Modificaciones al Estudio de Impacto Ambiental y Social...

Modificaciones al Estudio de Impacto Ambiental y Social del Lote 88, Camisea y Area de Influencia

Método de Disposición Temporal del Agua de Producción de la

Planta de Gas de Malvinas

Abril, 2004

Pluspetrol Perú Corporation S.A.

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TABLA DE CONTENIDO 1. Introducción

2. Antecedentes

2.1. Estudio de Impacto Ambiental (EIA)

2.2. Absolución de Observaciones al EIA

2.3. Esquema de Producción del Lote 88

3. Marco Legal

4. Sistema de Tratamiento del Agua de Producción

4.1. Procesamiento del Gas

4.2. Descripción del Tratamiento del Agua de Producción

4.3. Criterios de Diseño de la Planta de Tratamiento

4.4. Equipos de la Planta de Tratamiento

5. Método de Disposición Sugerido

5.1. Caracterización del Agua de Producción

5.2. Estándares Asumidos para el Proyecto

5.3. Caracterización del Cuerpo Receptor

6. Conclusiones

Figuras


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INFORME TECNICO

METODO DE DISPOSICION TEMPORAL DEL AGUA DE PRODUCCION DE LA PLANTA DE GAS DE MALVINAS

1. INTRODUCCION El agua de producción esta definida como el fluido asociado a la producción de hidrocarburos en general; la misma que es separada y tratada antes de su disposición por inyección o en superficie. Para el caso de reservorios de gas, uno de los constituyentes asociados es el agua de condensación que se obtiene por la producción y procesamiento del gas. Para efectos de uniformizar los términos conforme a la reglamentación ambiental peruana para el sector hidrocarburos, el agua residual industrial es sinónimo de agua de producción. Los pozos de gas también producen agua de la propia formación, aunque por lo general, las cantidades son considerablemente más pequeñas que en los pozos de petróleo. Se puede esperar que los volúmenes se encuentren entre los 0,5 y 5 barriles de agua por millón de pies cúbicos de gas producido. Esto se ha confirmado con los resultados de las pruebas de producción realizadas en los pozos de la plataforma San Martín 1, habiéndose obtenido una relación de producción de un barril de agua por cada millón de pies cúbicos de gas producido. En vista que la alternativa de reinyección del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas, no será posible desde el inicio de la operación de la Planta, se ha creído por conveniente disponer temporalmente el agua de producción en superficie, por las siguientes consideraciones: • La realización de los estudios hidrogeológicos (en curso) y la determinación de la mejor

ubicación de los pozos de disposición (disposal well) cerca de la Planta, debe ser una solución global para el manejo del agua de producción generada por el desarrollo del proyecto. Esto representa una condición para una efectiva reinyección del agua en el subsuelo como método de disposición ambientalmente aceptable.

• La futura ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Gas de Malvinas

a mediano plazo, debido al desarrollo del yacimiento Cashiriari y otros proyectos, justifica la necesidad de contar con un estudio de factibilidad para la reinyección del agua de producción, previendo mayores volúmenes de efluentes líquidos de la Planta.

Con la finalidad de una buena comprensión del presente informe, éste se ha estructurado de la siguiente forma: • Marco Legal.- Muestra los dispositivos que podrían sustentar el pedido de Pluspetrol

Perú Corporation S.A. (Pluspetrol) para solicitar la aprobación del cambio de método de disposición del agua de producción.


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• Antecedentes.- Comprende los compromisos asumidos por Pluspetrol formulados en el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) aprobado, con respecto al tema de la disposición del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas, así como la absolución de observaciones al mismo estudio. Se presentan también el esquema de explotación de gas y líquidos de gas natural que se tiene previsto para el Lote 88.

• Sistema de Tratamiento del Agua de Producción.- Presenta una descripción del

procesamiento del gas y del sistema de tratamiento del agua de producción instalado en la Planta de Gas de Malvinas, destacando los criterios de diseño y equipos instalados.

• Método de Disposición Sugerido.- Presenta la caracterización preliminar del agua de

producción tratada que se vertería en superficie, los estándares de calidad asumidos por el proyecto, y una caracterización del cuerpo receptor (río Urubamba) formulada como línea base en el EIA.

2. ANTECEDENTES 2.1. Estudio de Impacto Ambiental (EIA) El EIA del Proyecto de Desarrollo del Yacimiento de Gas de Camisea – Lote 88, presentado por Pluspetrol en Agosto de 2001, contemplaba lo siguiente con respecto a la descripción del proyecto y el Plan de Manejo Ambiental (PMA) para la disposición de efluentes industriales de la Planta de Procesamiento de Gas de Malvinas: • La categorización de los efluentes líquidos se describió de la siguiente manera (ver

Sección 4.8.2 – Bases para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o Tratamiento de Efluentes Líquidos):

1. Drenaje de Agua Industrial

− Drenaje presurizado de los procesos. − Drenaje no presurizado de los procesos. − Drenaje no presurizado no proveniente de procesos.

2. Drenaje de Agua de Lluvia

− Agua de lluvia de facilidades asociadas. − Agua de lluvia de áreas que no son del proceso. − Agua de lluvia limpia liberada manualmente de áreas de depósito.

