perfil del proyecto modernización refinería talara

Proyecto Modernización Refinería Talara

ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR (MJS)

DECONTRATISTA FEED-EPC

PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONALN° PCI-002-2008-OFP/PETROPERU

PARA CONTRATAR LA EJECUCIÓN DELSERVICIO FEED-EPC PARA EL PROYECTO

MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR

INVITACIÓN PARA PROPUESTAS PARA CONTRATISTAS FEED-EPC FECHA: 16 DE JULIO DE 2009

Proceso por Competencia Internacional N° PCI-002-20 08-OFP/PETROPERÚ

VOLUMEN 2

ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A

REALIZAR

Índice

• Preámbulo de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar.

• Parte A - Perspectiva del Proyecto

• Parte B – Base del Diseño

• Parte C – Servicios y Componentes por Entregar – FEED y EPC

- Anexo C1 – FEED

- Anexo C2 – EPC

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA PREÁMBULO

INVITACIÓN PARA PROPUESTAS PARA CONTRATISTAS FEED-EPC ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR PÁGINA 1 DE 4

FECHA: 04 DE JULIO DE 2009

Proceso por Competencia Internacional N° PCI-002-20 08-OFP/PETROPERU

ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZ AR

PREÁMBULO

PERFIL DEL PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA

PETROPERU, S.A. ha decidido desarrollar un proyecto trascendental referido a la ampliación y modernización de la Refinería Talara, en adelante denominado Proyecto Modernización Refinería Talara (TRM por sus siglas en inglés). La Refinería Talara está ubicada en la costa noroeste del Perú, en la ciudad de Talara, Provincia de Talara, Departamento de Piura, aproximadamente 1,100 Km. por carretera desde la ciudad de Lima. La Refinería limita al norte con la Bahía de Talara ; al sur con el área residencial de Punta Arenas, al este con las zonas urbanas de la ciudad de Talara y al Oeste con el Océano Pacífico y playas públicas.

El Proyecto TRM pretende incrementar la capacidad de producción de la Refinería de 62,000 a 95,000 barriles por día de operación (BPSD) y permitirle ampliar su flexibilidad para procesar diferentes estructuras de carga, procesar petróleos crudos pesados, producir una amplia gama de productos y cubrir los requisitos mínimos peruanos en cuanto al nivel de azufre en el producto.

Los Contratistas Internacionales que han precalificado para recibir los Documentos de la Invitación para Propuestas para CONTRATISTA de Ingeniería Básica Extendida, Ingeniería Detallada, Adquisiciones y Construcción (FEED-EPC) del Proyecto TRM, recibirán una Invitación para Propuestas que comprende varios documentos legales y comerciales, entre ellos el Contrato 1 y las presentes Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar, los cuales definen los aspectos técnicos del Proyecto, los Servicios y Entregables correspondientes que se espera provea el CONTRATISTA FEED-EPC.

El Contrato FEED-EPC del Proyecto TRM es único y está subdividido en una Fase de FEED a Costo Reembolsable (RC por sus siglas en inglés) que comprende las etapas de Definición del Alcance y la Pre-construcción, que se pretende cambiar inmediatamente, a través de una Conversión, en una Fase EPC a Suma Alzada (LS por sus siglas en inglés). En caso de que la Conversión no sea inmediata, se espera que el proyecto, a opción del EMPLEADOR, continúe trabajando sobre una base de RC, llevando a cabo las actividades del Plan de Ejecución del Proyecto (PEP) de la fase de EPC inicial hasta que se realice la Conversión o el EMPLEADOR decida seguir acciones alternativas. El período entre la culminación de la Etapa de Definición del Alcance y la Conversión a la Fase de Suma Alzada del EPC, será denominado Etapa de Pre-Construcción.

1

El término “Contrato” también puede referirse a “Convenio” en las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar. En tales casos, aplica la definición del término “Contrato”.





Qué son las Especificaciones Generales de los Traba jos a Realizar y Cómo Deben Ser Usadas

Las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar enmarcan los requerimientos técnicos, estándares de diseño y expectativas administrativas para el Proyecto TRM, y pretenden establecer el conjunto de criterios para la propuesta del Postor y, en caso de obtener la Buena Pro, la posterior implementación de las actividades de FEED y EPC. Si bien las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar constituyen parte importante e integral del proceso de licitación para el Proyecto TRM, éstas continuarán siendo mejoradas y mantenidas durante la planificación y ejecución del Trabajo por el Postor EPC que obtenga la Buena Pro, excepto en lo que respecta a los ítems de Información específica que aparecen en el Apéndice 20 de las Condiciones EPC que lleva por título “Información Confiable” (RUI por sus siglas en inglés), existe otra información proporcionada en las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar que debe ser revisada, ajustada o confirmada por el CONTRATISTA FEED-EPC seleccionado y que no debe interpretarse como RUI.

Se espera que los postores desarrollen sus respuestas técnicas y de ejecución del proyecto para la Invitación a Propuesta para FEED-EPC utilizando la información de base y expectativas contenidas en el Volumen 2 - Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar, Partes A, B, C y Anexos C1 y C2.

Cómo están Organizadas las Especificaciones General es de los Trabajos a Realizar

El Contrato del Proyecto TRM incorpora el Acuerdo Contractual , las Condiciones EPC, con sus respectivos, Anexos, Apéndices y estas Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar . En el caso de que surjan conflictos entre los documentos, el Acuerdo Contractual y las Condiciones EPC del Contrato tienen precedencia sobre las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar, las cuales describen el Proyecto TRM con un alcance y detalle suficiente para que el CONTRATISTA FEED-EPC realice todo el Trabajo relacionado a las Fases de FEED y EPC del Proyecto. En resumen, las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar describen los mínimos requerimientos administrativos, de procedimiento y técnicos que el CONTRATISTA debe satisfacer en el cumplimiento del trabajo FEED-EPC para el Proyecto TRM.

Las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar pretenden ser un documento dinámico que proporcione flexibilidad y asegure que todos los aspectos importantes relacionados con el Alcance de Trabajo, la seguridad, el medio ambiente y la operación se traten por completo. Cualquier modificación de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar posterior a la Adjudicación del Contrato será administrada de conformidad con lo que este Contrato establece. El objetivo es que la transición de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar a través de todas las fases del proyecto se dé en los tiempos y la manera que corresponda.

Las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar están estructuradas de la siguiente manera:





Este Preámbulo a las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar describe la estructura general de dichas Especificaciones, los contenidos de sus diversas partes y el protocolo de numeración del documento utilizado en su formación y mantenimiento. Se debe recalcar que el índice completo de cada componente de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar está designado por un Título, Número de Revisión (la versión inicial es la Revisión 0), Fecha y Páginas. Los Ítems pueden ser revisados periódicamente durante la ejecución del Proyecto y, en ese caso, el Número de Revisión, la Fecha y las Páginas serán revisadas. Pueden añadirse nuevos ítems/componentes con líneas adicionales para el Título, la Revisión, la Fecha y las Páginas.

Parte A – Perspectiva del Proyecto – representa una visión general holística y representativa del Proyecto TRM, sus objetivos, alcance de trabajo, planes estratégicos actuales y expectativas, con el fin de proporcionar al CONTRATISTA FEED-EPC los antecedentes y entendimiento en los cuales enmarcar, preparar y presentar su Propuesta para el Trabajo. La Parte A puede ser caracterizada como una colección organizada de información relevante que puede complementarse y desarrollarse en la versión inicial formal del Plan de Ejecución del Proyecto (PEP) para el Proyecto TRM. La Perspectiva del Proyecto actualmente incluida en las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar no debería ser considerada un Plan de Ejecución del Proyecto formal sino más bien una referencia de información y formato para el PEP del CONTRATISTA.

PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA

CONTRATISTA FEED-EPC

Especificaciones Generales de los Trabajos a reali zar

Preámbulo

Servicios y Entregables

FEED y EPC

PARTE C

EPC

Anexo C2

FEED

Anexo C1

Perspectivadel Proyecto

PARTE A

Base del Diseño

PARTE B





Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC amplíe la estructura y formato de esta Perspectiva del Proyecto en un Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto (P-PEP por sus siglas en inglés) que proporcione detalles adicionales sobre sus intenciones para la ejecución del esfuerzo FEED-EPC, basado en su experiencia en la gestión e implementación de proyectos de esta naturaleza, dimensiones y complejidad. El P-PEP ampliado debe ser presentado por el CONTRATISTA FEED-EPC a la firma de Contrato.

