informe de supervisión y fiscalización de los sistemas de...

Informe de Supervisión y Fiscalización de Producción, Procesamiento y Transporte de Gas Natural

Segundo Semestre 2010

División de Producción, Procesamiento y Transporte

Gerencia de Fiscalización de Gas Natural

Informe de Supervisión y Fiscalización de los Sistemas de Producción, Procesamiento y

Transporte de Gas Natural Segundo Semestre 2010



TABLA DE CONTENIDOS

Contenido

1. OBJETIVO ................................................................................................................................................ 3

2. AMBITO DE SUPERVISIÓN ..................................................................................................................... 3

2.1. SUPERVISIÓN PRE-OPERATIVA ................................................................................................... 5

2.2. SUPERVISIÓN OPERATIVA ............................................................................................................ 5

2.3. SUPERVISIÓN ESPECIAL............................................................................................................... 5

3. ACCIONES DE SUPERVISIÓN REALIZADAS EN EL SEGUNDO SEMESTRE DEL 2010 ...................... 7

3.1. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE GAS NATURAL .............................. 7

3.1.1. Supervisión del Lote 57 Repsol Exploración Perú S.A. Sucursal del Perú .................................... 8

3.1.2. Supervisión del Lote 58 - Petrobrás Energía Perú S.A. ................................................................ 8

3.1.3. Supervisión del Lote 88 – Pluspetrol Perú Corporation S.A. ........................................................ 9

3.1.4. Supervisión del Lote 56 (Pagoreni) - Pluspetrol Perú Corporation S.A. ...................................... 10

3.2. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ..................... 12

3.2.1. Supervisión de la Planta de Separación de Malvinas – Pluspetrol Peru Corporation. ................. 12

3.2.2. Supervisión de la Planta de Fraccionamiento de Pisco- Pluspetrol Peru Corporation ................. 14

3.2.3. Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita – Perú LNG S.R.L......................... 15

3.2.4. Supervisión de la plantas de Procesamiento de Gas Natural- de Aguaytia del Peru SRL. .......... 16

3.3. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE

GAS NATURAL POR DUCTOS ............................................................................................................... 18

3.3.1. Supervisión de la Segunda Ampliación de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos

de Gas Natural de Camisea .................................................................................................................... 19

3.3.2. Supervisión del Sistema de Transporte Aguaytía Energy (Sistema de Recolección e Inyección y

Ductos Principales). ................................................................................................................................ 20

3.3.3. Supervisión del Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, de Perú LNG

S.R.L 21

4. INDICADORES DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL ........................................................................ 22

4.1. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL............................................ 22

4.2. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL..................................... 23

4.3. TRANSPORTE POR DUCTOS DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL .................... 25



INFORME DE SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y

TRANSPORTE DE GAS NATURAL 1. OBJETIVO

El presente informe tiene por objetivo exponer las actividades desarrolladas por la División Producción, Procesamiento y Transporte (DPTN) de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN en la Supervisión de los Sistemas de Producción, Procesamiento y Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, durante el Segundo Semestre del año 2010, para verificar el cumplimiento de la normatividad en los aspectos técnicos, de seguridad, social-ambientales de dichas instalaciones.

2. AMBITO DE SUPERVISIÓN El ámbito de la supervisión y fiscalización de la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural se muestra en la Tabla Nº 1:

Tabla Nº 1.- Ámbito de Supervisión de la DPTN

Área Empresa Instalaciones a supervisar

PRO

DU

CC

IÓN

Aguaytía Energy del Perú SRL

- Producción del Lote 31-C Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

Pluspetrol Perú Corporation S.A.

- Producción del Lote 88, San Martín y Cashiriari - Producción del Lote 56, Pagoreni - Ampliación del Programa de Perforación de Desarrollo en el Lote 56

Ubicación: Cuzco (Echarate-La Convención)

Repsol Exploración Perú S.A. – Sucursal del Perú

- Prospección sísmica 2D – 3D, perforación de 23 pozos exploratorios y Desarrollo del Área Sur de campo Kinteroni, en el lote 57. Ubicación: Cuzco (Echarate-La Convención)



Área Empresa Instalaciones a supervisar

PRO

CES

AM

IEN

TO


Planta de Separación de Gas Natural Malvinas: - Unidades de proceso de la Planta de Separación de Gas Natural de Malvinas

(Lotes 56 y 88) - Tanques de almacenamiento y sistema de recepción y/o despacho de la Planta

de Separación de Gas Natural de Malvinas (Lote 56 y 88) - Proyecto de Segunda Ampliación de la Planta


Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco

- Unidades de proceso de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco (Lote 56 y 88)

- Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco (Lote 56 y 88)

- Proyecto de Segunda Ampliación de la Planta Ubicación: Ica (Pisco)

Aguaytía Energy del Perú SR.L.