3. Efluentes Cloacales

4. Efluentes de Laboratorio

• El tratamiento de los diferentes efluentes líquidos generados en la planta sería (ver

Sección 4.8.2 – Bases para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o Tratamiento de Efluentes Líquidos):


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1. Drenaje de Agua Industrial Los drenajes de agua industrial ingresarán al sistema de tratamiento de efluentes líquidos industriales. El agua de formación (es decir, el agua eliminada de la producción entrante) será separada en las instalaciones de entrada de la planta y enviada al sistema de tratamiento de agua antes de su eliminación.

2. Drenaje del Agua de Lluvia Se recogerá en canales abiertos y fluirá al río Urubamba sin necesidad de tratamiento previo.

3. Efluentes Cloacales Se prevé la construcción de una planta de tratamiento de residuos cloacales. Para este proyecto, se prevé la descarga directa de efluentes cloacales ya tratados sobre el terreno o a una fosa de infiltración; de ser necesario se realizará un estudio de factibilidad para determinar la posibilidad de disponer los efluentes cloacales tratados por reinyección.

4. Efluentes del Laboratorio Se neutralizarán por medio de la dosificación de ácidos o bases, según corresponda y luego los líquidos neutralizados serán enviados al sistema de tratamiento de efluentes líquidos industriales para su procesamiento y reinyección final en la formación.

• El sistema de tratamiento de efluentes líquidos industriales consistiría en (ver Sección

4.8.2 – Bases para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o Tratamiento de Efluentes Líquidos):

1. Tratamiento primario

El tratamiento primario estará destinado a eliminar todas las gotas de hidrocarburos y/o aceites cuyo tamaño fuera superior a los 35 micrones. El efluente del tratamiento primario normalmente contendrá cantidades considerables de aceite emulsionado y sólidos en suspensión. Se prevé la instalación de Interceptores de Placa Corrugada (CPI) o Hidrociclones.

2. Tratamiento secundario El tratamiento secundario se dirige hacia la eliminación del aceite emulsionado y los sólidos en suspensión en los efluentes residuales. Se prevé la instalación de Celda de Flotación Inducida de Gas (IGF).

• La disposición final de los efluentes líquidos industriales será (ver Sección 4.8.2 – Bases

para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o Tratamiento de Efluentes Líquidos):

Dado que la eliminación final de todos los líquidos tratados será la reinyección en los yacimientos, esta corriente deberá cumplir con las normas establecidas para evitar


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problemas posteriores como el bloqueo y/o daño de la formación, aumentos en la presión de reinyección, etc.

• Las medidas genéricas formuladas en el PMA para la Planta de Gas son (ver Sección 7.2

–Medidas Genéricas de Prevención y Mitigación – Planta de Gas para Efluentes Líquidos):

− Realizar un monitoreo periódico de los efluentes líquidos tratados que sean

dispuestos en cuerpos de agua superficial de forma tal de verificar con los parámetros de vuelco establecidos.

− Aquellos efluentes tratados que se reinyecten junto al agua de producción deberán

ser monitoreados periódicamente a los efectos de verificar que sus características no afectarán las condiciones de reinyección.

− Durante la etapa de construcción se verificará que la disposición de los efluentes

líquidos se realice efectivamente en los pozos de infiltración y no sean descargados a cursos de agua, drenajes, etc.

− Los pozos de infiltración a instalarse durante la fase constructiva se ubicarán lo más

alejado posible de los cursos de agua y a una profundidad tal que no afecten las napas subterráneas.

2.2. Absolución de Observaciones al EIA

La Autoridad Competente formuló las siguientes observaciones al EIA presentado, respecto a la descripción del proyecto y el Plan de Manejo Ambiental (PMA) para la disposición de efluentes industriales de la Planta de Procesamiento de Gas de Malvinas:

• Primer Grupo de Observaciones al EIA (Informe Nº1-2001-EM-DGAA de 01.10.2001)

Observación 19º (inciso 3).- Especificar cuál será el tratamiento y disposición final del agua de producción (Sobre la Planta de Gas en Malvinas). Respuesta.- No se producirá agua de formación. Las únicas aguas a evacuar en el proceso de tratamiento son aguas de condensación, en el orden de 120 a 150 BPD. Su disposición se realizará mediante reinyección a pozo sumidero, una vez acondicionada de acuerdo a los estándares seleccionados para este proyecto.

• Segundo Grupo de Observaciones al EIA (Informe Nº2-2001-EM-DGAA de 30.11.2001)

No se formularon observaciones con respecto a la disposición de efluentes industriales.

2.3. Esquema de Producción del Lote 88 Pluspetrol tiene previsto iniciar el desarrollo del gas en el país con la puesta en producción del yacimiento San Martín, posteriormente y a partir del año 2008 se incorporará la producción del yacimiento Cashiriari. El esquema de explotación de los yacimientos San Martín y Cashiriari será por ciclaje de gas seco, por tratarse de reservorios de gas sujetos a


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condensación, con lo cual se resolvería el problema de la limitación inicial de demanda de gas y sobre todo, se maximiza la recuperación de líquidos de gas natural (LGN) y se evitaría una rápida disminución de la presión de los reservorios. Teniendo en cuenta la capacidad inicial de procesamiento de la Planta de Gas de Malvinas, el potencial de producción e inyección estimado para cada pozo, la riqueza del contenido de líquidos en los yacimientos y la demanda de gas estimada por el estudio de mercado; la producción inicial estaría en el orden de los 440 MMPCD y 35000 BPD de LGN, poniendo en producción 5 pozos y reinyectando gas seco en otros 3 pozos en el yacimiento San Martín. Posteriormente, luego de ponerse a producción el yacimiento Cashiriari, se alcanzaría una producción de 880 MMPCD, por lo que se tiene previsto la ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Gas de Malvinas. 3. MARCO LEGAL El Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (D.S. Nº 046-93-EM), establece en su Título VIII, referente al tratamiento y disposición del agua de producción en la fase de explotación lo siguiente: Art. 39º “La disposición final del agua de producción se efectuará por reinyección

preferentemente, o en superficie. El método a utilizar será aprobado con el EIA para la fase de explotación en los proyectos nuevos y por aprobación del PAMA para las operaciones existentes”.