Con el presente documento se incluye una Tabla de Contenidos para la Parte A como Anexo 1. Aparte de la Tabla de Contenidos, la Parte A se explica por sí misma y por ello no incluye ninguna sección Introductoria.

Parte B – Bases del Diseño – presenta la información técnica y especificaciones necesarias para llevar a cabo las fases de FEED y EPC del Proyecto TRM. Incluye las descripciones de las Instalaciones/Operaciones ampliadas/modernizadas de la Refinería Talara, la filosofía de diseño y los objetivos de optimización de la refinería, los entregables del Paquete de Diseño Básico (BDP por sus siglas en inglés) del Licenciatario, y los datos geológicos, climatológicos, meteorológicos y estándares aplicables.

Con el presente documento se incluye una Tabla de Contenidos para la Parte B como Anexo 2.

Parte C – Servicios y Entregables –enumera los diversos servicios y entregables que se esperan del CONTRATISTA FEED-EPC en el transcurso del Proyecto TRM. La Parte C presenta una descripción general del alcance de los roles y responsabilidades asignados al Contratista y la diferencia entre cada uno de ellos. La Parte C trata también sobre las Instrucciones del Proyecto y su respectiva aplicación a las diversas fases del Trabajo.

• Anexo C1 – FEED – define los servicios y entregables esperados para la Fase FEED del Trabajo, incluido el desarrollo del Estimado de Costos a Libro Abierto y los pasos para lograr la Conversión.

• Anexo C2 – EPC – presenta los servicios y entregables esperados para la Fase EPC del Trabajo a través de la Puesta en Servicio, Arranque, Prueba de Rendimiento y Aceptación Final del Trabajo.

Con el presente documento se incluye una Tabla de Contenidos de la Parte C y de los Anexos C1 y C2 como Anexos 3, 4 y 5 respectivamente.

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA PREAMBULO



ANEXO 1

PARTE A - PERSPECTIVA DEL PROYECTO

Índice


1. Objetivos Estratégicos y Comerciales

2. Objetivos del Proyecto

3. Alcance del Trabajo

4. Plan de Gestión de Riesgos

5. Plan Organizativo

6. Plan/Cronograma Maestro

7. Plan de Financiamiento

8. Plan de Contrataciones

9. Plan de Ingeniería de Valor

10. Plan de Constructibilidad

11. Plan de Gestión del Diseño

12. Plan de Gestión de Materiales (incluyendo el Pl an de Adquisiciones)

13. Plan de Gestión de Construcción

14. Plan de Gestión de la Puesta en Operación

15. Plan de Gestión Ambiental

16. Plan de Gestión de Costos

17. Plan de Gestión de Cronograma

18. Plan de Gestión de Calidad

19. Plan de Gestión de Seguridad

20. Plan de Gestión de Información

21. Plan de Consideraciones Especiales

22. Anexo – Glosario




ANEXO 2

PARTE B – BASES DEL DISEÑO

Índice

Proceso por Competencia Internacional N° PCI-002-2008 -OFP/PETROPERÚ

1. INTRODUCCIÓN

2. DESCRIPCIONES DE INSTALACIONES

2.1 ISBL Existente

2.1.1 Unidad de Destilación Primaria (UDP)

2.1.2 Unidades de Destilación al Vacío (UDV-I, II)

2.1.3 Unidad de FCC (UFCC)

2.1.4 Unidad de Recuperación de Gases (URG)

2.1.5 Unidad Merox

2.1.6 Planta de Tratamiento Cáustico

2.2 OSBL Existente

2 . 2 . 1 . Servicios Auxiliares

2.2.2. Sistema de Control de Procesos.

2.2.3. Sistema Antorcha (Flare)

2.2.4. Separadores de API y CPI

2.2.5. Tanques de Almacenamiento

2.2.6. Sistema de Despacho

2.2.7. Edificios

2.3 ISBL Ampliado/Modernizado (Unidades del Proceso )


2.3.2 Unidad de Destilación al Vacío I (UVD-I)

2.3.3 Unidad de Destilación al Vacío II (UVD-II)

2.3.4 Unidad de Destilación al Vacío III (UVD-III)

2.3.5 Coquificación de Residuo de Vacío (UCK)

2.3.6 Hidrotratamiento de Nafta (HDSN)

2.3.7 Reformación y Separación de Nafta

2.3.8 Unidad de Craqueo Catalítico de Fluidos (UFCC) y Unidad de Recuperación de Gases (URG-I)




ANEXO 2


Índice


2.3.9 Hidrotratador de Gasolina FCC (HDSG)

2.3.10 Hidrotratador de Diesel (HDSD)

2.3.11 Planta de Amina

2.3.12 Planta de Ácido Sulfúrico

2.3.13 Planta de Hidrógeno

2.3.14 Unidades de Tratamiento Cáustico

2.3.15 Planta de Tratamiento de GLP

2.4 OSBL (Servicios Auxiliares e Instalaciones Exte rnas a la Planta)

2.4.1 Planta de Cogeneración y Autogeneración Eléctrica

2.4.2 Sistema de Control de Procesos

2.4.3 Almacenamiento de Crudo, Productos Intermedios Finales

2.4.3.1 Alimentación (Crudo y Crudo Reducido)

2.4.3.2 Productos Intermedios

2.4.3.3 Productos.

2.4.4 Servicios Auxiliares Especiales e Instalaciones Externas a la Planta

2.4.4.1 Aire para instrumentos

2.4.4.2 Sistema de Antorcha Existente

2.4.4.3 Nueva Antorcha con Vapor asistido sin Humo

2.4.4.4 Sistema de Recuperación de Gas de la Antorcha

2.4.4.5 Instalación de Tuberías Profundas de agua de mar para el agua de enfriamiento

2.4.4.6 Línea de descarga de agua de mar/agua residual

2.4.4.7 Tratamiento de las corrientes de Aguas Residuales Segregada

• Separación de Aceite/Agua

• Sistema de Tratamiento Biológico

• Sistema de Tratamiento de Drenaje Químicos




ANEXO 2


Índice


2.4.4.8 Instalación de Sistema de Agua contra Incendios

2.4.4.9 Sistema de Gas Combustible

2.4.4.10 Planta de Absorción de Nitrógeno de Presión Balanceada

2.4.4.11 Edificios

• Edificio Técnico Administrativo y Edificio de laboratorio

• Edificio de Control Central y Centro de Operaciones

2.4.4.12 Instalaciones en el Puerto

• Muelle de Carga de Productos Líquidos

• Mejoras en el Muelle de de carga existente

• Mejoras en la Planta de Lastre

3. BASES DE DISEÑO

3.1 Filosofía General y Objetivos de Optimización

3.1.1 Confiabilidad y Factor de Servicio

3.1.2 Capacidad Normal y Mínima

3.1.3 Filosofías de Diseño

3.1.4 Sistema de Unidad de Medición

3.2 Especificaciones de la Carga y Productos

Carga

3.2.1 Crudo

3.2.1.1 Crudo Napo

3.2.1.2 Crudo Talara Mezcla

3.2.1.3 Crudo Talara - Petrobas

3.2.1.4 Crudo Talara - Petrotech

3.2.1.5 Estructura de Crudos.

3.2.1.6 Crudo Reducido – Iquitos.




ANEXO 2


Índice


3.2.2 Ensayo de Crudos

3.2.2.1. Crudo Napo

3.2.2.2. Crudo Talara

3.2.3 Especificaciones de Productos Primarios y Secundarios

3.2.3.1 Gasolina

3.2.3.2 GLP

3.2.3.3 Kerosene/Turbo A-1

3.2.3.4 Diesel/Petróleo industrial

3.2.3.5 Solventes

3.2.3.6 Asfalto

3.2.3.7 Ácido Sulfúrico

3.2.3.8 Coque de Petróleo

3.3 Paquetes de Diseño Básico del Licenciante

3.3.1 Bases o Criterios para el Diseño Básico Licenciado

3.3.2 Especificaciones para el Diseño Básico Licenciado

3.3.3 Hojas de Especificaciones de los Equipos Principales

3.3.4 Revisión y Conformidad de Planos y Documentos para Construcción

3.3.5 Inspección de la Fabricación de Equipos

3.3.6 Entrenamiento

3.3.7 Entregables

3.3.8 Coordinación

3.4 Información del Adicional

3.4.1. Ubicación

3.4.2. Plano de Localización de las Instalaciones Existentes (Plot Plan).

3.4.3. Condiciones Locales




ANEXO 2


Índice


a. Condiciones Sísmicas

b. Información Meteorológicos

3.4.4. Especificaciones de Servicios Auxiliares Ampliado/ Modernizado

a). Vapor

b). Energía Eléctrica

c). Nitrógeno

d). Aire de Planta/Aire de Instrumentos.

