores e instalaciones de servicios (sistemas de gas de
arranque y combustible, sistemas de aire comprimido, sistemas de gas de
potencia, sistema de generación eléctrico, sistemas de drenaje, edificios y
todos los sistemas e instalaciones requeridos para una operación totalmente
telecomandada de la estación compresora).
Durante el periodo de diciembre se realizaron cinco (5) visitas de supervisión
para verificar el cumplimiento de la normatividad técnica y de seguridad.
Además dentro de la visita realizada al Sistema de Transporte por Ductos de
TGP en el Sector Sierra para verificar el cumplimiento de la normatividad
ambiental se consideró en el alcance la supervisión de la Planta Compresora
de Chiquintirca.
La construcción de la Planta de Compresión de Chiquintirca tiene un avance
estimado de 97% y se ha programado para la primera semana de enero del
2010 la evaluación del desempeño de los parámetros de diseño del compresor
Dresser Rand, este avance muestra en la gráfica N°6 .
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 6
AVANCE DEL PROYECTO DE LA PLANTA DE
COMPRESION DE CHIQUINTIRCA
AVANCE DE LA PLANTA DE COMPRESIÓN DE CHIQUINTIRCA DE TGP
100%
90%
80%
% Avance
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
20-Ago-08 8-May-09 22-May-09 5-Jun-09 19-Jun-09 31-Jul-09 28-Ago-09 25-Sep-09 09-Oct-09 23-Oct-09 20-Nov-09 18-Dic-09 31-Dic-09
Obras Civiles
Estructuras Metalicas-Edificios
Montaje de Equipos
Piping
Avance General
Vista general de las instalaciones de la
Sistema de Filtración. Equipos principales:
Planta Compresora
Filtros F-3101-A/B/C.
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Supervisión y Fiscalización
Sistema de Medición y Regulación, Skid de
filtración, medición y regulación de gas
Turbina GT-3101-A/B/C/D y Compresor C-3101A/B/C/D. Los Turbocompresores A/B se encuentran
comisionados.
Compresores C-3210 A/B/C. Los
Talud Sur totalmente revegetado, sus
Compresores A/B se encuentran
defensas temporales “trinchos” serán
comisionados
retiradas.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
4.3.4. Supervisión Pre-Operativa del Proyecto del Loop de la Costa
Como parte del proyecto de expansión del Sistema de Transporte de Gas
Natural por Ductos de Camisea al City Gate, TGP ha diseñado una nueva
línea de transporte de gas natural, la cual se encuentra en etapa de
construcción denominada “Loop de la Costa”, que se instalará entre Pampa
Melchorita (KP 594+688) y la localidad de Chilca (KP 701+612), provincia de
Cañete, departamento de Lima. El ducto tiene una longitud de 104.8 km y un
diámetro de 24”. Este proyecto, junto con la Estación de Compresión de
Chiquintirca permitirá aumentar la capacidad hasta 450 MMPCD.
Durante el presente periodo se realizaron siete (7) visitas de supervisión para
verificar el cumplimiento de la normatividad técnica y de seguridad.
La construcción del Loop de Costa, tiene un avance estimado de 97%
mostrado en la gráfica N°7 y se destaca el término de la habilitación del último
tramo de 30Km del Loop de 24”, el mismo que ha entrado en operación
comercial el 30 de Diciembre. Con esto se ha completado la habilitación de los
105 Km del Loop los cuales actualmente se encuentran en operación
comercial.
Continúan los trabajos menores de interconexión al Sistema SCADA
programados para terminar en el mes de enero del 2010. Estos trabajos de
terminación no impiden la normal y segura operación del Loop.
GRÁFICA Nº 7
AVANCE DEL PROYECTO DE LOOP DE LA COSTA
AVANCE DE CONSTRUCCIÓN DEL LOOP COSTA DE TGP
120%
% de Avance
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Abr - 09
8-May-09 22-May-09 5-Jun-09 19-Jun-09 31-Jul-09 28-Ago-09 25-Set-09
9-Oct-10 23-Oct-09 20-Nov-09 18-Dic-09 31-Dic-10
Avance General
Asistencia de Procurement
Curvado y Soldadura (Bending and Welding)
Desfile (Stringing)
Zanja (Trenching)
Apertura DdV (Row Clearing & Grading)
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Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
Instalaciones del patín de regulación –
Prueba hidrostática del tramo KP 698 –
medición.
KP 699 del Loop Costa
Válvula XV 21007, locación en construcción
Válvula hot-tap en la línea de 18 pulgadas de TGP.
Al frente de esta (de color negro) se observa la línea
de 24 pulgadas (hot-tap).
Trabajos de instalación de la cámara de recepción
del Lopp Costaen el KP 699
Llegada del chancho de limpieza tras ser lanzado en
el Kp. 670. No se observan daños en su estructura.