Art. 40º “En el caso que un método de disposición del agua de producción aprobado de

acuerdo al artículo precedente, no pueda llevarse a la práctica, el responsable de las actividades podrá solicitar a la Autoridad Competente la aprobación de u método alternativo, justificando técnicamente que el método es ambientalmente aceptable de acuerdo a los límites establecidos en la legislación ambiental vigente para las actividades de hidrocarburos”.

El Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (D.S. Nº 055-93-EM), establece en su Título VII - Capítulo III, referente al tratamiento y disposición del agua de producción lo siguiente: Art. 254º “El Contratista usará pozas de diseño API, sistema de tratamiento intermedio

avanzado o sistemas similares para separar el petróleo del agua producidos y dispondrá el agua de producción de manera que no contamine el agua dulce de superficie o del subsuelo; preferentemente lo hará por reinyección o en superficie, empleando el sistema aprobado en el EIA y normado en los Arts. 36º al 42º del Reglamento para la Protección Ambiental de las Actividades de Hidrocarburos…”

La Resolución Directoral Nº 030-96-EM/DGAA, establece los niveles máximos permisibles para efluentes líquidos producto de las actividades de exploración, explotación, transporte, refinación, procesamiento, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos líquidos y de sus productos derivados. Esto con la finalidad de contribuir efectivamente a la protección


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ambiental y que Pluspetrol los tiene incorporados dentro de sus estándares comprometidos para el Lote 88. La Guía Ambiental para la Disposición y Tratamiento del Agua Producida no representa un documento legal que obliga a su cumplimiento, sin embargo, se elaboró con la finalidad de orientar a la empresas de la industria y las autoridades del gobierno, así como al público en general, a desarrollar planes ambientales que se adecuen con los requerimientos de las leyes. Los lineamientos son generales y reflejan las prácticas industriales petroleras que se han desarrollado en muchos países, no obstante, los diseños y procedimientos delineados no serán apropiados para todos los proyectos o en todas las circunstancias. Pluspetrol ha tenido en cuenta éstos lineamientos para la elaboración del plan de manejo ambiental del agua de producción. 4. SISTEMA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE PRODUCCIÓN 4.1. Procesamiento del Gas El gas extraído de los pozos a las condiciones ambientales de presión y temperatura es un fluido multifásico compuesto por hidrocarburos livianos (gas), hidrocarburos pesados (condensado), agua, nitrógeno, dióxido de carbono entre otros. Este fluido es transportado por un sistema de tuberías hasta la Planta de Gas donde es recepcionado por dos equipos slug catcher, cuya finalidad es contener los bolsones de líquidos que son arrastrados y separar primariamente el gas y el líquido. El gas es derivado a dos trenes criogénicos donde es deshidratado y se recupera al máximo los componentes condensables de este bajo ciertas condiciones de presión y temperatura. Una parte del gas residual (metano y etano) es comprimido y entregado para su transporte hasta la ciudad de Lima, y el remanente es reinyectado a los reservorios. Por otro lado, el líquido es llevado al sistema de estabilización de condensado donde se separa el hidrocarburo líquido del agua y el hidrocarburo gaseoso, bajo ciertas condiciones de presión y temperatura. Este condensado estabilizado es almacenado y luego bombeado hasta la Planta de Fraccionamiento de LGN que se encuentra en Pisco. El sistema de drenajes no presurizados de la Planta, junto al agua de condensación que se separa en el sistema de estabilización de condensado y el agua de lluvia contaminada por posible arrastre de hidrocarburos, son tratados en una Planta de tratamiento de agua de producción, la cual se detallará más adelante. 4.2. Descripción del Tratamiento del Agua de Producción El agua de producción proviene principalmente de la separación física de los líquidos procesados en la unidad de estabilización de condensado; tanto del separador trifásico como de un filtro cohalecedor, previamente desgasificada con lo que se consigue la remoción de los hidrocarburos gaseosos absorbidos en esta. Así mismo, el agua proveniente de todos los drenajes no presurizados de la Planta y el agua de lluvia contaminada por hidrocarburos, colectada por un sistema de cámaras hasta una poza, convergen a una Planta de tratamiento para su acondicionamiento antes de su disposición final.