e). Agua

1. Agua de Alimentación a Calderas

2. Agua uso general (agua de mar osmotizada)

3. Agua de Enfriamiento

4. Agua contra Incendios

5. Agua Potable

6. Aguas efluentes del Proceso de Refinación

f). Gas Natural (Calidad Típica)

g). Hidrógeno

h). Emisión de Chimenea

i). La disminución del Ruido

4. ESTÁNDARES

4.1 Códigos y Especificaciones

4.2 Regulaciones

4.3 Prácticas de Diseño

4.4 Prácticas de Ingeniería del Valor (VIP)

4.5 Estructura de Desglose del Trabajo (EDT)

4.6 Numeración de Equipos y Líneas

4.7 Sistema de Gestión de Planos




ANEXO 2


Índice


5. ANEXOS

5.1 Plano de Localización Preliminar (este Plano de Localización incluido en este documento “Sólo como información general”)

5.2 Estructura de Desglose de Trabajo Preliminar (EDT)

5.3 A.D. Little/ENGlobal Engineering, Inc. “Informe de Ingeniería Conceptual” (Documento 10-371257-004, Mod. 3 – Proyecto Nº 10-371257) – incluido en este documento “Sólo como información general”

5.4 JA.D. Little/ENGlobal Engineering, Inc. “Plan de Implementación” (Documento 10-371257-007 – Proyecto Nº 10-371257)

5.5 A.D. Little/ENGlobal Engineering, Inc./PETROPERU S.A. “Estudio de Viabilidad Ambiental” (Documento 10-371257-033, Mod. 4 – Abril 2008)

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO DE MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA PREAMBULO INVITACIÓN PARA PROPUESTAS PARA CONTRATISTAS FEED-EPC ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR

PÁGINA 1 DE 1


ANEXO 3

PARTE C – SERVICIOS Y ENTREGABLES

DISEÑO BÁSICO EXTENDIDO - INGENIERÍA, ADQUISICIONES Y CONSTRUCCIÓN

(FEE-EPC)

Índice


1. Introducción

2. Participantes del Proyecto

3. Distinción General entre los Servicios y Entrega bles de FEED Y EPC, Expectativas de Eficiencia y Factores de Éxito

4. Instrucciones del Proyecto

PETROPERÚ, S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA PREAMBULOD INVITACIÓN PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR

PÁGINA 1 DE 1 FECHA: 13 DE JULIO DE 2009

ANEXO 4

ANEXO C1 – FEED

SERVICIOS Y ENTREGABLES

Índice


1. Introducción

2. Datos/Información de entrada

3. Alcance del Trabajo del CONTRATISTA FEED-EPC dur ante la Fase FEED

3.1 Planificación, Gestión y Control de la Fase

3.2 Interacción y Relación con el PT, PMC y los Licenciantes

3.3 Integración y Optimización del Complejo Modernización de Refinería Talara

3.4 Preparación de los BDP para las Unidades de Procesos no Licenciadas (“Open Art”)

3.5 Finalización de los BDP de Licenciadores

3.6 BDP para Completar Paquetes FEED

3.7 Preparación del Estimado a Libro Abierto (OBE)

3.8 Plan de Ejecución del Proyecto

3.9 Adquisición de Equipos de Larga Espera

4. Alcance del Trabajo del CONTRATISTA FEED-EPC dur ante la Preconstrucción

5. Buena Disposición para que el Paquete FEED Invol ucre a Posibles Terceras Partes.

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA PREAMBULO INVITACIÓN PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC SERVICIOS Y COMPONENTES ENTREGABLES ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REARLIZAR

PÁGINA 1 DE 1 FECHA: 10 DE JULIO DE 2009

ANEXO 5

ANEXO C2 – EPC

SERVICIOS Y ENTREGABLES

Índice


1. Introducción

2. Alcance del Trabajo del Contratista FEED-EPC dur ante la fase de EPC

2.1 Transición de la Preconstrucción.

2.2 Fase de Planificación, Gestión y Control

2.3 Interacción y Relación con el PT, PMC y Licenciantes

2.4 Ingeniería de Detalle, Adquisiciones, Construcción, Comisionamiento/ Arranque/ Prueba de Garantía

2.5 Pruebas de Garantía

2.6 Aceptación final

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA PARTE A – PERSPECTIVA DEL PROYECTO



PARTE A - PERSPECTIVA DEL PROYECTO

Índice


1. Objetivos Estratégicos y Comerciales

2. Objetivos del Proyecto

3. Alcance del Trabajo

4. Plan de Gestión de Riesgos

5. Plan Organizativo

6. Plan/Cronograma Maestro

7. Plan de Financiamiento

8. Plan de Contrataciones

9. Plan de Ingeniería de Valor

10. Plan de Constructibilidad

11. Plan de Gestión del Diseño

12. Plan de Gestión de Materiales (incluyendo el Pl an de Adquisiciones)

13. Plan de Gestión de Construcción

14. Plan de Gestión de la Puesta en Operación

15. Plan de Gestión Ambiental

16. Plan de Gestión de Costos

17. Plan de Gestión de Cronograma

18. Plan de Gestión de Calidad

19. Plan de Gestión de Seguridad

20. Plan de Gestión de Información

21. Plan de Consideraciones Especiales

22. Anexo – Glosario





PARTE A

PERSPECTIVA DEL PROYECTO

1. OBJETIVOS ESTRATÉGICOS Y COMERCIALES

En conformidad con las políticas nacionales de protección del ambiente, definidas en la Ley Nº 28694 “Ley que regula la cantidad de azufre en el Diesel”, la cual establece que se prohibirá en el mercado interno la comercialización de Diesel que contenga un nivel de azufre mayor a 50 ppm en peso, PETROPERÚ S.A. inició el Proyecto Modernización Refinería Talara (TRM por sus siglas en inglés) como parte del programa para mejorar la calidad del aire y las iniciativas regionales para utilizar tecnología que utilice eficientemente la energía en la producción de combustibles limpios.

Los Objetivos Estratégicos y Comerciales del Proyecto TRM de PETROPERÚ S.A. son los siguientes:

OBJETIVO 1: "Incrementar y sostener la rentabilidad de la empresa";

OBJETIVO 2: "Mantener e incrementar la participación en el mercado de comercialización de Hidrocarburos";

OBJETIVO 3: "Incrementar la capacidad de refinación y mejorar su flexibilidad. Se incluye reducción de contenido de azufre de acuerdo a Ley"

• Para el cumplimiento de estos objetivos se tomará en cuenta los siguientes lineamientos: Cumplir con las normas, disposiciones y Leyes peruanas que establecen un límite máximo de 50 ppm de contenido de azufre para los combustibles de motores y productos de gasolina, incluyendo el D.S. Nº 025-2005-EM y la Ley Nº 28694.

• Producir combustibles que se alineen con las especificaciones internacionales de la calidad de productos a precios competitivos.

• Mejorar la rentabilidad de la Empresa reduciendo la dependencia en las adquisiciones de crudos livianos que tienen mayor costo que los crudos pesados, y desarrollar la flexibilidad operativa para permitir el procesamiento de diversos crudos.

• Mejorar los Costos Operativos (OPEX) a través de la utilización de procesos de conversión de fondos y optimización de consumo energético.

• Ampliar la capacidad de la Refinería de Talara de 62.000 BPSD a 95.000 BPSD.





• Incrementar el nivel de participación de PETROPERÚ S.A. en el mercado nacional de combustibles.

• Mejorar la Balanza Comercial nacional reduciendo el nivel de importaciones de combustible diesel, componentes de gasolina de alto octanaje y otros productos.

2. OBJETIVOS DEL PROYECTO

Los Objetivos del Proyecto TRM de PETROPERÚ S.A son los siguientes:

• Alcance:

° Modificar la refinería para poder producir Diesel 2 y Gasolinas con un contenido máximo de 50 ppm de azufre.

° Ampliar y modernizar la refinería para procesar crudos pesados y reducir la producción de residuales.

• Tiempo:

° Desarrollar el proyecto en el menor plazo, técnica y económicamente factible.

• Costo

° Desarrollar el PMRT dentro del Monto de Inversión aprobado.

En concordancia con los Objetivos de Alcance, el Producto del PMRT es definido como:

• Refinería Talara modernizada con capacidad para producir Diesel 2 y Gasolinas con menos de 50 ppm de azufre, procesar crudos pesados y reducir la producción de residuales.