Plantas de Separación de Gas Natural y Fraccionamiento de LGN de Aguaytía - Unidades de proceso de las Plantas de Separación de Gas Natural de

Curimaná y de Fraccionamiento de LGN de Yarinacocha. Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

- Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Yarinacocha Ubicación: Ucayali (Yarinacocha-Coronel Portillo)

Perú LNG S.R.L.

Planta de Gas Natural Licuado Pampa Melchorita - Unidades de proceso de la Planta de GNL Pampa Melchorita - Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de GNL

Pampa Melchorita Ubicación: Lima (Cañete-Cañete)

TRA

NSP

OR

TE


- Operación de los Flow Lines del Lote 56 (Pagoreni) - Operación de los Flow Lines del Lote 88 (San Martín y Cashiriari)


- Ducto Principal de GN, de Humay-Lobería Ubicación: Ica (Pisco)

Transportadora de Gas del Perú S.A.

- Sistema de Transporte de LGN por Ductos de Camisea a la Costa - Sistema de Transporte de GN por Ductos de Camisea al City Gate - Estaciones de Bombeo de LGN - Estaciones Reductoras de presión de LGN - Planta Compresora de Chiquintirca - Proyecto de Ampliación del Sistema de Transporte de Gas Natural y Liquido de

Gas Natural de Camisea Lima, en el Sector Selva - Loop Selva Ubicación: Cuzco, Ayacucho, Huancavelica, Ica, Lima

Varias Empresas

- Ducto de Uso Propio, Aceros Arequipa S.A. Ubicación: Ica (Pisco)

- Ducto de Uso Propio, Minsur Ubicación: Ica (Pisco)

- Ducto de Uso Propio, EGESUR-EGASA Ubicación: Ica (Pisco)

Perú LNG S.R.L.

- Ducto Principal de la Planta de LGN Pampa Melchorita Ubicación: Ayacucho, Huancavelica, Ica, Lima

- Ducto de uso propio para gas combustible de la Planta de LNG Ubicación: Lima (Cañete)

Aguaytía Energy del Perú S.R.L.

- Flow Lines Lote 31-C Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

- Sistema de Ductos para la Central Térmica de Aguaytía y Planta de Fraccionamiento de Pucallpa, y Ubicación: Ucayali (Curimaná, Yarinacocha)

- Otros ductos menores (Planta Fraccionamiento de Pucallpa a Electro Ucayali en Yarinacocha y de Manatay a Pucallpillo) Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

Kuntur Transportadora de Gas S.A.C.

- Proyecto del Gasoducto Andino del Sur Ubicación: Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua



Los tipos de supervisión realizadas por la División de Producción, Procesamiento y Transporte son las siguientes:

2.1. SUPERVISIÓN PRE-OPERATIVA La Supervisión Pre-Operativa es aquella supervisión que se realiza con el fin de que las personas naturales o jurídicas que deseen realizar una actividad del subsector Hidrocarburos, acrediten ante OSINERGMIN que han cumplido con las normas técnicas, de seguridad y medio ambientales establecidas para dicho efecto en la normatividad vigente. Cabe señalar que en segundo semestre del año 2010, no han existido nuevos proyectos que ameriten la aplicación del nuevo régimen de supervisión: Certificación del diseño y la construcción de sistemas de gas natural.

2.2. SUPERVISIÓN OPERATIVA La Supervisión Operativa es aquella que se realiza a instalaciones o unidades que se encuentran autorizadas a operar para determinar si conservan las características establecidas por la normatividad vigente del subsector hidrocarburos, así como si en el ejercicio de sus actividades cumplen con la normatividad vigente.

En el segundo semestre del año 2010, se continuó con la aplicación de la modalidad de supervisión operativa denominada “Procedimiento de Declaraciones Juradas de Cumplimiento de Obligaciones relativas a las Condiciones Técnicas, de Seguridad y de Medio Ambiente aplicables a Ductos Mayores de 20 Bar”.

2.3. SUPERVISIÓN ESPECIAL La Supervisión Especial es aquella que se realiza con fines específicos, destinada a comprobar si ciertas características de la operación, instalación o equipamiento tienen las condiciones requeridas por las normas, o que las acciones efectuadas se han realizado correctamente, así como hechos circunstanciales como:

a) Informalidad. b) Accidentes: incendios, explosiones, accidentes industriales, etc. c) Derrames, vertimientos, emisiones, etc. d) Denuncias



También están comprendidas las acciones de supervisión adicionales a las del Programa Anual de Supervisión y que a juicio de OSINERGMIN sean necesarias.