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El sistema de tratamiento del agua de producción básicamente consiste de una primera separación física del hidrocarburo líquido contenido en ella, es decir, que en el tanque “pulmón” donde se acumula, el hidrocarburo es separado del agua por una diferencia de densidades. Posteriormente, se le añadirá al agua que sale de este tanque “pulmón” un agente químico desemulsificante, con la finalidad de romper la emulsión formada entre el agua y el hidrocarburo líquido residual y luego en un tanque desnatador remover el hidrocarburo residual proveniente de la emulsión rota. A la salida de este tanque desnatador se le añade al agua otro agente químico (floculante), con la finalidad de remover los sólidos en suspensión contenidos en esta. El agua floculada es derivada a una celda de flotación donde por un sistema de insuflado de aire se consigue flotar el conglomerado de sólidos en suspensión (flóculos) y posteriormente retenerlo en unas camas de secado, el agua filtrada en estas camas será retornada a la celda de flotación de donde finalmente será vertida al río, ya que su contenido de hidrocarburos y sólidos en suspensión será reducido hasta cumplir con las normas que rigen el vertido al ambiente de aguas de producción. A la salida de la celda de flotación, si el agua tratada se encontrara fuera de especificación, lo cual será confirmado mediante un análisis de laboratorio, será retornada al sistema de tratamiento para su reprocesamiento. El hidrocarburo separado en este sistema de tratamiento es recuperado y retornado a la Planta para su reprocesamiento (ver Figura 1). 4.3. Criterios de Diseño de la Planta de Tratamiento El esquema de producción establecido para el Lote 88 ha servido en el diseño inicial de la Planta de Gas de Malvinas para una producción de 11,3 MMm3/día de gas (≅400 MMPCD) y 165 m3/hora de LGN (≅25.000 BPD). La posibilidad de ampliación ha sido contemplada con el fin de que produzca 22,6 MMm3/día de gas (≅800 MMPCD) y 330 m3/hora de LGN (≅50.000 BPD), cuando se incorpore la producción del yacimiento Cashiriari a mediano plazo. Consecuentemente, el diseño de la Planta de tratamiento de agua de producción ha tenido en cuenta esta consideración y los resultados de las pruebas de producción de los pozos en el yacimiento San Martín. Es por eso que el caudal de diseño para el tratamiento en esta unidad es de 77 gpm (2.640 BPD), proyectándose una producción de agua de 1 BPD por cada 1 MMPCD de gas producido, es decir, entre 400 y 500 BPD de agua de producción a la capacidad máxima de operación de la Planta. Los objetivos de esta unidad son dos principalmente; reducir el contenido de hidrocarburos hasta un valor menor que 15 ppm y remover el contenido de sólidos suspendidos hasta valores menores que 50 ppm. Esto sobre la premisa de que el agua de producción obtenida del procesamiento de gas en Malvinas, mayoritariamente como agua de condensación, no debería tener niveles de concentración significativos en otros parámetros indicadores aprobados para el monitoreo de efluentes líquidos, de tal manera que podría ser dispuesta en superficie finalmente hacia un cuerpo receptor (río Urubamba).


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4.4. Equipos de la Planta de Tratamiento El sistema de tratamiento de agua de producción fue dividido en tres subsistemas los cuales comprenden a su vez conjuntos de equipos como se detalla a continuación:

• Acumulación y Separación Primaria

− Desgasificador − Tanque “Pulmón” − Bombas Centrífugas − Patín (skid) de Inyección de Desemulsificante − Tanque Reservorio − Columna de Calibración − Bombas Neumáticas − Poza de Retención − Bombas Neumáticas − Tanque Sumidero de Agua de Lluvia − Bombas Neumáticas

• Separación Secundaria

− Tanque Desnatador − Patín (skid) de Inyección de Floculante − Tanque Reservorio − Columna de Calibración − Bombas Neumáticas − Unidad de Flotación − Motores de paletas de remoción − Bombas Neumáticas − Celda de Flotación − Camas de Secado − Tanque Sumidero de Agua − Bombas Neumáticas

• Recuperación de Hidrocarburo

− Tanque de Almacén − Bombas Centrífugas

Una breve descripción de los sistemas con que cuenta la Planta de tratamiento de agua de producción se muestra a continuación: Desgasificador El agua proveniente del separador trifásico de la unidad de estabilización pasa a través de una válvula de control de nivel, donde el líquido es despresurizado hasta un valor