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Supervisión y Fiscalización
4.3.5. Supervisión Pre-Operativa del Proyecto de Ducto de Uso Propio EGESUR
La Central Térmica Calana (hoy Central Térmica Independencia – EGESUR de
acuerdo a la Resolución Ministerial N° 554-2007-MEM -DM), está ubicada en el
distrito de Independencia, provincia de Pisco, departamento de Ica.
Mediante R.D. N° 163-2009-EM/DGH se modificó la aut orización para
instalación y operación de ducto de uso propio al Consorcio EGASA –
EGESUR otorgada mediante R.D. N° 141-2007-EM-DGH.
El ducto de uso propio para el transporte de gas natural solicitado por
EGESUR S.A. tiene las características siguientes:
Tabla Nº 7: Características del Ducto de EGESUR
Longitud
(metros)
Primer
Tramo
21.80
Diámetro
(pulgadas)
6”
Capacidad
de Diseño
30 MMPCD
Punto de Inicio
Junta Monolítica KP 527+400 del
Sistema de Transporte de Camisea
Coordenadas UTM:
8 485 853.369 N
398 039.283 E
Progresiva:
0+005.70
Segundo
Tramo
3,825.32
8”
30 MMPCD
Salida de Estación de
Regulación y Medición
Coordenadas UTM:
8 485 827.091 N
398 028.512 E
Punto Final
Ingreso a la Estación de Regulación
y Medición.
Coordenadas UTM:
8 485 833. 429 N
398 031.110 E
Central Térmica Independencia
Ingreso a Estación de Regulación y
Reparto
Coordenadas UTM:
8 483 587.480 N
395 259.466 E
Progresiva: 3+859.42
Las obras de construcción del ducto de uso propio, con un avance de 85% al
mes de agosto, se encuentran paralizadas, por la cancelación del contrato con
el constructor. Existe una demora del inicio de operaciones de la Planta
Termoeléctrica de Independencia, Pisco. OSINERGMIN durante la supervisión
de rutina verificó que efectivamente la obra está paralizada.
A la fecha, se encuentra pendiente:
• La certificación de la estación de regulación y medición (ERM) por parte
de TgP.
• La interconexión de los tramos de tubería con las instalaciones de
superficie.
No se realizó ninguna visita de supervisión, durante el mes de diciembre.
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Supervisión y Fiscalización
4.3.6. Supervisión Operativa del Sistema de Transporte Aguaytía Energy
(Sistema de Recolección e Inyección y Ductos Principales).
La empresa Aguaytía Energy del Perú S.R.L., sucursal del Perú, explota Gas
Natural extraído del Lote 31-C, en la provincia de Pucallpa, departamento de
Ucayali. El Gas extraído es tratado en la Planta de Gas de Curimaná, en donde
es separado en Gas Natural seco y Líquidos de Gas Natural. Los Líquidos de
Gas natural son transportados hacia la Planta de Fraccionamiento “Pucallpa”
donde se transforma en productos de utilidad comercial. De otra parte, el Gas
Natural es transportado hacia dos destinos: la Planta Eléctrica Aguaytía y la
Planta de Fraccionamiento; pertenecientes al grupo Aguaytía, para ser utilizado
como combustible.
Durante el presente periodo no se realizaron visitas de supervisión a este
sistema.
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Supervisión y Fiscalización
4.3.7. Supervisión Operativa del Sistema de Recolección y Reinyección San
Martín Lote 88 (Flowlines)
Pluspetrol Perú Corporation S.A., titular del contrato de licencia del Lote 88 y
como parte de sus actividades contractuales, realiza el transporte de gas
natural húmedo de los pozos San Martín a la Planta Malvinas y posterior
reinyección de gas natural seco a uno de los pozos. El sistema de flowlines se
encuentra operativo y consiste en una línea de 26.5 km desde Malvinas hasta
San Martín 1 y 9.5 km desde San Martín 1 a San Martín 3.
Durante el presente periodo se realizaron dos (2) visitas de supervisión para
verificar el cumplimiento de la normatividad ambiental.
KP 0+400, la revegetación arbustiva
Campamento en el KP 3+750, área de
sigue desarrollándose en buena medida
segregación de residuos sólidos.
4.3.8. Supervisión Operativa del Sistema de Recolección y Reinyección
Pagoreni Lote 56 (Flowlines)
El Lote 56, que involucra el yacimiento de gas de Pagoreni, inició la producción
comercial de gas y líquidos de gas el 11 de septiembre del 2008. Las
instalaciones de producción del Lote 56 comprenden una plataforma con tres
pozos productores, una plataforma con tres pozos inyectores y los ductos que
interconectan los pozos con la Planta Malvinas recientemente ampliada.