Segundo Semestre 2010 3. ACCIONES DE SUPERVISIÓN REALIZADAS EN EL SEGUNDO

SEMESTRE DEL 2010

En la Figura N° 1 se muestra el cumplimiento de programa de supervisión de la DPTN. Como puede observarse, en todo el año 2010 la ejecución de las actividades de supervisión alcanzó el 97% de cumplimiento, superando la meta mínima anual de 90% de cumplimiento, establecida para garantizar la calidad en el desarrollo de los sistemas de producción, procesamiento y transporte por ductos de gas natural y líquidos de gas natural.

Figura N° 1

3.1. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE GAS NATURAL

En la Tabla Nº 2 se detalla el número de visitas de supervisión de las actividades de Producción, acumuladas al mes de Diciembre 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

4 4 5 5 4 5 4 6 5 5 3 3 4 5 5 4 4 6 3 2 5 3 3 65 5

9 7 912

6 4 6 7 8 6 7 8 9 11 912

107

1110 10

10

26 2624 29 25

32

24 28 2326 26

2528

1926 21 25 14 23

21

23

17 15 11

100.0%107.9%

128.9%

111.8% 111.8%

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82.1%90.0% 84.0%

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77.0%

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CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE SUPERVISION - DPTNENERO A DICIEMBRE 2010

PRODUCION PROCESAMIENTO TRANSPORTE % de Cumplimiento

Meta Propuesta Anual: 90%Meta Lograda 2010: 97%



Tabla Nº 2.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ENERO – DICIEMBRE 2010

Empresa Instalación Aspecto

Técnico y Seguridad

Aspecto Socio-

Ambiental Supervisión

Especial Total

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Lote 56, Pagoreni 8 2 - 10

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Lote 56, Mipaya 2 1 1 4

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Lote 88, Cashiriari 17 7 - 24

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Lote 88, San Martín 7 3 - 10

Aguaytía Energy del Perú S.R.L. Lote 31-C 5 2 - 7

Petrobrás Energy Lote 58 - - 7 7

Repsol Exploración Lote 57 - - 4 4

Total de Visitas Operativas en el año: 39 15 12 66

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el Segundo Semestre del año 2010, a las instalaciones de la Tabla Nº 2.

3.1.1. Supervisión del Lote 57 Repsol Exploración Perú S.A. Sucursal

del Perú

En coordinación con la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos, la DPTN realizó visitas de supervisión a las locaciones del Lote 57 cubriendo las actividades del Proyecto de Perforación de Tres (03) Pozos Exploratorios y Complementación del Pozo 57-29-1XST en la Locación Kinteroni y las Comunidades de la zona de influencia directa e indirecta del dicho lote.

3.1.2. Supervisión del Lote 58 - Petrobrás Energía Perú S.A. En coordinación con la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos, la DPTN realizó visitas de supervisión a las locaciones del Lote 58, para verificar el cumplimiento del Plan de Manejo Socio Ambiental Participativo, el cumplimiento del Plan de Prevención y Mitigación de Impactos, el cumplimiento del Programa de Relaciones Comunitarias y el cumplimiento del Programa de Transito Fluvial y el Código de Conducta y Ética.



Lote 58: Reunión con la Comunidad Nativa de Sepahua y Petrobras, para verificar el cumplimiento de los compromisos asumidos de la empresa. Noviembre 2010

Lote 58:Vista de la Plataforma de Perforación Urubamba 1X

3.1.3. Supervisión del Lote 88 – Pluspetrol Perú Corporation S.A. En el segundo semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente, de los sistemas contraincendio de las Plataformas San Martín 1 y 3, y Cashiriari 3.

Plataforma San Martín1:Vista de los Cellar dondese encuentra ubicado los trespozos que son re-inyectores de gasseco. Octubre 2010.

Plataforma San Martín 3:Vista del área delgenerador eléctrico, ubicado en lasinstalaciones de re-inyección degas, en San Martin 3. Octubre 2010.



Plataforma Cashiriari 3:Vista del área del KOD. Noviembre 2010.

Plataforma Cashiriari 3:Vista del área de las líneas de producción, después del medidor Multifásico, en donde se realizan la medición del diferencial de presión. Noviembre 2010.

3.1.4. Supervisión del Lote 56 (Pagoreni) - Pluspetrol Perú Corporation

S.A.

En el segundo semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de los siguientes componentes: Plataforma Pagoreni A:

- Actividades de perforación, instalación de casing y cementación del pozo 1007D

- Sistema contraincendio de las instalaciones de perforación, que hace uso de agua proveniente del río Camisea a través de una línea de 6” hasta la plataforma de perforación, luego ingresa a los dos tanques de almacenamiento de agua del cual sale y va hacia la bomba contra incendio. Incluye gabinete y mangueras contra incendio, implementos de seguridad de la brigada contra incendio, extintores portátiles y rodantes ubicados en la plataforma de perforación y sobre los tanques de lodo.