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aproximadamente de 30 psig. Debido a esta reducción de presión, se libera gas del líquido; esa mezcla es enviada hacia el desgasificador donde el gas y el líquido se separan, previamente converge la línea de agua del filtro cohalecedor. El gas pasa a través de una válvula autorreguladora que mantiene la presión de trabajo del desgasificador en 25 psig. Este es un recipiente horizontal de una longitud de 4.9 pies y un diámetro externo de 24 pulgadas diseñado para una presión de 150 psig y una temperatura de 150 ºF. El equipo cuenta con un control de nivel, que acciona la válvula de envío a tratamiento del agua de producción. Tanque “Pulmón” Después de pasar por la válvula de control de nivel, se envía el líquido al tanque “pulmón”. Este tanque también recibe aportes del sistema de drenajes no presurizados y de líquido proveniente de la pileta de retención. El objetivo de este tanque es compensar las variaciones normales de flujo permitiendo así una operación estable. El tanque está equipado con un brazo flotante que permite la extracción del hidrocarburo desde la parte superior del tanque, que se separó por una diferencia de densidades. Este es enviado hacia el tanque de almacén. El tanque “pulmón” es un tanque API que opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica (2 pulgadas de columna de agua). Esta presión es mantenida a través de una línea de gas de cobertura (nitrógeno) provista de una válvula autorreguladora calibrada en ese valor. Para el alivio de presión existe una válvula autorreguladora sobre la línea de descarga calibrada a una presión 3 pulgadas de columna de agua. Para el caso de falla de alguna de estas válvulas se instaló una válvula de presión y vacío, calibrada a 4 pulgadas de columna de agua para sobrepresión y –1 pulgada de columna de agua para vacío. El tanque tiene un volumen de 625 barriles, su altura es de 15 pies y su diámetro externo de 18 pies. También cuenta con conexiones de toma de muestras a distintos niveles, y con una conexión para el drenaje. El agua separada del tanque se bombea hacia el tanque desnatador de hidrocarburos a través de las bombas centrífugas. Estas bombean un caudal de 77 gpm, la potencia del motor es de 5 HP. Sólo una de estas bombas opera normalmente. Previo a este bombeo se inyecta desemulsificante a través de las bombas neumáticas para favorecer la rotura de la emulsión. Tanque Desnatador El tanque desnatador es un tanque API que tiene una capacidad neta de 400 barriles y sus dimensiones son 15 pies de altura y 15 pies de diámetro externo. Opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica (2 pulgadas de columna de agua). Esta presión es mantenida a través de una línea de gas de cobertura (nitrógeno) provista de una válvula autorreguladora calibrada en ese valor. Para el alivio de presión existe una válvula autorreguladora sobre la línea de descarga calibrada a una presión 3 pulgadas de columna de agua. Para el caso de falla de alguna de estas válvulas se instaló una válvula de presión y vacío, calibrada a 4 pulgadas de columna de agua para sobrepresión, y –1 pulgada de columna de agua para vacío.


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El objetivo de este tanque es separar el hidrocarburo del agua, una vez rota la emulsión al añadir el desemulsificante mediante las bombas neumáticas, a través de un sistema continuo de desnatación; el agua contaminada asciende a través de la columna central con orificios. El agua fluye a través de estos orificios de forma radial entre dos platos con dientes que favorecen la separación del hidrocarburo que queda en la parte superior del tanque, y del agua que queda en la parte inferior del tanque. El tanque opera completamente lleno y a caudal constante. Para tener un margen de seguridad, el tanque desnatador fue diseñado para 154 gpm de circulación de fluido. El tanque también cuenta con un indicador de nivel, un transmisor de nivel de interfase, que permite conocer el nivel de la interfase en la sala de control e indica el bajo nivel a través de una alarma, y con facilidades de drenaje y tomamuestras. El hidrocarburo se extrae por rebalse y se envía hacia el tanque de almacén. El agua se envía hacia la unidad de flotación a través de la válvula de control de nivel. Tanque de Almacén Este es un tanque horizontal de 50 pulgadas de diámetro externo y 8 pies de longitud diseñado para una presión de 15 psig a 140 ºF. Opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica (2 pulgadas de columna de agua). Esta presión es mantenida a través de una línea de gas de cobertura (nitrógeno) provista de una válvula autorreguladora calibrada en ese valor. Para el alivio de presión existe una válvula autorreguladora sobre la línea de descarga calibrada a una presión 3 pulgadas de columna de agua. Para el caso de falla de alguna de estas válvulas se instaló una válvula de presión y vacío, calibrada a 4 pulgadas de columna de agua para sobrepresión, y –1 pulgada de columna de agua para vacío. El líquido acumulado (hidrocarburo recuperado) se bombea hacia el sistema de drenajes cerrados a través de las bombas de transferencia. Estas son bombas centrífugas que bombean un caudal de 44 gpm y descargan a una presión de 40 psig. Sólo una de éstas opera normalmente. Unidad de Flotación El agua del tanque desnatador es enviada a la unidad de flotación donde se produce la remoción de los sólidos en suspensión en forma de un conglomerado denso llamado flóculos. Por eso, previo al ingreso a esta unidad, se inyecta un agente floculante a partir de las bombas neumáticas. En esta unidad el contenido de sólidos suspendidos se reduce hasta un valor de unos 50 ppm. Esta unidad funciona también a flujo constante de 77 gpm y está formada por numerosas células dispuestas en serie con deflectores de redistribución que impiden la canalización del flujo. En estas cámaras se dispersa aire en el líquido. Las burbujas de aire se elevan junto con las partículas de sólidos en suspensión hacia la superficie libre que se aglutinan gracias a la presencia del agente floculante. Estos flóculos son removidos mediante paletas y colectados en una cámara para luego ser enviados hacia las camas de secado periódicamente.