En la Gráfica Nº 8 se presenta un diagrama esquemático del sistema de líneas
de conducción de Gas Natural y Líquidos y Reinyección de Gas Pagoreni.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 8
Durante el presente periodo se realizaron dos (2) visitas de supervisión para
verificar el cumplimiento de la normatividad ambiental.
Equipo de contingencia de derrames de
KP 0+300, DdV revegetado
hidrocarburos en cuerpos de agua
predominantemente con “pajapichi”
KP 11+750, desarrollo de las especies forestales
aplicadas en el recalce de la revegetación sobre
DDV.
KP 12+750, área de segregación de residuos
sólidos, generados en el campamento volante.
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Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
4.3.9. Supervisión Operativa del Ducto Principal de Punto de Derivación de
Humay hasta Planta de Fraccionamiento de Pisco
Pluspetrol opera el Ducto Principal de Gas Natural que va desde el punto de
derivación de Humay, del sistema de transporte de TGP, hasta la playa Lobería
en Pisco. El referido ducto tiene 40.4 km de longitud, 8 5/8 pulgadas de
diámetro, y cuenta con una capacidad de diseño de 35 MMPCD suministrando
combustible a la Planta de Fraccionamiento de Pluspetrol.
El ducto principal de Pluspetrol suministra gas natural a las empresas de la
corporación Minsur (de 194 m de extensión y 3” de diámetro) y a la empresa
Aceros Arequipa S.A. (de 397 m de extensión y 4” de diámetro).
Durante el mes de diciembre, a través del ducto principal, se transportó un total
de 436 MMSCF de GN. Desde el inicio de la operación de este ducto hasta el
mes correspondiente al presente informe, se ha transportado un total de 16.75
miles de MMSCF de Gas Natural.
En el presente periodo no se realizó visita de supervisión a este sistema.
4.3.10. Supervisión Operativa del Sistema de Transporte de Gas Natural por
Ductos desde Camisea hasta el City Gate
La concesión del Sistema de Transporte de GN y LGN hacia la Costa está a
cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP), quienes
contratan a la Compañía Operadora de Gas del Amazonas (COGA) para la
operación de los sistemas de transporte y a la empresa Techint S.A.C. para el
mantenimiento operativo que incluyen las obras Geotécnicas del DdV y los
trabajos de revegetación están a cargo de TGP.
Durante el presente periodo se realizaron tres (3) visitas de supervisión a este
Sistema, una (1) para verificar el cumplimiento de la normatividad técnica y de
seguridad, una (1) para verificar el cumplimiento de la normatividad ambiental y
una (1) para verificar el cumplimiento de los aspectos sociales que abarca a las
zonas de influencia directa e indirecta del proyecto.
Las tres (3) visitas comprendieron el sector sierra del Sistema de Transporte.
En la supervisión referida al cumplimiento de la normativa ambiental, se incluyó
la verificación de la Planta de compresión de Chinquintirca en su fase
constructiva. La supervisión referida al tema social, sirvió para verificar la
atención de las denuncias de las Comunidades Campesinas de la Región
Ayacucho presentadas contra TGP. La supervisión técnica y de seguridad
permitió verificar el cumplimiento de la Clasificación de Localización de Áreas y
Distancias de Seguridad respecto del Derecho de Vía (DDV) de los ductos a
la altura del KP 218 en el anexo de Huayllahura (Chiquintirca).
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
PS3: Planta compacta de Tratamiento de
Agua Potable del campamento PS3.
KP 200+500: Banca de Toccate. Se observa la obra
geotécnica al pie del talud en buen estado.
KP 222+500: Zona donde ocurrió el
derrame. El área se encuentra
normalizada.
KP 218: Caserío Huayllahura. Verificación del
cumplimiento de la Clasificación de Localización de
Áreas y distancias de seguridad.
4.3.11. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Corporación Aceros
Arequipa S.A.
La Corporación Aceros Arequipa S.A., es una empresa cuya actividad principal
es la manufactura, elaboración, distribución y venta de acero y otras aleaciones
de metal, utilizando para ello equipos y maquinarias de combustión interna. Su
planta ubicada en Pisco requiere de Gas Natural para ser utilizado como
combustible. Para ello, la empresa instaló un ducto de uso propio de 397 m de
longitud y 4” de diámetro, desde el ducto principal de Humay-Lobería; cuyo
titular es la empresa Pluspetrol Perú Corporation, hacia su planta de
producción. El gas suministrado por Pluspetrol Perú Corporation S.A. se hace a
través de un contrato privado de venta de gas natural.
En el presente periodo no se ha realizado ninguna visita de supervisión.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
4.3.12. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Minsur S.A.
MINSUR S.A., empresa cuya actividad principal es la fundición de estaño (subsector minería), instaló un ducto de uso propio de 194 m de longitud y 3” de
diámetro desde el ducto principal Humay-Lobería, cuyo titular es la empresa
Pluspetrol Perú Corporation, hasta su planta de producción, para proveerse de
Gas Natural y utilizarlo como combustible. El gas suministrado por Pluspetrol
Perú Corporation S.A. se hace a través de un contrato privado de venta de gas
natural.