El cumplimiento de los objetivos del Proyecto TRM se efectuará siguiendo los lineamientos específicos mencionados a continuación:

• Agregar procesos e instalaciones que permitan el procesamiento de crudos más pesados a menor costo o costo reducido para fomentar nuevas inversiones.

• Mejorar la balanza comercial del país, reemplazando las importaciones de diesel y los componentes de alto octanaje, y adquirir el crudo a costo menor.

• Adaptarse a la diversificación de la Matriz de Energía mediante la comercialización extensiva del Gas Natural y otros cambios en el mercado.





• Generar empleo y agregar valor nacional1.

• Modernizar la Refinería de Talara mediante:

- Incorporación de instalaciones que reduzcan el contenido de azufre, mejoren la calidad de los combustibles producidos en la Refinería mediante la alineación con las especificaciones internacionales para los combustibles bajos en azufre.

- Expansión y modernización de las instalaciones existentes y construcción de Nuevas Instalaciones y Unidades para mejorar la capacidad de la Refinería de Talara para producir mayor volumen de combustibles destilados y combustibles de motores diesel, y elevar el octanaje que se produce actualmente en la Refinería.

- Introducción de controles avanzados de proceso para mejorar la rentabilidad y seguridad de la Refinería de Talara.

- Desarrollo de la capacidad de autogeneración de energía eléctrica y térmica de la Refinería de Talara a partir de la energía residual del procesamiento del crudo residual o crudo más pesado.

- Comercialización de productos intermedios adicionales como ácido sulfúrico y coque en los mercados nacionales e internacionales.

- Desarrollo del Proyecto en base al Costo de Capital más económico (CAPEX) usando tecnologías actualizadas que apoyen el logro de las metas y objetivos del CAPEX y OPEX bajos.

- Motivar el interés de Contratistas de renombre internacional, experimentados y altamente calificados y organizaciones Licenciantes que participen cooperativamente en el desarrollo, diseño, adquisiciones, construcción, Comisionamiento, pruebas y puesta en operación del Proyecto dentro de las metas establecidas de costos y cronograma.

- Modernización de las funciones de la Refinería y flexibilidad operativa mediante la inclusión de tecnologías y procesos de última generación.

- Considerar el uso de recursos peruanos locales calificados, incluyendo la mano de obra, proveedores, fabricantes, etc., siguiendo los lineamientos del Plan de Manejo Social del EMPLEADOR.

1 Pregunta 22 – Ronda 1 (El Contratista debe cumplir la normatividad legal peruana y las políticas internas del Empleador, vigentes durante la ejecución de los trabajos, así como los compromisos indicados en el Anexo 12 de la Información para los Postores).





- Minimización del impacto en el medio ambiente local e infraestructura durante la construcción y operación de las instalaciones modernizadas.

- Minimización de la interferencia/interrupciones de las operaciones actuales de la refinería durante la conexión, construcción y puesta en operación de las instalaciones modernizadas hasta el máximo grado que sea posible.

- Reconocimiento y adopción de las “Mejores Prácticas” apropiadas y Prácticas de Mejora del Valor (VIP) para maximizar el potencial de éxito del Proyecto Modernización Refinería Talara y lograr los resultados de eficiencia del quinto superior.

3. ALCANCE DEL TRABAJO

La configuración optimizada de la Refinería de Talara es para incluir la desulfurización de los combustibles de motores diesel y gasolina, conversión de fondos de barril, aumento del octanaje promedio de la gasolina, desarrollo de la capacidad de producción de ácido sulfúrico y generación de energía eléctrica para consumo interno. Por lo tanto el Alcance del Trabajo físico incluye las siguientes Unidades e Instalaciones:

• Instalaciones nuevas y ampliadas/actualizadas:

- UDP – Unidad de Destilación (Atmosférica) de Crudo

- UDV -I – Unidad de Destilación al Vacío I

- UDV -III – Unidad de Destilación al Vacío III

- UCK – Unidad de Coquificación/Gasificación y Tratamiento

- HDSN – Hidrotratador y Separador de Nafta

- URCN Reformador de Nafta

- UFCC – Unidad de Craqueo Catalítico y Modernización de URG

- HDSG – Hidrotratador de Gasolina de Fraccionador Catalítico de Líquidos

- URG I Unidad de Recuperación de Gas I

- URG II Unidad de Recuperación de Gas II

- HDSD – Hidrotratador de Diesel

- Planta de Tratamiento de Turbo A-1

- Planta de Amina

- Planta de Ácido Sulfúrico

- Planta de Hidrógeno





- Unidades de Tratamiento Cáustico de combustibles

- Planta de Cogeneración y generación de energía eléctrica.

- Tratamiento de GLP

- Despojador de aguas contaminadas de desecho

- Modificación y ampliación General de las Unidades de Servicios auxiliares e Instalaciones Industriales

- Almacenamiento de Crudos, Productos Intermedios y Productos Finales

- Sistema de Aire de instrumentos

- Sistema de Antorcha asistida por vapor

- Sistema de Recuperación de Gas de Antorcha

- Instalación de captación de agua de mar para agua de enfriamiento

- Línea de descarga de agua marina/agua de desecho

- Tratamiento de corrientes segregadas de aguas de desecho2

- Sistema de agua contra incendios

- Sistema de Gas Combustible

- Planta de Absorción de Nitrógeno de presión balanceada

- Edificaciones (Oficina administrativa/técnica, Laboratorio)

- Mejoras a las instalaciones de los Muelles.

- Otras instalaciones identificadas en la ejecución del Proyecto y en la Figura adjunta.

La configuración optimizada del Proyecto TRM, que será confirmada por el CONTRATISTA FEED-EPC, (incluyendo las Unidades y Procesos indicados anteriormente) se muestra en forma de diagrama en el Anexo 1-1.

Se incluye más información descriptiva relacionada con el Alcance del Trabajo en la Parte B - Bases de Diseño, de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar (MJS). Además la información adicional concerniente a los requisitos de los Servicios y Componentes por Entregar en la Parte C – Servicios y Componentes por Entregar.

2 Pregunta 33 – Ronda 1 (Mayores detalles a lo existente en las bases se proporcionará al postor ganador).





El CONTRATISTA FEED-EPC se asegurará que los Objetivos del Proyecto TRM, para las consideraciones de flexibilidad operativa, confiabilidad, frecuencia de paradas, ciclo operativo completo (periodo entre paradas de planta), filosofía de repuestos, etc. según se describe en las Partes A y B de estas Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar, sean integrados plenamente en el diseño, adquisiciones, y construcción de las instalaciones del Proyecto TRM.

En el desarrollo del diseño, construcción y puesta en operación de estas instalaciones nuevas y/o ampliadas, el CONTRATISTA FEED-EPC se asegurará que estas instalaciones se integren completamente con las instalaciones existentes y que todas las interfaces entre las Unidades existentes, ampliadas y nuevas se consideren e incluyan del modo apropiado. Se espera que los Trabajos de ciertas Unidades, que requieren ampliarse y/o modificarse, se realicen dentro o muy cerca de las Unidades operativas existentes. Para algunas de estas Unidades operativas, donde sean necesarias las paradas de planta para permitir los requisitos de integración, actualización o ampliación, el CONTRATISTA FEED-EPC brindará sus recomendaciones sobre el mejor modo de lograr el trabajo asociado con el Proyecto TRM y al mismo tiempo las medidas para minimizar los impactos o la interrupción en las operaciones actuales, las cuales estarán incluidas en el Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto [P-PEP]. Dichas recomendaciones deben considerar si los Trabajos de modernización pueden realizarse con las unidades en servicio o si se requerirá paradas de planta. Si el CONTRATISTA FEED-EPC prevé la necesidad de paradas de planta, debe comunicar al EMPLEADOR sobre la mínima duración esperada de la interrupción de las operaciones.

El CONTRATISTA FEED-EPC también incluirá en el Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto el modo en que pretende minimizar los impactos o perturbaciones a la población local como resultado de dichas actividades, por ejemplo el tráfico, ruido, polvo, reubicación de cercos, caminos, instalaciones de drenaje, etc.