- Las válvulas de superficie de control instalados en cabezal de los pozos inyectores y productor.

- El sistema de control de todos los equipos de superficie. Plataforma Pagoreni B:

- Las instalaciones de control de superficie de cada pozo productor con sus respectivos indicadores de presión

- El panel de control de los pozos productores con sus respectivos puesta a tierra.

- Los medidores de flujo Multifásico. - El Manifold de producción en el cual sejuntan la producción de

los tres pozos productores y van hacia la planta Malvinas - La línea de lanzador de raspatubos (Pig Intellegent) con muro

de contención contraderrames.



Plataforma Pagoreni A:Vista de la estación de bombeo, ubicado aproximadamente a 50m de la toma de agua (río Camisea), en el cual se encuentran dos bombas de agua. Diciembre 2010.

Plataforma Pagoreni A: Vista de bomba contra incendio Wild Well Control, con dos líneas de flujo las cuales: 1). Línea de flujo de agua que proviene de los tanques de almacenamiento de agua e ingresa a la bomba; y 2) Línea de flujo de agua de sale de la bomba y va hacia el sistema de rociadores. Diciembre 2010

Plataforma Pagoreni B:Vista del pozo productor degas PAG-1001D con sus instalaciones completas, con presión en cabeza de pozo de 2102.00psi,presión de ingreso en la línea de flujo de 1607.70psi.

Plataforma Pagoreni B: Vista del sistema debloqueo (Shut Down Valve) ubicadosobre la línea de producción que va hacia la planta Malvinas.


Segundo Semestre 2010 3.2. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS

NATURAL

En las Tabla Nº 3 y 4 se detalla el número de visitas de supervisión de las actividades de Procesamiento de Gas Natural, acumuladas al mes de Diciembre 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

Tabla Nº 3.- VISITAS DE SUPERVISION PRE-OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO – DICIEMBRE 2010



Aspecto Socio


Especial Total

Perú LNG S.R.L Planta de Licuefacción de Gas Natural – Pampa Melchorita 15 8 - 23

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Segunda Ampliación Planta Malvinas 9 4 - 13

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Segunda Ampliación Planta Pisco 9 1 - 10

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Minitopping – Planta Malvinas 4 - - 4

Total de Visitas Pre-Operativas en el año: 37 13 0 50

Tabla Nº 4.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS ACUMULADAS A INSTALACIONES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO – DICIEMBRE 2010



Aspecto Socio


Especial Total


Planta de Separación de Gas Natural de Malvinas 11 2 - 13


Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco 10 3 4 17


Consumidor Directo: Pluspetrol 2 1 1 4

Aguaytía Energy del Perú S.R.L.

Planta de Procesamiento y Fraccionamiento de Aguaytía 7 3 - 10

Perú LNG S.R.L Planta de Licuefacción de Gas Natural – Pampa Melchorita 8 1 - 9

Total de Visitas Operativas en el año: 38 10 5 53

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el Segundo Semestre del año 2010, a las instalaciones de las Tablas Nº 3 y 4.

3.2.1. Supervisión de la Planta de Separación de Malvinas – Pluspetrol Peru Corporation.

De las visitas de supervisión efectuadas ala Planta existente, se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente, tanto del Área de Procesos como el de Tanques.



PLANTA MALVINAS:Vista del turbo compresor Nuovo Pignone PN 2, el mismo que se encuentra en mantenimiento mayor por operación 52,000 horas acumuladas. En esta oportunidad, la turbina a gas fue reemplazada completamente por una nueva de mayor potencia. Octubre 2010

PLANTA MALVINAS:La vista muestra la ubicación del Cold Separator, en la parte inferior de la torre, en la unidad criogénica N° 4. Octubre 2010

Por otro lado, como parte de las labores de supervisión del Proyecto de Segunda Ampliación de la Planta de Separación de Gas Malvinas, el 4 de junio del 2010, OSINERGMIN emitió la Resolución Nº 3611-2010-OS-GFGN/DPTN que aprobó el Informe Técnico con dictamen Favorable (ITF) para la instalación de dicho Proyecto. A partir del mes de julio la DPTN viene supervisando las actividades de construcción de esta ampliación y como parte de esta labor en noviembre se supervisó los trabajos civiles de las diferentes unidades de procesos y equipos relacionados con este proyecto. Se verificó que en diciembre 2010 se continuó con los trabajos de cimentación, los cuales experimentaron algunos retrasos debido a las lluvias que se presentan en ese mes, esperando que se concluya a mediados de enero del 2011. Este Proyecto contempla instalar un tren criogénico adicional (actualmente se tienen instalados cuatro trenes) de una capacidad de diseño para procesar 520 millones de pies cúbicos estándar por día (MMPCD) de gas natural, incrementando así la capacidad total de 1.160 a 1.680 MMPCD. El gas que será procesado provendrá de los pozos adicionales perforados en la locación Cashiriari 3 del Lote 88 y de los pozos que se están perforando en el yacimiento Kinteroni del Lote 57 de la empresa Repsol.