En el mes de diciembre 2009 no se realizó ninguna visita de supervisión.
4.3.13. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio Enersur S.A.
El 29 de noviembre de 2006 se inició la operación del ducto de uso propio de la
empresa ENERSUR S.A. el cual cuenta con una longitud aproximada de 238 m
y 10” de diámetro, y transporta gas natural desde el sistema de transporte de
Transportadora de Gas del Perú S.A. hacia las instalaciones de la Planta
Termoeléctrica Chilca 1, ubicada en el distrito de Chilca, provincia de Cañete,
departamento de Lima.
Durante el mes de diciembre del 2009 se transportó un total de 1,950.9
MMSCF de GN a través de este ducto. Desde el inicio de la operación hasta el
mes correspondiente al presente Informe, se ha transportado un total de 67.58
miles de MMSCF de Gas Natural.
En el presente periodo no se ha realizado ninguna visita de supervisión.
4.3.14. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Kallpa Generación S.A.
El 01 de julio de 2008, la empresa GLOBELEQ S.A. (hoy Kallpa Generación
S.A.) inició la operación de un ducto de uso propio mediante el cual transporta
Gas Natural hacia las instalaciones de la Central Termoeléctrica Kallpa,
ubicada en el distrito de Chilca, provincia de Cañete, departamento de Lima. El
ducto tiene una longitud de 19 m y 8” de diámetro.
En el mes de diciembre se transportó un total de 1,281.6 MMSCF de GN a
través de este ducto. Desde el inicio de la operación hasta el mes
correspondiente al presente Informe, se ha transportado un total de 24.73 miles
de MMSCF de Gas Natural.
En el presente periodo no se ha realizado ninguna visita de supervisión.
4.3.15. Supervisión Operativa del Ducto de Uso Propio de Perú LNG
El ducto tiene una longitud de 1153 m de longitud y 10.75” de diámetro, y
comprende desde el KP 593+108.82 del Sistema de Transporte de Gas Natural
de Camisea existente hasta la Planta de LNG de Pampa Melchorita. El
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
propósito es proveer gas combustible para la construcción y posterior
operación de las instalaciones de la Planta de Perú LNG. En la fase inicial del
proyecto Perú LNG requiere gas natural para permitir la generación eléctrica
para las actividades de construcción e instalaciones en el campo.
En el presente periodo no se ha realizado ninguna visita de supervisión.
En el mes de diciembre se transportó un total de 46.8 MMSCF de GN a través
de este ducto. Desde el inicio de la operación hasta el mes correspondiente al
presente Informe, se ha transportado un total de 0.90 miles de MMSCF de Gas
Natural.
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Supervisión y Fiscalización
RESULTADOS
5.1. REPORTES DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL
5.1.1. Pluspetrol Perú Corporation S.A.
a.
Estadísticas de Producción de Lote 88 y Lote 56
En la Gráfica Nº 9 se muestra la producción de gas natural, neta y de campo,
obtenidos de los pozos productores del Lote 88 y Lote 56. La producción neta
se considera como el gas natural realmente consumido.
GRÁFICA Nº 9
LOTE 88 y 56 - CAMISEA - PRODUCCION NETA¹ Y DE CAMPO²
1,200
420.61
370.07
697.39
Neta
412.30
676.30
50.97
378.80
47.67
De campo
400.60
377.23
575.80
47.65
615.90
390.40
395.30
384.27
608.90
618.65
510.37
48.00
48.13
380.13
435.07
432.90
501.10
341.26
439.00
Neta
289.60
479.70
De campo
327.90
46.37
48.32
53.53
52.55
52.13
448.10
447.50
52.64
288.89
200
304.42
52.39
372.77
400
359.13
371.50
414.50
600
411.00
416.90
800
488.36
1,000
MMPCD
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
¹ Gas entregado a TGP + Gas de Uso Propio y otros (Retenido y Flare) de Pluspetrol.
² Podría diferir de la Producción Fiscalizada.
AGO
SEP
Lote 56
OCT
NOV
De campo
Neta
Neta
De campo
De campo
Neta
De campo
Neta
De campo
Neta
De campo
Neta
Neta
De campo
De campo
Neta
De campo
Neta
De campo
0
Neta
5.
DIC
Lote 88
MMPCD: MILLONES DE PIES CUBICOS DIARIOS
5.1.2. Aguaytía Energy del Perú S.R.L.
a.