4. PLAN DE GESTIÓN DE RIESGOS

El EMPLEADOR pretende cumplir las Mejores Prácticas de Gestión de Riesgos durante el transcurso del desarrollo e implementación de este Proyecto. El EMPLEADOR asumirá el liderazgo en la Gestión de Riesgos para el Proyecto TRM. Sin embargo, se espera que todas las partes involucradas en el Proyecto inculquen, apoyen y mantengan esta postura de Gestión de Riesgos dentro de su organización (y organizaciones contratadas que supervisan). El Representante del EMPLEADOR (Contratista de Consultoría de Gestión del Proyecto – PMC) actuará en nombre del EMPLEADOR para confirmar que todos los Contratistas mantengan un Registro de Gestión de Riesgos actualizado que incluya los Riesgos y Desafíos, Medidas de Mitigación y situación de las medidas que se toman para ocuparse de los Riesgos y Desafíos del Proyecto. El Representante del EMPLEADOR (PMC) también recibirá responsabilidades de seguimiento para asegurar que las medidas y acciones de mitigación aprobadas conduzcan a una finalización exitosa. Aunque cada contratista debe mantener su propio Registro de Gestión de Riesgos, el Representante del EMPLEADOR (PMC) mantendrá un Registro de Gestión de Riesgos del Proyecto consolidado e integral en nombre del EMPLEADOR para facilitar un enfoque holístico de la mitigación, responsabilidad de la mitigación y asignación de recursos, medidas intensivas y resolución de los Riesgos del Proyecto, y el apoyo para tomar decisiones del EMPLEADOR.

Las Mejores Prácticas de Gestión de Riesgos incluirán, entre otros procesos, los siguientes:

• Plan de Gestión de Riesgos y Registro de Riesgos .- El EMPLEADOR desarrollará y exigirá que sus Contratistas desarrollen un Plan de Gestión de Riesgos y Registro de Riesgos generalizado que identificarán los Riesgos y Desafíos para el logro de los Objetivos Estratégicos y Comerciales, Objetivos del Proyecto y/o implementación del Alcance del Trabajo/Servicios del Proyecto. El Registro de Riesgos identificará el Riesgo/Desafío, la Magnitud de su Impacto (Costo, Cronograma, Seguridad, Ambiente, etc.), Medidas de Mitigación Propuestas, Parte(s) Responsable(s), Fecha Meta para la implementación de la Medida de Mitigación y su(s) efecto(s). El Registro de Riesgos será mantenido, actualizado y comunicado al EMPLEADOR (o representante designado del EMPLEADOR [PMC] que actúe en nombre del EMPLEADOR) de preferencia Semanalmente, pero no menos que Mensualmente (según se describe más adelante en las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar – Parte C- Instrucciones de Proyecto - Instrucción Nº 14 – Informe de Avance Mensual).

• Análisis de Riesgos Estimados de Costos .- El EMPLEADOR exigirá que el CONTRATISTA FEED-EPC desarrolle una Estimación a Libro Abierto (OBE) durante la fase de FEED del Proyecto, como un componente por entregar de esta fase. La Estimación a Libro Abierto servirá como base para las





conversiones de una estructura de Costo Reembolsable (RC) a una estructura de Suma Alzada (LS). A intervalos progresivos de desarrollo de la Estimación a Libro Abierto durante la fase de FEED, el EMPLEADOR y CONTRATISTA realizarán una serie de ejercicios de Análisis de Riesgos y avances de Ingeniería Detallada, preparación de especificaciones de equipos críticos, solicitud de propuestas y análisis de cotizaciones para reducir los Riesgos y exposiciones que afecten los costos del Proyecto y los niveles de Contingencias de Costos. El CONTRATISTA FEED-EPC por lo tanto desarrollará las Estimaciones de Costos “netos” (incluyendo las provisiones apropiadas, excluyendo las contingencias) para estos ejercicios de Análisis de Riesgos. Los resultados del Análisis de Riesgos de la Estimación de Costos se utilizarán inicialmente para determinar un nivel apropiado de Contingencia para el Proyecto, que se incluirá entonces en la Estimación a Libro Abierto.

Al completar la etapa de Definición de Alcance, el Contratista FEED-EPC entregará el primer OBE (OBE inicial) que será un componente de la Ingeniería Básica Extendida del Proyecto TRM.

Varias iteraciones de las actualizaciones de la Estimación a Libro Abierto y los ejercicios de análisis de riesgos pueden ser necesarias para lograr la Conversión. Dichas actualizaciones de la Estimación a Libro Abierto (y Análisis de Riesgos) se realizarán de modo continuo (por lo menos semanalmente) hasta lograr una Estimación a Libro Abierto aprobada y se realice la Conversión.

Luego de la aprobación de la Estimación a Libro Abierto, el CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de su propia Gestión de Costos según las condiciones de la Conversión a Suma Alzada (LS). El EMPLEADOR (o representante del EMPLEADOR, que actúa en nombre del EMPLEADOR) utilizará estas mismas técnicas y prácticas de Análisis de Riesgos, aplicándolas a los Pronósticos de Costos de Proyectos como avances del Proyecto para facilitar la precisión en los pronósticos que incorpore el reconocimiento de los Riesgos y Desafíos, la Gestión de Pedidos de Cambio y la eficacia de la Medida de Mitigación. Se espera que este proceso también facilite la Gestión de Contingencias eficaz (Descarga de Contingencias) durante todo el ciclo de vida del Proyecto.

Las descripciones y detalles adicionales asociados con el desarrollo del proceso de Estimación a Libro Abierto y su documentación sustentatoria se incluye en la Parte C - Anexo C1- numeral 3.7 de estas Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar.





5. PLAN ORGANIZATIVO

La Estructura Organizativa del Proyecto TRM (vista a nivel macroscópico) se muestra en el Anexo 1-2. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC desarrolle y proporcione al EMPLEADOR su Organigrama más detallado, junto con las descripciones de las Funciones y Responsabilidades de su personal. De este modo, el CONTRATISTA FEED-EPC expandirá las funciones y responsabilidades generalizadas mencionadas en este documento, proporcionando al EMPLEADOR, a la firma de Contrato, un Organigrama completo para la fase FEED, un Organigrama general para la fase EPC plan de recursos y roles y responsabilidades, en su Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto (P-PEP).

Se pretende que las funciones y responsabilidades organizativas en relación con la Estructura Organizativa general (Anexo 1-2) sean las siguientes:

Gerencia General de Petroperú (GM)

La GM es una entidad organizativa distinta dentro de PETROPERÚ S.A. responsable de la dirección, gestión, organización y supervisión de la ejecución y Comisionamiento del Proyecto Modernización Talara bajo el liderazgo de Miguel Celi Rivera, Gerente General de Petroperú.

Equipo de Gestión de FEED-EPC y PMC del Proyecto Mo dernización de Refinería Talara de PETROPERÚ S.A. (PT)

Es la unidad subordinada del GM que supervisará a los CONTRATISTAS de FEED-EPC y PMC bajo el liderazgo de Lino Cerna, Gerente del Proyecto TRM.

Contratista de Asesoría de Gestión del Proyecto (PM C)

La Asesoría de Gestión del Proyecto es la organización Contratista que actuará como Representante del EMPLEADOR para el Proyecto TRM. En el desempeño de este rol, con respecto al PT del EMPLEADOR, gestionará y administrará las funciones y obligaciones internas del PT en conformidad con los procedimientos de coordinación PMC/PT predefinidos que se prepararán/aprobarán conjuntamente.

Con respecto al CONTRATISTA FEED-EPC, la función del PMC será consultar, supervisar, aconsejar, investigar los productos de trabajo, realizar las revisiones preliminares para la aprobación y/o confirmación del EMPLEADOR, etc., de acuerdo con los procedimientos de coordinación predefinidos, preparados/aprobados en forma conjunta entre PMC/PT . El PMC asimismo actuará como una entidad independiente del EMPLEADOR, para la supervisión de proyectos, se espera que revise minuciosamente las valorizaciones e informes de control que presente el CONTRATISTA FEED-EPC y cualquier otra entidad





participante, y proporcionar al EMPLEADOR su evaluación independiente de la situación y las acciones recomendadas donde sea apropiado.

Las obligaciones del PMC tal como se expresan en las Especificaciones Generales de Trabajos a Realizar son sólo pertinentes entre PETROPERU y el PMC, no afectando en modo alguno las obligaciones del CONTRATISTA FEED-EPC.

Las principales actividades de la PMC incluirán entre otros:

• Supervisión y Control

En general, el PMC actuará en nombre del EMPLEADOR y proporcionará comentarios, observaciones y recomendaciones en base a su revisión de actividades, entregables, documentos, etc. en términos de las siguientes clasificaciones:

- Dentro del alcance .- El PMC recomendará acciones al EMPLEADOR para que el CONTRATISTA FEED-EPC y/o Licenciantes rectifiquen las deficiencias en conformidad con las obligaciones contractuales.

- Fuera del alcance (sin costo o menor costo/impacto en cronograma).- El PMC recomendará la acción o aprobación al EMPLEADOR.