De acuerdo a información proporcionada por Pluspetrol, se estima que el Proyecto concluirá el segundo trimestre del año 2012.

PLANTA MALVINAS:Cimentación de bases donde se instalarán los equipos de procesos - Planta Malvinas. Diciembre 2010

PLANTA MALVINAS:Trabajos en bases de concreto para los nuevos Turbo Compresores - Planta Malvinas. Diciembre 2010

3.2.2. Supervisión de la Planta de Fraccionamiento de Pisco- Pluspetrol Peru Corporation Como parte de las labores de supervisión del Proyecto de Segunda Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Pisco, el 16 de noviembre con Resolución Nº 11268-2010-OS-GFGN/DPTN, OSINERGMIN aprobó el Informe Técnico Favorable para la Instalación del proyecto. Asimismo, el 19 de noviembre Pluspetrol solicitó a OSINERGMIN el ITF para el Uso y Funcionamiento por dicha ampliación. Se precisa que previamente, el 29 de octubre de 2010, la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas aprobóel Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para la Ampliación de las unidades de procesamiento y almacenamiento de la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Este proyecto contempla instalar una tercera unidad de fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN) con capacidad para procesar 35 mil barriles por día (MBPD) LGN, incrementando así la capacidad total de 85 a 120 MBPD. La empresa Pluspetrol estima concluir el proyecto el segundo trimestre del año 2012.



De las visitas de supervisión efectuadas al Proyecto, se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente, de los siguientes componentes del proyecto:

- Aislamiento del área denominada A1 mediante cercos de malla de plástico así como planchas metálicas, que comprende zona para instalación de nuevo Tanque de Condensado y de las cimentaciones para equipos.

- Estudios geotécnicos para conocer las condiciones geotécnicas para las cimentaciones de las nuevas instalaciones a construir

A diciembre 2010, el avance global del Proyecto es mínimo, caracterizado básicamente en acciones de planeamiento y procura de equipos.

PLANTA PISCO: Vista panorámica del área libre de expansión correspondiente a la zona denominado A1 donde se ubicarán las Areas 520/525/610 que incluyen al nuevo Tanque de Condensado TKBJ23000, a las cimentaciones para equipos tales como las columnas CBA-23075/23065/610 y los hornos MAP-25010/35010, así como para las facilidades de la construcción. Diciembre 2010.

PLANTA PISCO: El área de expansión A1 aislada en mediante cerco de malla de plástico. Diciembre 2010.

3.2.3. Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita – Perú LNG S.R.L. De las visitas de supervisión efectuadas a la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente, de toda la Planta de las instalaciones marinas. Asimismo, se verificó el incremento del conocimiento cabal, por parte de los operadores, de los procesos que se desarrollan desde el ingreso del gas natural hasta la licuefacción del mismo y su operación de carga a los buques metaneros.



Se precisa que desde el mes de Octubre de 2010, las instalaciones y operaciones de la Planta se encuentra bajo la custodia y control de la Compañía Operadora de LNG del Perú SAC (COLP), por encargo de Perú LNG S.R.L., luego del periodo de garantía a cargo de la empresa constructora CB&I. Se verificó el incremento del conocimiento cabal, por parte de los operadores, de los procesos que se desarrollan desde el ingreso del gas natural hasta la licuefacción del mismo y su operación de carga a los buques metaneros.

Vista panorámica de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita

3.2.4. Supervisión de la plantas de Procesamiento de Gas Natural- de Aguaytia del Peru SRL.

En el segundo semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de laPlanta de Separación de Gas en Curimaná y de la Planta de Fraccionamiento de Yarinacocha, en lo que respecta a los siguientes aspectos:

- Programa de Mantenimiento e Inspección de Recipientes a Presión, equipos principales y tuberías

- Inspección y Mantenimiento a Válvulas de Seguridad - Sistema Contra Incendio (portátiles y rodantes; certificados de

prueba hidrostática realizada a los extintores; inspecciones y mantenimiento anual realizado a los extintores; cumplimiento del programa de inspección, mantenimiento y prueba de confiabilidad de los detectores de gas y humo, etc).



PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN:Vista de las bombas del sistema contra incendio, las cuales se encuentran en buen estado de mantenimiento y operación. Setiembre 2010.