Producción Neta y de Campo del Lote 31-C
En la Gráfica N° 10, se muestra la producción neta y de campo del lote 31 C,
considerándose la producción neta como la cantidad de gas producida en
campo menos la cantidad de gas reinyectado. También se muestra el valor
calculado del MER
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA N°10
LOTE 31-C, AGUAYTÍA
MER1, PRODUCCIÓN NETA2 Y DE CAMPO
100
90
80
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70.00
70
MMPCD
60
50
64.96
Oct-09
Nov-09
Dic-09
33.82
27.51
64.46
50.55
61.98
Sep-09
65.15
52.82
66.26
Ago-09
49.53
66.36
Jul-09
50.22
May-09
48.93
61.51
65.58
Abr-09
37.79
64.45
Mar-09
10
28.80
65.38
Feb-09
38.61
20
35.55
66.03
Ene-09
30
39.41
65.92
40
0
Producción Neta del Lote 31C (MMPCD)
Jun-09
Producción de Campo del Lote 31C (MMPCD)
MER del Lote 31C (MMPCD)
1 MER: Recuperación Máxima Eficiente
2 Producción Neta: Producción Entregada (Producción de Campo - Reinyección)
MPCD: MILLONES DE PIES CUBICOS DIARIOS
5.2. REPORTES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS
NATURAL
5.2.1. Pluspetrol Perú Corporation S.A.
a.
Estadísticas de Producción Planta de Procesamiento Malvinas
En la Gráfica Nº 11 se muestra la cantidad de Gas Natural procesado y el
Índice de Producción de la Planta de Separación de Malvinas. En el mes de
diciembre se han procesado 1118 MMPCD de Gas Natural, de los cuales
697.39 MMPCD (62%) proceden del Lote 88, y 420.61 MMPCD (38%)
proceden del Lote 56.
El Índice de Producción de la Planta de Malvinas en el mes de Diciembre de
2009 fue de 0.964 (96.4%), siendo el más alto desde Septiembre de 2008, es
decir después de la puesta en operación del proyecto de ampliación de dicha
Planta. Tener en cuenta que la capacidad de procesamiento de la Planta de
Separación Malvinas es de 1160 MMPCD.
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 11
CAMISEA LOTE 88 y 56
GAS PROCESADO E INDICADOR DE PROCESAMIENTO DE PLANTA MALVINAS
1400
1200
0.905
0.898
0.899
0.964
0.830
0.80
0.752
0.60
697.39
676.27
631.77
647.23
631.74
631.32
511.00
429.53
491.52
455.32
452.19
800
519.83
0.697
1000
MMPCD
0.821
0.790
0.753
600
1.00
0.938
0.903
0.40
402.30
410.97
412.33
420.61
Abr-09
410.16
Mar-09
416.68
379.43
Feb-09
443.13
424.74
Ene-09
441.48
417.50
200
421.19
400
May-09
Jun-09
Jul-09
Ago-09
Sep-09
Oct-09
Nov-09
Dic-09
0.20
0
0.00
Lote 56
Lote 88
Indicador de Producción PLanta Malvinas (IPM)
IPM =
Capacidad de Diseño de Planta Malvinas = 1160 MMPCD
Volumen GN Pr ocesado ( MMPCD )
Capacidad de Diseño Planta Malvinas ( MMPCD )
MPCD: MILLONES DE PIES CUBICOS DIARIOS
La Gráfica Nº 12 contiene los Indicadores de Entrega de Gas a TGP y de
Reinyección. En el mes de diciembre de 2009 el Índice de Entrega de Gas a
TGP fue de 0,25 (25% del Gas procesado en Malvinas fue entregado a TGP)
mientras que el Índice de Reinyección fue de 0,62 (62,0% del Gas procesado
en Malvinas fue reinyectado)
GRÁFICA Nº 12
INDICADORES DE ENTREGA DE GAS NATURAL A TGP Y REINYECCIÓN
PLANTA MALVINAS
1.00
IGNR =
Volumen GN Re inyectado ( MMPCD )
Volumen GN Pr ocesado (MMPCD )
Indicadores
0.80
0.59
0.61
0.28
0.26
0.59
0.58
0.59
0.57
0.29
0.30
0.29
0.30
0.60
0.60
0.59
0.59
0.59
0.61
0.62
0.28
0.28
0.28
0.28
0.27
0.25
0.40
0.20
IGNE =
Volumen GN entregado a TGP ( MMPCD )
Volumen GN Pr ocesado ( MMPCD )
0.00
Ene-09
Feb-09
Mar-09
Abr-09
May-09
Jun-09
Indicador de Entrega de Gas Natural a TGP (IGNE)
MPCD: MILLONES DE PIES CUBICOS DIARIOS
Jul-09
Ago-09
Sep-09
Oct-09
Nov-09
Indicador de Reinyección (IGNR)
Dic-09
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Supervisión y Fiscalización
Estadísticas de Producción Planta de Fraccionamiento Pisco
En la Gráfica Nº 13 se muestra la cantidad de LGN procesado y el Índice de
Producción de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco. En el mes de
Diciembre de 2009 se han procesado 78 MBPD de LGN, de los cuales 43,1
MBPD (55%) proceden del Lote 88, y 34,8 MBPD (45%) proceden del Lote
56.