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La etapa final de esta unidad, consiste en una cámara de agua tratada en la cual el nivel de la unidad entera es controlado y mantiene un nivel constante, permitiendo que el excedente sea enviado hacia su disposición final (río Urubamba). Camas de Secado Estas camas están construidas en concreto y cuentan con distintas capas de arena y grava de distinto tamaño. El agua que drena a través de esos estratos es enviada hacia el sumidero de agua. Debido al clima lluvioso del área, las camas están protegidas por un cobertizo. Normalmente sólo una de las camas está en operación mientras los materiales acumulados en la otra pileta son secados. Finalmente, se extraen manualmente los materiales acumulados para su disposición final. Tanque Sumidero de Agua Es una cámara al ras del suelo, construida en concreto. Asociadas a ésta existen dos bombas que permiten extraer el agua acumulada y recircularla hacia la entrada de la unidad de flotación. Estas son bombas neumáticas que bombean un caudal de 35 gpm a 25 psig. Sólo una opera normalmente. Poza de Retención Es una estructura de concreto con un volumen de 630 barriles cuyo objetivo es retener los drenajes pluviales contaminados, así como el agua producida tratada fuera de especificación. Sus dimensiones son 16 pies de longitud, 39 pies de ancho y 10.2 pies de profundidad con un nivel operativo máximo de 2.6 pies. Para poder enviar el agua retenida hacia el sumidero de agua de lluvia, se cuenta con las bombas neumáticas de doble diafragma. Estas bombas bombean un caudal de 60 gpm descargando a una presión de 30 psig. Sólo una de estas opera normalmente. Tanque Sumidero de Agua de Lluvias Antes de ser enviada al río Urubamba, se envía el agua proveniente de la pileta de retención al sumidero de agua de lluvias, ya que la pileta de retención se encuentra por debajo del nivel del río. Las dimensiones de este sumidero son 16 pies de longitud, 39.3 pies de ancho y 13.8 pies de profundidad. El agua acumulada se bombea hacia una canaleta que desemboca en el río a través de las bombas sumergidas. Estas son bombas eléctricas que bombean un caudal de 35.2 gpm descargando a una presión de 14.2 psig. Una de estas bombas es de reserva. A continuación se muestra el diagrama de flujo de la planta de tratamiento de agua de producción instalado en la Planta de Gas de Malvinas:


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Diagrama de Flujo Sistema de Tratamiento de Agua de Producción en la Planta de Gas de Malvinas

NOTA: El agua eliminada de la producción entrante será separada en las instalaciones de entrada de la Planta y enviada al sistema de tratamiento de agua antes de su eliminación.

5. METODO DE DISPOSICION SUGERIDO

Sistema de Colección de Agua

Agua de Estabilización de Condensado

Agua de Drenajes no Presurizados

Agua de Lluvia Contaminada

Desgasificador

Tanque Pulmón

Tanque Desnatador

Tanque Pulmón de Hidrocarburo A

reprocesamiento

Desemulsificante

Celda de flotación

Agua tratada para el vertido final

Camas de secado

Flóculos retenidos

Agua filtrada

Floculante

Parámetros De

Calidad

A reprocesamiento

Si

No


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5.1. Caracterización del Agua de Producción El agua de producción esta definida como el fluido asociado a la producción de hidrocarburos en general; la misma que es separada y tratada antes de su disposición por inyección o en superficie. Para el caso de reservorios de gas, uno de los constituyentes asociados es el agua de condensación que se obtiene por la producción y procesamiento del gas. Para efectos de uniformizar los términos conforme a la reglamentación ambiental peruana para el sector hidrocarburos, el agua residual industrial es sinónimo de agua de producción. Los pozos de gas también producen agua de la propia formación, aunque por lo general, las cantidades son considerablemente más pequeñas que en los pozos de petróleo. Se puede esperar que los volúmenes se encuentren entre los 0,5 y 5 barriles de agua por millón de pies cúbicos de gas producido. Esto se ha confirmado con los resultados de las pruebas de producción realizadas en los pozos de la plataforma San Martín 1, habiéndose obtenido una relación de producción de un barril de agua por cada millón de pies cúbicos de gas producido. El agua de formación, en el eventual caso que se produzca por irrupción del frente de agua de los reservorios hacia los pozos productores de gas es también considerada como agua de producción. La presencia significativa de agua de formación se estima que podría presentarse después de varios años de iniciada la vida productiva de los pozos, de acuerdo a los resultados del modelo de simulación elaborado, el cual predice una producción constante de agua del orden de los 1000 BPD durante esta primera etapa de desarrollo de los yacimientos. Sin embargo, este pronóstico de producción conservador fue una primera aproximación que se ajustará, cuando se complete la información de los pozos de la plataforma San Martín 1 (pruebas de producción y resultados de análisis de núcleos). Si bien no se tiene todavía una historia de producción de los pozos, la información de las pruebas realizadas en los mismos refleja menores volúmenes de producción de agua que los pronosticados con el modelo de simulación inicial. Así se obtuvieron aproximadamente 500 BPD de agua con una salinidad promedio de 4800 ppm de cloruros, en el total de las pruebas de producción efectuadas en los 5 pozos de la plataforma San Martín 1. Se estima que la mayor parte del volumen de agua obtenido corresponde al agua de condensación contaminada con restos de fluido de perforación y completación, presentes en el momento de la prueba de cada uno de los pozos. La caracterización del agua de producción se confirmará con análisis a realizar durante la puesta en marcha de la Planta, para lo cual se ha previsto un programa de monitoreo del efluente con la finalidad de verter en superficie un efluente líquido que cumpla con los estándares aprobados en el EIA; mientras se desarrollan los estudios hidrogeológicos para determinar la formación receptora del agua de producción, a través de la reinyección en pozos de disposición. Por lo tanto, se espera que el agua de producción obtenida del procesamiento de gas en Malvinas, como agua de condensación separada y tratada, no debería tener niveles de