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LGN:Vista de la prueba realizada de los hidrantes ubicados en el área de los Bullets. Setiembre 2010.


Segundo Semestre 2010 3.3. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS

NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL POR DUCTOS

En las Tablas Nº 5 y 6 se detalla el número de visitas de supervisión de las actividades de Transporte de gas Natural por Ductos, acumuladas al mes de Diciembre 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

Tabla Nº 6.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS A INSTALACIONES DE TRANSPORTE DE GAS

NATURAL POR DUCTOS ENERO –DICIEMBRE 2010

Empresa Instalación Aspecto Ambiental

Aspecto Técnico y Seguridad

Aspecto Social

Supervisión Especial Total

AguaytíaEnergy del Perú S.R.L.

Sistema de Transporte (Sistema de Recolección e Inyección y Ducto Principal) 1 6 2 - 9

Perú LNG S.R.L Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado-Ducto Principal en operación 6 19 17 - 42

Perú LNG S.R.L Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado-Ducto de Uso Propio - 2 - 2


Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 – San Martín 5 5 3 - 13 Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 –Cashiriari 6 2 2 - 10 Sistema de Recolección e Inyección de Lote 56 Pagoreni 6 4 3 - 13 Ducto Principal de Punto de Derivación de Humay hasta Planta de Fraccionamiento de Pisco

- 2 - - 2


Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea hasta el City Gate 15 39 27 - 81

Transportadora de Gas del Perú S.A. Proyecto del Loop de la Costa - 3 - - 3 Corporación Aceros Arequipa S.A.

Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta industrial - 2 - - 2

Minsur S.A. Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta industrial - 2 - - 2

Enersur S.A. Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta Termoeléctrica. - 2 - - 2

Kallpa Generación S.A.

Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta Termoeléctrica. - 1 - - 1

Total de Visitas Operativas en el mes: 39 89 54 0 182

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el Segundo Semestre del año 2010, a las instalaciones de las Tablas Nº 5 y 6.

Tabla Nº 5- VISITAS DE SUPERVISION PRE-OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR DUCTOS ENERO –DICIEMBRE 2010

Empresa Instalación Aspecto Ambiental

Aspecto Técnico y Seguridad

Aspecto Social

Supervisión Especial Total

Perú LNG S.R.L. Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado – Ducto Principal (en construcción) (Hasta Mayo 2010)

10 22 11 4 47

EGESUR Proyecto de Ducto de Uso Propio, EGESUR (en trámite para construcción) - 3 - - 3


Proyecto de Planta de Compresión Chiquintirca en el Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea hasta el City Gate

- 21 - - 21

Total de Visitas Pre-Operativas en el año: 10 46 11 4 71



3.3.1. Supervisión de la Segunda Ampliación de los Sistemas de

Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea

La segunda ampliación de la capacidad del sistema de transporte de gas natural y de líquidos de gas natural, a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP) consiste en los siguientes Proyectos:

Loop en el Sector Selva

El Loop Selva consta de dos ductos, uno paralelo al actual ducto de gas natural y otro paralelo al actual ducto de líquidos de gas natural (LGN); así como de una nueva Estación de Bombeo de LGN (PS2A). Este proyecto, junto con la cuarta bomba adicional a las tres existentes en cada una de las cuatro Estaciones de Bombeo, permitirá ampliar la capacidad del sistema a 100 mil barriles por día(MBPD) de LGN, considerando un caudal de diseño de 120 MBPD. Este proyecto consiste en la instalación de lo siguiente: - Un ducto para gas natural de 150 km de longitud y 32 pulgadas de

diámetro. - Un ducto para líquidos de gas natural de 150 km de longitud y 24

pulgadas de diámetro. - Un ducto de interconexión de líquidos de gas natural de 6 km de

longitud y 14 pulgadas de diámetro. - Una Estación de Bombeo con caudal de diseño de 120.000 barriles por

día de Líquidos de gas natural. Estos ductos tendrán su punto de inicio en la Planta de Separación Malvinas y finalizarán en los alrededores de la localidad de Kepashiato en Cusco, donde se interconectarán con el sistema de transporte actual. Se precisa que en agosto del 2010 la DGAAE no aprobó el EIA presentado por TGP, el MINEM y TGP han visto conveniente analizar otras rutas alternas y esperan concretar su construcción en el más breve plazo.Por su parte, el MINEM ha constituido una Comisión Especial encargada de acordar con TGP un nuevo proyecto de ampliación del Sistema de Transporte y la modificación del Contrato de Concesión.