- Propuesta (no planificada) Nueva/Estratégica .- El PMC recomendará la acción o aprobación al EMPLEADOR. El PMC comunicará la decisión o directiva del EMPLEADOR a los Contratistas.

Se comunicarán las funciones y responsabilidades de Supervisión y Control definitivas antes de la suscripción del Contrato FEED-EPC.

• Aseguramiento y Control de la Calidad .-

Conformidad con los diseños y componentes por entregar, materiales y equipos, pruebas y Comisionamiento de Unidades nuevas, modernizadas, auditorías, etc. En esta función, el PMC revisará los documentos técnicos y los documentos de ejecución en nombre del EMPLEADOR y proporcionará los análisis, comentarios y recomendaciones para su rechazo y/o aprobación, para la decisión final del EMPLEADOR. El EMPLEADOR proporcionará al CONTRATISTA FEED-EPC una descripción completa de las funciones y responsabilidades del PMC, la interfaz y líneas de comunicación con el FEED-EPC y límites de autoridad relacionados con la interacción y aprobaciones con respecto al FEED-EPC antes de la suscripción del Contrato.

• Gestión de Riesgos y Seguridad .-

Asesoría y conformidad de “debida diligencia” sobre los problemas relacionados con la salud, seguridad, protección ambiental y supervisión de





los riesgos y desafíos, incluyendo las revisiones de riesgos, riesgos de ejecución, etc.

• Asesoría sobre la Puesta en Operación, Comisionamie nto y Pruebas de Garantía .-

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de la planificación e implementación de la Puesta en Operación, Comisionamiento y Pruebas de Garantía para el Proyecto TRM. Sin embargo, se espera que el PMC proporcione al GM y PT asistencia relacionada con la planificación e implementación de la Puesta en Operación, Comisionamiento y Pruebas de Garantía que incluyen dichas actividades como revisión de los Manuales Operativos, Organización del Equipo del Proyecto y búsqueda de recursos y selección de personal del EMPLEADOR, requisitos de capacitación, etc.

• Cierre del Proyecto .-

El PMC proporcionará asistencia al GM y PT con los procesos, procedimientos, preparación de documentos de Cierre del Proyecto, etc., y coordinará la preparación de los documentos requeridos con el CONTRATISTA FEED-EPC y otros Contratistas asociados con el Proyecto que el EMPLEADOR considere necesarios.

Contratista de Ingeniería Básica Extendida -Ingenie ría Detallada, Adquisición y Construcción (FEED-EPC)

Se pretende que el CONTRATISTA FEED-EPC tenga un papel prominente en el Proyecto como Contratista Principal para la preparación de componentes FEED por entregar, incluyendo la coordinación con los Licenciantes y el sub-contratista Principal de Automatización (MAC)3 e incluyendo la gestión de la ejecución eficiente y eficaz de los requisitos y componentes por entregar del contrato EPC. El trabajo de FEED pretende realizarse a un Costo Reembolsable (RC) con Conversión a Suma Alzada (LS) en cierto punto antes del inicio de la Construcción. El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable entre otras actividades de la coordinación y aseguramiento de que el diseño general de la Refinería se integre completamente y se optimice con las eficiencias de calor y energía, con el diseño y desarrollo conforme a las “Mejores Prácticas” de la industria en cumplimiento de los requisitos del EMPLEADOR y los requisitos de los códigos, normas, estándares, leyes pertinentes, etc. locales, regionales e internacionales.

Durante la Fase FEED los costos del sub-contratista MAC se manejarán bajo los términos de Trabajos Iniciales y se pagarán bajo la modalidad de Suma Alzada agregando el margen de gastos generales y utilidad del EPC. Después de

3 Pregunta 40 – Ronda 1 (Mayor información sobre la arquitectura del sistema y los modelos de cada sistema será proporcionada al Postor Ganador).





efectuada la conversión, los costos del subcontratista MAC serán parte de la suma alzada (determinado en el OBE) para la ejecución de los trabajos EPC; y las condiciones de contratación del MAC se someterán a las exigencias legales, contractuales, de suministro de garantías, entre otras establecidas por el CONTRATISTA FEED-EPC y el EMPLEADOR4.

El CONTRATISTA FEED-EPC presentará, al Inicio de los Trabajos, su procedimiento y propuesta de selección del Sub-Contratista MAC, la misma que será revisada y aprobada por el EMPLEADOR en el plazo máximo de 30 días calendario5.

La filosofía de modernización de los sistemas de control de procesos e instrumentación se extenderá a los paquetes y máquinas rotativas, integrando para tal efecto los sistemas particulares de cada fabricante o proveedor6.

Las Especificaciones Generales de Ingeniería para el Proyecto TRM serán suministradas por el CONTRATISTA FEED-EPC antes de iniciar las actividades del FEED en coordinación con el EMPLEADOR. El CONTRATISTA FEED-EPC entregará al EMPLEADOR un juego completo de dichos estándares en español y en inglés (copias impresas y electrónicas), salvo que se acuerde lo contrario7.

El CONTRATISTA FEED-EPC también preparará los Paquetes de Diseño Básico (BDP) para las unidades “No Licenciadas” y luego completará/extenderá los Paquetes de Diseño Básico (BDP) licenciados y “No Licenciados” de acuerdo con todos los requisitos del paquete FEED.

Se requiere que el CONTRATISTA FEED-EPC actualice periódicamente el Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto inicial y produzca un Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto integral adecuado para sustentar la Estimación a Libro Abierto y permitir la transición eficiente en la Fase EPC del proyecto. Dicho Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto debe incluir la consideración de las actividades de Puesta en Operación, Comisionamiento y Pruebas, etc. Asimismo preparará una Estimación a Libro Abierto (OBE) de FEED y sus actualizaciones posteriores hasta el momento en que se apruebe el OBE y se logre la Conversión a Suma Alzada.

El CONTRATISTA FEED-EPC, durante la etapa de Pre-construcción mejorará progresivamente la precisión del OBE inicial,, de modo que permita la identificación temprana e ingeniería de los equipos críticos de larga entrega a tiempo para obtener cotizaciones y colocar las Órdenes de Compra con la aprobación del EMPLEADOR y del PMC, y reducir las incertidumbres del OBE entregado al finalizar la fase FEED.

4 Pregunta 266 – Ronda 3. 5 Pregunta 160 – Ronda 2. 6 Pregunta 84 – Ronda 3. 7 Pregunta 154 – Ronda 1.





Con la finalidad de gestionar en forma simultánea las actividades relativas al Diseño Básico de los Procesos elaborados por los Licenciantes, así como las actividades relacionadas con el Diseño Básico de unidades no licenciadas y la integración y optimización del Diseño Básico Extendido global del proyecto de Modernización de Refinería Talara, de responsabilidad del Contratista FEED-EPC de PETROPERÚ, en la forma prevista para gestionar el proyecto; es necesario que PETROPERÚ, los, Licenciantes y el Contratista FEED-EPC coordinen adecuadamente dichas actividades.

El Contratista FEED-EPC, para la preparación de los BDP’s de UDP, UDV I y UDV III, tomará como referencia los resultados de la caracterización de las cargas y productos de estas unidades, encargada por PETROPERÚ al Licenciante de la Unidad de Coquificación de residuo de vacío (Coker). En adición efectuará las siguientes actividades relacionadas con el trabajo de los licenciantes:

1. Revisar, en cumplimiento de las obligaciones hacia PETROPERU y siguiendo las Buenas Prácticas de Ingeniería y Construcción, la Información Técnica del Licenciante (LTI), entregada por los Licenciantes a PETROPERÚ para fines de verificación, validación, integración y optimización de la información proporcionada de este modo, y realizar cálculos de Balance de Materia y Energía del esquema del Proyecto.

2. Extender e integrar los procesos Licenciados y No Licenciados y las unidades de servicios industriales y facilidades generales requeridas en el diseño global del Proyecto. Para tal efecto, utilizará los Paquetes de Diseño Básico (BDP´s) elaborados por los Licenciantes y por él mismo Contratista.

3. Estandarizar los criterios de diseño básico del Proyecto TRM relacionados con los servicios industriales, tecnología de comunicaciones y procesamiento de datos, y constructibilidad y montaje de equipos.

4. Coordinar y asegurar que el diseño básico general de la Refinería modernizada se integre completamente y se optimice, definiendo los balances de masa y energía, eficiencias de calor y energía, conforme a las Mejores Prácticas de la industria en cumplimiento de los requisitos de PETROPERU y lo establecido en los códigos, normas, estándares, leyes pertinentes, etc., locales, regionales e internacionales.