El Índice de Producción de la Planta de Pisco del mes de Diciembre de 2009
fue de 0,916 (91,6%), siendo el más alto desde Septiembre de 2008, es decir
después de la puesta en operación del proyecto de ampliación de dicha
Planta.
GRÁFICA Nº 13
LÍQUIDOS DE GAS NATURAL (LGN) PROCESADO E INDICADOR DE PRODUCCIÓN DE
PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO
90.0
1.0
80.0
0.770
0.769
0.831
0.802
0.835
0.875
0.869
0.869
0.898
0.916
34.758
34.043
34.323
33.153
34.339
36.223
36.335
30.880
35.019
34.454
34.794
40.0
34.268
0.706
60.0
50.0
0.871
0.8
70.0
MBPD
0.6
0.4
40.723
39.519
42.260
43.090
Jun-09
40.068
May-09
39.790
Mar-09
34.780
Feb-09
34.268
Ene-09
29.110
10.0
33.190
20.0
30.875
30.0
30.632
b.
Jul-09
Ago-09
Sep-09
Oct-09
Nov-09
Dic-09
0.0
0.2
0.0
Abr-09
LGN de Lote 88
LGN de Lote 56
Capacidad de Diseño de Planta Pisco = 85000 BPD
Indicador de Producción de Planta Pisco (IPP)
IPP =
Volumen LGN Pr ocesado ( BPD )
Capacidad de Diseño de Planta Pisco ( BPD )
MBPD: MILES DE BARRILES POR DÍA
En la Gráfica Nº 14 se muestra la producción y rendimiento de productos de
la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco. En el mes de Diciembre de
2009, la producción de Propano más la de Butano representó el 47% del total
producido en dicha Planta.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 14
80
PRODUCCIÓN Y RENDIMIENTO DE PRODUCTOS
PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO
RC 3 =
Volumen Pr opano Pr oducido ( BPD )
RC 4 =
Volumen Bu tan o Pr oducido ( BPD )
Volumen LGN Pr ocesado ( BPD )
Volumen LGN Pr ocesado ( BPD )
1.00
0.90
70
0.70
MBPD
50
0.60
40
30
0.50
0.333
0.338
0.333
0.336
0.331
0.336
0.334
0.325
0.322
0.321
0.324
0.40
0.323
0.30
20
0.159
0.171
0.157
0.153
0.154
0.153
0.142
0.144
0.144
0.142
0.141
0.143
10
0.20
Rendimiento de Productos
0.80
60
0.10
0
0.00
Ene-09
Feb-09
Mar-09
Diesel
Butano
Abr-09
May-09
Jun-09
Propano
Jul-09
Ago-09
Sep-09
Gasolina Natural
Oct-09
Indice Butano
Nov-09
Dic-09
Indice Propano
MBPD: MILES DE BARRILES POR DÍA
5.3. REPORTES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL
POR DUCTOS
5.3.1. Transportadora de Gas del Perú S.A.
a.
Reporte de Operación del Transporte de Gas Natural (GN)
Durante el mes de diciembre del 2009, la empresa TGP transportó desde la
Planta de Malvinas 8,968.58 Millones de Pies Cúbicos Estándar (MMSCF) de
Gas Natural seco a un promedio de 289.31 MMSCF/día. El acumulado a
diciembre del 2009, contados a partir del inicio de la etapa operativa en
agosto de 2004, señala que se ha transportado desde Malvinas 346.81 miles
de MMSCF de Gas Natural.
El Gas Natural transportado durante el mes de diciembre fue entregado de la
siguiente manera:
Punto de Entrega
Derivación Humay – Planta de Fraccionamiento
Derivación Chilca – Enersur
Derivación Chilca – Kallpa
Derivación Chincha – Perú LNG
City Gate – Lurín – Lima
MMSCF/día
14.05
62.93
41.34
1.51
166.18
%
4.86
21.75
14.29
0.52
57.44
En la GRÁFICA Nº 15 se muestran los volúmenes diarios de GN
transportados desde Malvinas hasta la costa durante el mes de diciembre del
2009.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 15
REPORTE OPERATIVO* DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (GN) DURANTE
DICIEMBRE 2009
350
300
VOLUMEN (MMSCFD)
250
200
150
100
50
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
DIAS
Perú LNG
Chilca-Enersur
Kallpa
Lurín
Volum en Total Transportado
(Ducto 18")
*El día Operativo graficado corresponde a lo reportado el día anterior. Podría diferir del Volumen Fiscalizado.