Loop en el Sector Costa La construcción de la segunda etapa de este gasoducto, cuya longitud es de 30 km, seiniciará en la progresiva Kp 699+500 en Chilca y terminará en el City Gate de Lurín en Lima. Este Loop tendrá una longitud aproximada de 136 kilómetros. De acuerdo a lo programado, esta construcción está incluida en el proyecto de ampliación del sistema de transporte.



Ampliación de la Planta de Compresión de Chiquintirca Este proyecto considera la instalación de dos turbocompresores adicionales a las cuatroexistentes en la Planta de Compresión de Chiquintirca, con la finalidad de incrementarla capacidad del sistema de transporte de gas natural por ductos. Con esta ampliación, la capacidad de compresión se incrementará a 90.000 HP y se estima que para inicios del año 2014, la planta trabajaría con 5 turbocompresores en operación y uno en reserva.

Esquema del Proyecto de Ampliación de los Sistema de Transporte de Gas Natural y Líquidos de

Gas Natural de Camisea

3.3.2. Supervisión del Sistema de Transporte AguaytíaEnergy (Sistema

de Recolección e Inyección y Ductos Principales).

De las visitas de supervisión efectuadas ala los ductos de la empresa Aguaytia, en el segundo semestre de 2010, se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de los trabajos de geotecnia



AGUAYTIA:Vista del DDV hacia mayores desde KP 39+446, recompuesto. Noviembre 2010.

AGUAYTIA:Poste de protección catódica en KP 39+446. Estación Neshuya.Noviembre 2010.

3.3.3. Supervisión del Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de

Pampa Melchorita, de Perú LNG S.R.L

Durante el segundo semestre de 2010 realizaron visitas de supervisión para verificar el cumplimiento de la normatividad técnica y de seguridad, así también verificar la información presentada por el operador en sus Declaraciones Juradas de Cumplimiento de Obligaciones relativas a las Condiciones Técnicas, de Seguridad y de Medio Ambiente aplicables a Ductos Mayores de 20 Bar, correspondiente al periodo de Julio 2010, específicamente en el tema de Sistema de Integridad de Ductos y la evaluación de los trabajos de geotecnia.

PERU LNG: Vista panorámica de las instalaciones de la Meter Station de PLNG ubicada en el Kp 0. Noviembre 2010.

PERU LNG:KP 31+750 a menores. Detalle de cortacorrientes en buenas condiciones. Noviembre 2010.


Segundo Semestre 2010 4. INDICADORES DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL

4.1. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

En la Figura N° 2se muestra el Balance de Carga y Procesamiento de Gas Natural de Camisea, correspondiente al mes de diciembre del 2010.

Figura N° 2

En la Figura N° 3 se muestra el Balance de Carga y Procesamiento de Líquidos de Gas Natural de Camisea, correspondiente al mes de diciembre del 2010.

Figura N° 3

Planta Malvinas

Uso PropioCity Gate

206.6 MMPCDChiquintirca

Promedios diarios del Mes de Diciembre 2010

Lotes 88 y 56

1291MMPCD

REINYECCIÓN227.1 MMPCD

81.0 MBPDLGN

PlantaMelchorita

Fechas y Volúmenes de Exportación Diciembre

Planta Pisco

Retenido

Flare

A Exportación: 580 MMPCD

Generación Eléctrica, Kallpa+Enersur+Egesur+

Duke EnergyChilca: 141.5 MMPCD

Humay, Pisco15 MMPCD

A Consumo Interno:

363.1 MMPCD

A Chiquintirca: 943.1 MMPCDGN

C.UA: 54.1 MMPCD

03/12/2010 – 134 961 m3

11/12/2010 – 162 315 m317/12/2010 – 170 012 m3

25/12/2010 – 169 009 m3

Balance de Carga y Procesamiento de Gas NaturalDiciembre 2010

Planta Malvinas

Uso Propio

Lotes 88 y 56

1291 MMPCD

REINYECCIÓN227.1 MMPCD

LGN

GN943.1 MMPCD

A Exportación

A consumo interno

Retenido

Flare

A Planta Pisco: 81.0 MBPD

Diesel: 11.0MBPD

Nafta: 31.2 MBPD

Propano: 25.6 MBPD

Butano:12.8 MBPD

Promedios diarios del Mes de Diciembre 2010

GLP

Balance de Carga y Procesamiento de Gas NaturalDiciembre 2010



4.2. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS

NATURAL

En la Figura N°4se muestra el volumen promedio diario de gas natural procesado en la Planta de Separación de Malvinas de Enero a Diciembre 2010. El promedio procesado en diciembre fue de 1,291.1 MMPCD, lo cual representa la mayor producción de gas natural procesada desde la puesta en operación del Proyecto Camisea, en agosto de 2004.