5. Coordinar para que los diseños básicos de procesos Licenciados y No Licenciados sean compatibles en regímenes y calidades de carga de las unidades, entre sí, y todos con el Esquema de Procesos del Proyecto.

6. Integrar y ejecutar los servicios del diseño básico extendido (FEED) del sistema de control del proceso para integrar todos los paquetes de ingeniería de diseño básico Licenciados y No Licenciados, y de la ingeniería de detalle, procura y construcción de todos los sistemas involucrados, a cargo del subcontratista de Automatización y Control de Procesos (MAC).





El MAC coordinará, diseñará y proporcionará el Sistema de Control Distributivo (DCS) y, donde esté designado, los Controles avanzados de las Unidades en la Refinería modernizada. Se espera que los Licenciantes y el CONTRATISTA FEED-EPC cooperen y coordinen con el MAC para asistirlo en la realización de sus obligaciones y responsabilidades de modo eficiente y oportuno.

7. Coordinar con los Licenciantes la revisión y actualización de la lista de proveedores de equipos para proporcionar a PETROPERU la mejor información para la adquisición temprana y normal de equipos.8

El CONTRATISTA FEED-EPC deberá preparar las órdenes de compra y administrar todas las compras de equipos de larga duración aprobados y los Contratos antes de la Conversión. El CONTRATISTA FEED-EPC definirá un procedimiento para realizar las actividades de compra que serán ejecutados durante la Fase FEED en relación con los compromisos del EMPLEADOR para la adquisición de artículos de larga entrega y subcontratos, de acuerdo a lo siguiente:

a. El CONTRATISTA FEED-EPC es responsable de la adquisición lo cual incluye pero no esta limitado a lo siguiente::

• El desarrollo de las especificaciones técnicas para la adquisición y las hojas de especificaciones, con la previa aprobación del EMPLEADOR.

• Elaboración de la lista de proveedores recomendados que serán invitados, con la previa aprobación del EMPLEADOR.

• Invitación para cotizar.

• Adjudicación de la Buena Pro con la previa aprobación del EMPLEADOR.

• Firma de contratos.

• Administración de contratos incluyendo el control de calidad.

• Pago de los seguros cuando no son cubiertos por el EMPLEADOR.

• Transporte desde la fábrica y aduanas si es el caso.

• Transporte interno y recepción en el lugar de trabajo.

• Cierre del Contrato.

8 Pregunta 28 – Ronda 3.





b. El EMPLEADOR reconocerá los gastos del equipo de compra adicionando el Margen EPC del CONTRATISTA.

c. En el caso de cancelaciones o cambios de las órdenes de compra, el EMPLEADOR reconocerá los gastos asociados con la previa aprobación del EMPLEADOR.

Luego de la Conversión, también se esperará que el CONTRATISTA FEED-EPC realice todas las responsabilidades de Gestión de Construcción, incluyendo la prestación de mano de obra calificada, subcontratos y supervisión de los recursos de construcción, como parte de sus obligaciones de Conversión a Suma Alzada.

El CONTRATISTA FEED-EPC también será responsable de la Puesta en Operación, Comisionamiento y Pruebas de Desempeño y Entrega del Cuidado, Custodia y Control (TCCC) de las instalaciones del Proyecto TRM al EMPLEADOR. Las actividades que serán realizadas por el CONTRATISTA FEED-EPC incluyen la planificación, preparación y presentación de la documentación, prestación de mano de obra calificada para apoyar la Puesta en Operación, Comisionamiento y Pruebas de Desempeño, el cumplimiento de lo acordado para la secuencia de Entrega de las secciones y otros preacuerdos de apoyo en nombre del EMPLEADOR durante la Puesta en Operación, Comisionamiento y Pruebas de Desempeño.

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de la capacitación del personal del EMPLEADOR necesario para iniciar la operación de las instalaciones actualizadas de refinería, considerando las mejores prácticas de salud, seguridad y asuntos ambientales, siguiendo las normas y regulaciones internacionales. Ello implica la preparación de manuales de operación y mantenimiento en español para realizar la comprobación de instalaciones, Precomisionamiento, comisionamiento, simulaciones del proceso para situaciones de emergencia, etc. Se entregarán los manuales al EMPLEADOR por lo menos un año antes de la Puesta en Operación Inicial. Para el caso de las Unidades licenciadas usará las guías de operación y mantenimiento de los Licenciantes y planificará la capacitación en coordinación con los Licenciantes.

La capacitación del personal del EMPLEADOR será definido por el CONTRATISTA considerando la revisión del Plan de Implementación Preliminar, presentado en el Anexo 5.4 – Parte B ‘’Bases de Diseño’’ de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar (MJS) y el Plan de Gestión de la Puesta en Operación.

El EMPLEADOR aún no efectúa la selección de personal que participará en dichas labores. Según lo requerido en el Plan de Gestión de la Puesta en Operación, Parte A ‘’Perspectiva del Proyecto’’ de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar (MJS), ‘el CONTRATISTA FEED-EPC proporcionará al EMPLEADOR los requisitos de selección de personal para la puesta en operación, la operación normal y el mantenimiento, del Proyecto Modernización





Refinería Talara en el momento adecuado para permitir al EMPLEADOR seleccionar estas necesidades.

Además, se solicita al CONTRATISTA que preste asesoría especializada durante el Trabajo para el personal del EMPLEADOR a través de las fases del trabajo FEED-EPC con el objetivo de mejorar el conocimiento del personal del EMPLEADOR sobre las prácticas de diseño, ingeniería, mantenimiento, adquisiciones y construcción.

El CONTRATISTA FEED-EPC preparará un Plan de Gestión de Capacitación inicial que describirá cómo y cuándo el personal de operaciones y mantenimiento del EMPLEADOR será capacitado dando al EMPLEADOR tiempo suficiente para seleccionar y contratar a dicho personal.

Licenciantes del Proceso

Se negociarán y ejecutarán los Contratos con los Licenciantes de Procesos entre el EMPLEADOR y los Licenciantes con indicaciones de que los Licenciantes cooperarán con los Representantes Designados del CONTRATISTA FEED-EPC sobre asuntos técnicos, por ejemplo la integración de los diseños de los Licenciantes con los componentes por entregar de FEED. El EMPLEADOR será responsable de comunicar al Licenciante los asuntos de naturaleza comercial y contractual. Por ende, los Licenciantes y el CONTRATISTA FEED-EPC estarán autorizados a comunicarse directamente los asuntos de naturaleza puramente técnica, en los que no haya consideraciones comerciales o contractuales. El CONTRATISTA FEED-EPC integrará los Paquetes de Diseño Básico (BDP) licenciados y los paquetes no licenciados del Proyecto TRM, buscando la solución óptima a la configuración del proceso de refinería.

Los asuntos de naturaleza puramente comercial o contractual, o los asuntos en los que un problema técnico también involucre impactos en los costos o cronograma, los Licenciantes y el CONTRATISTA FEED-EPC dirigirán el problema al EMPLEADOR a menos que el EMPLEADOR indique expresamente lo contrario. Por ejemplo, si una comunicación entre los Licenciantes y el CONTRATISTA FEED-EPC tiene implicaciones en el costo o cronograma debido a un cambio en estrategia, diseño, materiales de construcción, etc., se comunicará el asunto a PETROPERÚ S.A. según lo indicado en cada Contrato.

Los Contratos con los Licenciantes incluyen las siguientes responsabilidades:

1. Los Licenciantes y el Contratista FEED-EPC, suscribirán un Acuerdo de Confidencialidad entre ambos, para el manejo adecuado de la información y las actividades relacionadas al proyecto. El alcance de dicho acuerdo será establecido de mutuo acuerdo entre las Partes y será puesto en conocimiento de PETROPERU.





2. Los Licenciantes cuyos procesos generen gases (GLP y off-gases), proveerán al Contratista FEED-EPC los balances volumétricos y calidades de los respectivos BDP´s, dicha información deberá ser completada, en la medida de lo posible en un plazo de sesenta (60) días, contados desde la fecha que el Licenciante reciba de PETROPERU los datos de la carga, para que el Contratista FEED-EPC elabore el BDP de la nueva Unidad de Recuperación de Gases URG II.

3. Los Licenciantes de los procesos de Coker y Ampliación y modernización de FCC, proveerán al Contratista FEED-EPC los balances volumétricos y calidades de los respectivos BDP´s, los cuales deberán ser completados, en la medida de lo posible en un plazo de sesenta (60) días, contados desde las fechas que el Licenciante reciba de PETROPERU los datos de las cargas, para que éste (Contratista FEED-EPC) elabore, conjuntamente con la data proveniente de la URG II, el BDP de la nueva unidad de Aminas.