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concentración significativos en los parámetros indicadores aprobados para el monitoreo de efluentes líquidos, de tal manera que podría ser dispuesta en superficie hacia un cuerpo receptor (río Urubamba). 5.2. Estándares Asumidos para el Proyecto Los estándares asumidos por el proyecto recogen la exigencia de la normatividad ambiental para el sector hidrocarburos, así como de lineamientos internacionales, en caso no existan límites en la reglamentación peruana, de tal manera que asegurarían el mantenimiento de la calidad del cuerpo receptor que recibirá la descarga del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas. Cuerpo Receptor La calidad del cuerpo receptor en las áreas de influencia de operación de Pluspetrol está determinada por los lineamientos de la Ley General de Aguas (LGA), D.L. 17752 dentro de la Clase VI - Agua de zonas de Preservación de Fauna Acuática y Pesca Recreativa o Comercial. Para aquellos parámetros no definidos en la LGA y que son indicadores de contaminación tal como sólidos disueltos totales, cloruros, sulfatos, bario, fósforo total y nitrógeno amoniacal se han adoptado como referencia estándares ambientales internacionales (Canadá y Países Bajos) (ver Tabla Nº 1),

Tabla Nº 1 Estándares de Calidad de Cuerpo Receptor (Agua Superficial)

Parámetro Estándar Referencia

pH (UpH) 6,5 – 9,0 Canadá Oxígeno disuelto (mg/L) 4 LGA-Perú (clase VI) Demanda Bioquímica de Oxígeno (mg/L)

10 LGA-Perú (clase VI)

Sólidos Suspendidos Totales (mg/L)


Sólidos disueltos totales (mg/L) 3500 CEQG Aceite y grasas (mg/L) Ausencia LGA-Perú (clase VI) Cloruros (mg/L) 250 D.S.030-96 EM/DGAA Sulfatos (mg/L) 1000 CEQG Sulfuros (mg/L) 0,002 LGA-Perú (clase VI) Fenoles (mg/L) 0,1 LGA-Perú (clase VI) Fósforo total (mg/L) 0,15 EQSN Nitrógeno amoniacal (mg/L) 0,02 EQSN Bario (mg/L) 1 CEQG Cadmio (mg/L) 0,004 LGA-Perú (clase VI) Cromo (mg/L) 0,05 LGA-Perú (clase VI) Plomo (mg/L) 0,03 LGA-Perú (clase VI) Mercurio (mg/L) 0,0002 LGA-Perú (clase VI) Coliformes totales (NMP/100 mL) 20000 LGA-Perú (clase VI) Coliformes fecales – E. Coli (NMP/100 mL)



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LGA: Ley General de Aguas, Decreto Ley 17752, Articulo 81°, 1979. CEQG: Canadian Water Quality Guidelines for the Protection of Agriculture Water Uses, 2001. EQSN: Environmental Quality Standards for Surface Water. Ministry of Housing Physical

Planning and Environment Directorate-General for Environemntal Protection, 1991. Netherlands.

Efluentes Líquidos En el caso de la actividad de hidrocarburos, se cuenta con normativa que ha establecido los límites máximos permisibles para los efluentes líquidos producto de las actividades de explotación y comercialización de hidrocarburos líquidos y sus productos derivados (R.D. N°030-96-EM/DGAA). Sin embargo, existen numerosos parámetros incluidos en la Ley General de Aguas (D.L. 17752) que no son regulados por la normativa específica del sector y para los cuales se adoptan los estándares del Banco Mundial (ver Tabla Nº 2).

Tabla Nº 2 Estándares de Calidad de Efluentes Líquidos

Parámetro Estándar Referencia

pH (UpH) 6 – 9 Banco Mundial Demanda Bioquímica de Oxígeno (mg/L)

50 Banco Mundial

Sólidos Suspendidos Totales (mg/L) 50 Banco Mundial Aceites y grasas (mg/L) 30(1)

20(2) MEM-DGAA

Nitrógeno amoniacal (mg/L) 10 Banco Mundial Fenoles (mg/L) 0,5 Banco Mundial Sulfuro (mg/L) 1,0 Banco Mundial Bario (mg/L) 5,0(1)

3,0(2) MEM-DGAA

Cadmio (mg/L) 0,1 Banco Mundial Cromo total (mg/L) 0.5 Banco Mundial Plomo (mg/L) 0,4(1)

0,2 (2) MEM-DGAA

Mercurio (mg/L) 0,01 Banco Mundial Coliformes totales (NMP/100 ml) 400 Banco Mundial

(1): Valor en cualquier momento para descargas en agua continental. (2): Valor promedio anual para descargas en agua continental.

Banco Mundial: Limits for process Wastewater, Domestic Sewage and Contaminated Storm water

for discharge to surface waters. Pollution Prevention and Abatement Handbook. MEM-DGAA: R.D. N°030-96-EM/DGAA Niveles máximos permisibles de emisión de efluentes

líquidos para las actividades de hidrocarburos.