Figura N° 4

En la Figura N° 5 se muestran los volúmenes promedio diarios de Líquidos de Gas Natural (LGN) procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco de enero a diciembre 2010. Se observa que el volumen procesado actualmente se acerca a la capacidad de diseño, con lo cual se sustenta la necesidad de ampliar la capacidad de ambas plantas. Se observa además, que el promedio de LGN procesado en la Planta de Fraccionamiento de Pisco en diciembre de 2010 (81,5 MBPD) representa el 95,9% de la capacidad de procesamiento de diseño de esta Planta.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

1120.61175.7 1165.4

1142.2 1186.91255.6

1232.1

1288.91252.4 1267.4 1287.1 1291.1

MM

PCD

PROMEDIO DIARIO DE GN PROCESADO EN LA PLANTA DE SEPARACION MALVINAS

Capacidad de Diseño de Planta Malvinas: 1160 Millones de Pies Cúbicos por dia



Figura N° 5

71.0

73.0

75.0

77.0

79.0

81.0

83.0

85.0

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

76.6

80.3

79.2

77.4

80.3

82.882.3

83.082.0 82.3

81.4 81.5

MBP

D

PROMEDIO DIARIO DE LGN PROCESADO EN LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE PISCO

Capacidad de Diseño de Planta Pisco: 85 Mil Barriles por día



4.3. TRANSPORTE POR DUCTOS DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

En la Figura N° 6 se observa los volúmenes de gas natural transportado y entregado por la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP), desde la puesta en operación del Proyecto Camisea, agosto 2004, hasta el mes de diciembre 2010.

La línea roja muestra los volúmenes diarios transportados y entregados por TGP para cumplir con sus contratos de servicio de transporte. La línea verde muestra el volumen transportado por TGP y entregado a Perú LNG, con destino a la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita. Finalmente, la línea azul muestra el volumen transportado y entregado por TGP en todo el Sistema de Transporte de Camisea, que resulta de la suma de los dos volúmenes anteriormente mencionados.

Figura N° 6

Asimismo, en la Figura N° 7 se observa el volumen de gas entregado por la empresa TGP a los consumidores de la red de transporte de gas natural en el City Gate durante el mes de diciembre 2010. Cabe mencionar que la entrega de gas natural a las empresas Kallpa Generación, Enersur y Duke Energy, se hace a través de la empresa Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda), empresa concesionaria del servicio de transporte de gas natural en el departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao.

-

200

400

600

800

1,000

1,200

Agos

to-2

004

Setie

mbr

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04N

ovie

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e -2

004

Dic

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2004

Ener

o -2

005

Febr

ero

-200

5M

arzo

-20

05M

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2005

Juni

o-20

05Ju

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005

Agos

to -2

005

Setie

mbr

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05O

ctub

re-2

005

Dici

embr

e -2

005

Ener

o-20

06Fe

brer

o-20

06M

arzo

-200

6Ab

ril-2

006

Juni

o-20

06Ju

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006

Agos

to-2

006

Setie

mbr

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06O

ctub

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006

Dic

iem

bre-

2006

Ener

o-20

07Fe

brer

o-20

07M

arzo

-200

7Ab

ril-2

007

May

o-20

07Ju

lio-2

007

Agos

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007

Setie

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ctub

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Nov

iem

bre-

2007

Ener

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08Fe

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08M

arzo

-200

8Ab

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May

o-20

08Ju

nio-

2008

Agos

to-2

008

Sept

iem

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2008

Oct

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-200

8N

ovie

mbr

e-20

08D

icie

mbr

e-20

08En

ero-

2009

Mar

zo-2

009

Abril

-200

9M

ayo-

2009

Juni

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09Ju

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Sept

iem

bre-

2009

Oct

ubre

-200

9N

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09D

icie

mbr

e-20

09En

ero-

2010

Mar

zo-2

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Abril

-201

0M

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2010

Juni

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10Ju

lio-2

010

Agos

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010

Oct

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-201

0N

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mbr

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10D

icie

mbr

e-20

10

Volumen de Gas Natural entregado diariamente por TGP enmillones de pies cúbicos diarios (MMSCFD)25 de agosto 2004 - 31 de diciembre 2010

Volumen Entregado Total Planta Melchorita B.O.O.T

Volumen (MMSCFD)



Figura N° 6

0

200

400

600

800

1000

1200

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

VOLU

ME

N (M

MS

CFD)

DIAS

REPORTE OPERATIVO* DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (GN) DURANTE DICIEMBRE 2010

Planta Melchorita Humay Duke Energy Chilca-Enersur Kallpa Egesur-Egasa Lurín Volumen Total Entregado

*El día Operativo graficado corresponde a lo reportado el día anterior. Podría diferir del Volumen Fiscalizado.

informe de supervisión y fiscalización de los sistemas de...

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