En la Gráfica Nº 16 se presenta la evolución del transporte de gas natural, en
Millones de Pies Cúbicos Estándar Diarios (MMPCD) desde Malvinas hasta la
costa desde Agosto de 2004 hasta diciembre de 2009, comparado mes a
mes.
GRÁFICA Nº 16
En el gráfico se muestra que los volúmenes de GN transportado tienen un
incremento gradual año tras año. También se advierte el aumento de los
volúmenes transportados, durante los meses de mayo, junio, julio, agosto y
septiembre, lo cual es coherente con la disminución de las lluvias en la sierra,
cuyo efecto produce el aumento de la demanda termoeléctrica por la escasez
de la energía generada por las hidroeléctricas.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
En la Gráfica N° 17 se muestran los volúmenes prome dios diarios de ga natural
transportados mes a mes desde agosto de 2004 a diciembre de 2009.
En la Gráfica Nº 18 se muestra el volumen histórico de Gas Natural
transportado diariamente por TGP en millones de pies cúbicos diarios.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 17
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 18
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
Reporte de Operación del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas
Natural por Ductos de Camisea a la Costa
Durante el mes de diciembre del 2009 fueron transportados desde Malvinas a
la Planta de Pisco 2,418,980 barriles de Líquidos Gas Natural, a un promedio
de 78,032 barriles por día. El acumulado al mes de diciembre 2009, desde el
inicio de la Operación, señala que se ha transportado aproximadamente un
total de 81.09 Millones de Barriles de Líquidos de Gas Natural.
En la gráfica Nº 19 se muestran los volúmenes diarios de LGN transportados
desde Malvinas hasta la costa durante el mes de diciembre del 2009.
GRÁFICA Nº 19
REPORTE OPERATIVO* DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL (LGN)
DURANTE DICIEMBRE 2009
85,000
80,000
75,000
VOLUMEN (BPD)
b.
70,000
65,000
60,000
55,000
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
DIAS
Volum en bombeado Malvinas
*El día Operativo graficado corresponde a lo reportado el día anterior. Podría diferir del Volumen Fiscalizado.
En la gráfica Nº 20 se presenta la evolución del transporte de LGN, en
Barriles Diarios (BD) desde Malvinas hasta la costa desde agosto de 2004
hasta diciembre de 2009, comparado mes a mes.
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 20
En la Gráfica N° 21 se observan los indicadores de utilización de los Sistemas
de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea. Para el
mes de Diciembre de 2009, se tiene un uso promedio de 91% del Sistema de
Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea. Asimismo, se tiene un
uso promedio de 92% para el Sistema de Transporte de Líquidos de Gas
Natural por Ductos de Camisea.
En la Gráfica N° 22 se muestra los volúmenes promed ios diarios de LGN
transportados mes a mes desde Agosto de 2004 a Diciembre de 2009.
GRAFICA Nº 21
INDICADORES DE UTILIZACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR
DUCTOS DE CAMISEA AL CITY GATE Y DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE LIQUIDOS DE
GAS NATURAL DE CAMISEA A LA COSTA
1.00
0.940
0.960
0.950
0.960
0.950
0.930
0.920
0.890
0.90
0.830
0.800
0.80
0.770
0.870
0.870
0.850
0.800
0.870
0.900
0.910
0.800
0.780
UDGN =
0.750
0.70
0.870
0.840
Volumen GN Transportado ( MMPCD)
Capacidad de Diseño Ducto GN ( MMPCD)
0.700
UDLG =
Volumen LGN Transportado ( BPD)
Capacidad de Diseño Ducto LGN (BPD)
0.60
0.50
Ene-09
Feb-09
Mar-09
Abr-09
May-09
Jun-09
Indicador de Utilización de Ducto de GN
Capacidad de Diseño de Ducto Gas Natural= 314 MMPCD
Jul-09
Ago-09
Sep-09
Oct-09
Nov-09
Dic-09
Indicador de Utilización de Ducto de LGN
Capacidad de Diseño de Ducto de Líquidos de Gas Natural= 85000 BPD
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
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Supervisión y Fiscalización
GRÁFICA Nº 22
VOLUMEN PROMEDIO DIARIO DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL TRANSPORTADO POR TGP EN BARRILES POR DÍA (BPD)
Agosto 2004 - Diciembre 2009
90,000
80,000
70,000
60,000
Inicio de la Operación de la Ampliación de la Planta
de Fraccionamiento de Pisco (Sep-08)
50,000
40,000
Detención
Planta Pisco
30,000
3ra Falla
6ta Falla
20,000
1ra Falla
4ta Falla
5ta Falla
Paro Total Programado Malvinas y
Pisco: Nuevas instalaciones
Problemas
Planta Pisco
10,000
Paradas de las Plantas
para instalar tie ins
Con
un
solo
turbocompresor
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
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Dic
0
2004
2005
2006
2007
Volumen de Líquidos de Gas Natural
2008
2009
ANEXO 1
AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DPTN
Ámbito de Supervisión de la DPTN
PRODUCCION
AREA
EMPRESA.