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5.3. Caracterización del Cuerpo Receptor Se presenta la evaluación de los resultados de línea base del estudio del río Urubamba que forma parte del EIA del Lote 88 – Camisea, el cual fue realizado por la empresa consultora Environmental Resources Management (ERM) en el año 2001 y aprobado en abril del año 2002. Sobre ésta línea base se recomendaron los parámetros indicadores para monitoreo en aguas superficiales y en efluentes líquidos para vertido. Hidrobiología Se consideran como parámetros abióticos en este caso, a aquellas condiciones físico químicas relevantes en el establecimiento y estructura de las comunidades acuáticas. En general, parámetros como la temperatura, oxígeno disuelto, dióxido de carbono, fosfatos y nitratos, registran valores normales propios de aguas naturales neutras. Asimismo, los valores de conductividad y dureza total guardan la misma relación para aguas blandas indicando un bajo contenido de sales. El color del agua es negruzco, sobre todo en creciente, debido a la gran cantidad de sedimentos que arrastra en suspensión, siendo más limpia en vaciante. Hidrología En referencia al régimen hidrológico del río Urubamba de acuerdo al hidrograma de los niveles diarios tomadas en la localidad de Nuevo Mundo puede decirse, que las crecientes se inician en el mes de octubre, aumentando gradualmente el nivel de las aguas hasta el mes de abril, a partir del cual, el nivel comienza a decrecer (vaciante) hasta alcanzar su máxima vaciante en los meses de julio, agosto y setiembre (ver Figura 2). Los caudales anuales medios, máximos y mínimos, del río Vilcanota (que corresponde a la parte más alta del Urubamba), registrados en las estaciones limnimétricas de Lucumachayoc (1958/93) y Písac (1965/86), muestran un caudal medio anual de 114,1 m3/s y 73,4 m3/s, respectivamente. Por otro lado, el estudio técnico de navegabilidad en el río Urubamba realizado el año 2002, registró caudales máximo y mínimo de 1056,9 m3/s y 339,7 m3/s, respectivamente. Se estima que los valores del caudal en la época de avenidas o crecidas pueden superar normalmente los 2.000 m3/s. Otros Indicadores Se realizó el análisis de metales pesados por medio de la técnica de plasma de acoplamiento inductivo. Este procedimiento permitió detectar los metales presentes en disolución llegando a los niveles trazas de detección exigidos por los organismos de salud. Bajo esta técnica las muestras analizadas no evidenciaron concentraciones de metales pesados que indicaran algún tipo de riesgo ambiental. En las muestras analizadas en el río Urubamba, no se registraron valores superiores al límite de detección del método seleccionado para hidrocarburos totales de petróleo (TPH). Sin embargo, en lo que respecta al contenido de coliformes (totales y fecales), algunas de las muestras analizadas evidenciaron un alto contenido por lo que limitaría el uso del recurso para consumo humano.


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En resumen, de acuerdo a la caracterización del cuerpo receptor formulado en el EIA es de esperar que el río Urubamba tenga la suficiente capacidad para admitir los volúmenes de descarga del agua de producción proyectados de la Planta de Gas. 6. CONCLUSIONES Sobre la base de lo mencionado en las diferentes secciones se formulan las siguientes conclusiones: • La alternativa de reinyección del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas

(compromiso del EIA), no será posible desde el inicio de la operación de la planta, por lo que se ha creído por conveniente disponer el agua de producción en superficie, por las siguientes consideraciones:

− La realización de los estudios hidrogeológicos y la determinación de la mejor

ubicación de los pozos de disposición (disposal well) cerca de la planta, debe ser una solución global para el manejo del agua de producción generada por el desarrollo del proyecto. Esto representa una condición para una efectiva reinyección del agua en el subsuelo como método de disposición ambientalmente aceptable.

− La futura ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Gas de

Malvinas a mediano plazo, debido al desarrollo del yacimiento Cashiriari y otros proyectos, justifica la necesidad de contar con un estudio de factibilidad para la reinyección del agua de producción, previendo mayores volúmenes de efluentes líquidos de la Planta.

• El Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, faculta a

Pluspetrol el solicitar a la Autoridad Competente, la aprobación de un método alternativo de disposición diferente al aprobado en el EIA.

• El diseño de la Planta de tratamiento de agua de producción ha tenido en cuenta el

esquema de producción del Lote 88 y los resultados de las pruebas de producción de los pozos en el yacimiento San Martín, habiéndose proyectado el tratamiento de 400 a 500 BPD de agua, a la capacidad máxima de operación de la Planta.

• Se espera que el agua de producción separada y tratada, obtenida del procesamiento de

gas en Malvinas, como agua de condensación, no debería tener niveles de concentración significativos en los parámetros indicadores aprobados para el monitoreo de efluentes líquidos, de tal manera que podría ser dispuesta en superficie hacia un cuerpo receptor (río Urubamba).

• La caracterización del agua de producción se confirmará con análisis realizados durante

la puesta en marcha de la Planta, para lo cual se ha previsto un programa de monitoreo especial del efluente con la finalidad de verter en superficie un efluente líquido que cumpla con los estándares aprobados en el EIA.


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• Los estándares formulados en el EIA, como límites de concentración de parámetros indicadores en aguas superficiales y efluentes líquidos, recogen una exigencia de la normatividad ambiental para el sector hidrocarburos, así como de lineamientos internacionales, que asegurarían un mantenimiento de la calidad del cuerpo receptor que recibirá la descarga del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas.

• De acuerdo a la caracterización del cuerpo receptor formulado en el EIA es de esperar

que el río Urubamba tenga la suficiente capacidad para admitir los volúmenes de descarga del agua de producción proyectados de la Planta de Gas.

• Pluspetrol no desconoce el compromiso de la reinyección del agua de producción, sin

embargo, esto se efectuará una vez que se hayan elaborado los estudios correspondientes, previendo el desarrollo de los yacimientos de San Martín y Cashiriari y de otros proyectos.

FIGURAS Figura 1 - Plano de la Planta de Tratamiento de Agua de Producción Figura 2 - Hidrograma del Río Urubamba en la Estación Nuevo Mundo

Modificaciones al Estudio de Impacto Ambiental y Social...

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