INSTALACION
Aguaytía Energy
del Perú S.R.L.
Lote 31 C
Pluspetrol Perú
Corporation S.A.
Lote 88 Cashiriari (Perforación)
Lote 88 San Martín
Lote 56, Pagoreni
Aguaytía Energy
del Perú S.R.L.
Consumidor Directo
PROCESAMIENTO
Planta de Separación de Gas Natural de Curimaná
Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de
Yarinacocha
Irradia S.R.L.
Perú LNG S.R.L.
Pluspetrol Perú
Corporation S.A.
Proyecto de Planta de Gas Natural Licuefactado de Chilca
(en trámite para construcción)
Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado –
Planta de Pampa Melchorita (en construcción)
Planta de Abastecimiento de Diesel
Planta de Separación Malvinas
Planta de Fraccionamiento de Pisco
UBICACIÓN
Ucayali
(Curimaná-Padre
Abad)
Cuzco (EcharateLa Convención)
Cuzco (EcharateLa Convención)
Cuzco (EcharateLa Convención)
Ucayali
(Curimaná-Padre
Abad)
Ucayali
(Curimaná-Padre
Abad)
Ucayali
(YarinacochaCoronel Portillo)
Lima (ChilcaCañete)
Lima (CañeteCañete)
Ica (ParacasPisco)
Ica (ParacasPisco)
Ica (ParacasPisco)
TIPO DE
SUPERVISION
Operativa
Operativa
Operativa
Operativa
Pre-Operativa
Operativa
Operativa
Pre-Operativa
Pre-Operativa
Pre-Operativa
Operativa
Operativa
DIVISIÓN DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
Informe de Gestión – Segundo Semestre 2009
Supervisión y Fiscalización
Ámbito de Supervisión de la DPTN
AREA
EMPRESA.
Aguaytía Energy
del Perú S.R.L.
INSTALACION
Sistema de Recolección e Inyección del Lote 31-C
Ducto Principal de Gas Natural de Planta de Separación de Curimaná
hasta Central Térmica de Aguaytia
Ducto Principal de Gas Natural de Planta de Separación de Curimaná
hasta Central Térmica de Yarinacocha
Ducto Principal de Gas Natural de Planta de Separación de Curimaná
hasta Central Térmica de Yarinacocha
Ducto Principal de Líquidos de Gas Natural de Planta de Separación de
Curimaná hasta Planta de Fraccionamiento de Pucallpa
Perú LNG S.R.L.
Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado – Ducto Principal
(en construcción)
UBICACIÓN
Ucayali
Operativa
Ucayali
Operativa
Ucayali
Operativa
Ucayali
Operativa
Ucayali
Operativa
Ayacucho,
Huancavelica,
Ica, Lima
Pre-Operativa
Ducto para Uso Propio en la Planta de Pampa Melchorita
Pluspetrol Perú
Corporation S.A.
Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 – Cashiriari
(en construcción)
Operativa
Ducto de Uso Propio de Punto de Derivación de Humay hasta Planta de
Fraccionamiento de Pisco
Ica (Pisco)
Operativa
Proyecto de Planta de Compresión en el Sistema de Transporte de Gas
Natural de Camisea hasta el City Gate
Ayacucho (AmboLa Mar)
Pre-Operativa
Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea al
City Gate
Cuzco,
Ayacucho,
Huancavelica,
Ica, Lima
Operativa
Proyecto de Ampliación del Sistema de Transporte de Gas Natural –
Loop de Costa
Cañete , Chilca
Pre Operativa
Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos desde
Camisea a la Costa
Cuzco,
Ayacucho,
Huancavelica, Ica
Operativa
Proyecto de Ducto de Uso Propio, EGESUR (en trámite para
construcción)
Ica (Pisco)
Pre-Operativa
Ducto para Uso Propio de Corporación Aceros Arequipa S.A.
Ica (Pisco)
Operativa
Ducto para Uso Propio de Minsur S.A.
Ica (Pisco)
Operativa
TRANSPORTE
Sistema de Recolección e Inyección de Lote 56 Pagoreni
Ductos de Uso
Propio
Operativa
Cuzco (EcharateLa Convención)
Cuzco (EcharateLa Convención)
Cuzco (EcharateLa Convención)
Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 – San Martín
Transportadora
de Gas del Perú
S.A.
TIPO DE
SUPERVISION
Ducto para Uso Propio Enersur S.A.
Ducto para Uso Propio de Kallpa Generación S.A.
Gerencia de Fiscalización de Gas Natural
Lima (ChilcaCañete)
Lima (ChilcaCañete)
Pre-Operativa
Operativa
Operativa
Operativa
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