4. Los Licenciantes cuyos procesos generen aguas ácidas, proveerán al Contratista FEED-EPC los balances volumétricos y calidades de los respectivos BDP´s, los cuales deberán ser completados, en la medida de lo posible en un plazo de sesenta (60) días, contados desde la fecha que el Licenciante reciba de PETROPERÚ los datos de las cargas, para que éste (Contratista FEED-EPC) elabore el BDP de la nueva unidad de Sour Water Stripping (SWS).

5. Los Licenciantes entregarán directamente al Contratista FEED-EPC o a través de PETROPERÚ, las listas de los equipos críticos de sus procesos y priorizarán la emisión de las hojas de especificaciones (nivel BDP) de dichos equipos, que permita las adquisiciones tempranas correspondientes.

6. Los BDP’s que los Licenciantes entreguen a PETROPERÚ, serán canalizados por éste, eficientemente hacia el CONTRATISTA FEED-EPC para el cumplimiento de sus responsabilidades de integración.

7. Los Licenciantes cooperarán, en forma general, con el Contratista FEED-EPC, para facilitar y llevar a buen término la labor de integración del proyecto, por parte de dicho Contratista, en términos de calidad, oportunidad y economía.

8. Los Licenciantes coordinarán con PETROPERÚ y el Contratista FEED-EPC los detalles para la realización de la Prueba de Garantía de Buen Rendimiento.





Sub-Contratista Principal de Automatización (MAC) 9

Según se indicó anteriormente, el CONTRATISTA FEED-EPC evaluará y recomendará la participación de un MAC competente y luego de la aprobación del EMPLEADOR, participará, coordinará, integrará y administrará el MAC como parte integral de la organización del Proyecto.

Durante la primera Etapa del FEED, el CONTRATISTA FEED-EPC preparará un paquete de licitación basado en unas especificaciones generales, típicas y una arquitectura típica de la refinería el que será enviado a las compañías para cotización.

Como se menciona en los dos documentos citados (Parte A y Anexo C1 de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar) el MAC será un subcontratista del CONTRATISTA FEED-EPC, en tal sentido este último será responsable de la ejecución de los servicios10.

El EMPLEADOR requiere conocer los detalles del concurso de selección del MAC y aprobar el resultado final, indicando que uno de los factores a evaluar será la calificación de las competencias del MAC, basado en la experiencia y calidad de proyectos ya ejecutados de alcance similar al Proyecto Modernización Refinería Talara.

La propuesta para la contratación del MAC deberá efectuarse como máximo a los 2 meses de la fecha de inicio del Acuerdo Contractual. A fin de que el MAC participe desde el inicio de los trabajos del FEED.

El alcance de las actividades del MAC incluye entre otros:

• El diseño básico del sistema de control de procesos del Proyecto TRM para integrar todos los paquetes de ingeniería de diseño básico licenciado y no licenciado”.

• Integración con los sistemas de control existentes, para lo cual previamente debe definir aquellos que puedan ser recuperados y/o repotenciados, de acuerdo a los estándares de diseño y tecnología establecidos en el nuevo diseño de la Unidad.

• Reemplazo de los sistemas existentes que no puedan integrarse al nuevo sistema de control.

• Diseño e implementación de los sistemas de control de Inventarios de materia prima y Productos, despachos y gestión de Activos, tomando como referencia las estrategias del ERP del EMPLEADOR.

9 Pregunta 106 – Ronda 1. 10 Preguntas: 41 - Ronda 1 y 171 – Ronda 3 (El incumplimiento de plazos o trabajos del MAC serán penalizados al Contratista FEED-EPC).





• Desarrollo de la Ingeniería detallada, Adquisiciones y Construcción de la automatización del proceso y de los sistemas de control.

• Diseño e implementación de los sistemas de emergencia para cada una de las Unidades de la refinería modernizada.

• Diseño e instalación de una base de datos del Proyecto y un sistema de control de documentación. Todos los planos desarrollados deben integrarse usando el sistema de gestión de diseño de planta, descrito en el capítulo 11-Plan de Gestión de Diseño, de la parte A de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar.

• Diseño e implementación de un Sistema de Información Gerencial para recopilar y controlar todos los datos de la refinería modernizada (producción, mantenimiento, logística, contabilidad, ventas y marketing, etc.), elaborando las interfaces apropiadas con el ERP del EMPLEADOR.

• Planificación y desarrollo de la capacitación para el personal del EMPLEADOR, lo cual incluye la instalación de unidades de simulación de procesos para la atención de emergencias operativas.

• Participación en las actividades de precomisionamiento, Comisionamiento, puesta en marcha y pruebas de garantía.

Según lo anterior se requiere que el MAC participe desde los trabajos de integración de la ingeniería Básica de los procesos licenciados y no licenciados, hasta la entrega de la Planta, con el fin de optimizar las estrategias de control de procesos y el diseño del sistema de Gestión Gerencial11.

Después de la Aceptación Final del Proyecto, el EMPLEADOR y el MAC suscribirán un nuevo acuerdo (que se acordará apropiadamente) para obtener asistencia técnica continua durante las operaciones de la refinería.

El MAC coordinará, diseñará y proporcionará el Sistema de Control Distributivo (DCS12) y, donde esté designado, los Controles avanzados u optimizados de las Unidades en la Refinería modernizada. Se espera que los Licenciantes y el CONTRATISTA FEED-EPC cooperen y coordinen con el MAC para asistirlo en la realización de sus obligaciones y responsabilidades de modo eficiente y oportuno. El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de todas las actividades y entregables que sean generados por el subcontratista MAC.

11 Pregunta 107 - Ronda 1.12 Pregunta 48 – Ronda 1 (Actualmente existe sólo DCS para la Unidad de Destilación Primaria, el cual fue fabricado por SIEMENS. El Contratista diseñará y suministrará el nuevo sistema DCS a instalar para todo el alcance del proyecto, el cual puede ser de fabricante diferente al existente).





Otros Contratos

Se espera que otros Contratos no mencionados específicamente en este documento sean necesarios para lograr las metas y objetivos del Proyecto TRM. Dichos Contratos pueden implicar Contratos supervisados bajo la gestión y dirección del CONTRATISTA FEED-EPC, por ejemplo los proveedores de equipos y materiales, proveedores, sub-proveedores, diversos contratos de apoyo, etc. Otros Contratos pueden celebrarse directamente entre el EMPLEADOR o el PMC y Contratistas distintos al CONTRATISTA FEED-EPC. En los casos en los que el CONTRATISTA FEED-EPC pueden necesitar interactuar con “Otros Contratistas”, el PMC en nombre del EMPLEADOR definirá y comunicará al CONTRATISTA FEED-EPC las líneas respectivas de comunicación, funciones y responsabilidades de interacción y coordinación, etc.





6. PLAN/CRONOGRAMA MAESTRO

Según las indicaciones de la Subsección 5 – Plan Organizativo anterior, se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC prepare un Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto (P-PEP) . Luego de la Fecha de Inicio del Acuerdo Contractual, se exigirá que el CONTRATISTA FEED-EPC desarrolle y defina aún más las diversas secciones y aspectos del Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto para describir más completamente los detalles de sus planes e implementación de sus funciones y responsabilidades para el Proyecto TRM. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC adapte la estructura y formato de su Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto a la misma estructura y formato proporcionados en este documento (Parte A – Tabla de Contenido de Perspectiva del Proyecto) y extienda los conceptos mencionados en las secciones de este documento a un nivel más específico y detallado. Se recuerda a los Postores que el Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto será presentado por el Postor ganador a la firma de contrato.

Como parte integral de este Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto, el CONTRATISTA FEED-EPC desarrollará un diagrama de la red de Gestión de Ruta Crítica (CPM) (con interconexiones lógicas entre las actividades) Plan/Cronograma Maestro (MP/S) para el Proyecto Modernización Refinería Talara, describiendo en detalle cada etapa de desarrollo, incluyendo:

• Desarrollo del Paquete FEED, integración del desarrollo de los BDP´s preparados por los Licenciantes y los BDPs de las Unidades no licenciadas que serán preparados por el CONTRATISTA FEED-EPC.

• Actividades de ingeniería necesarias para especificar los componentes de materiales/equipos de larga duración y obtener cotizaciones.

• Desarrollo y entrega del Estimado a Libro Abierto (OBE), incluyendo el Memorando Básico de Estimación (documento/plan básico de desarrollo antes de OBE).

• Conversión de RC a LS.

• Actividades en la Etapa de Pre-construcción.

• Adquisiciones de materiales y equipos de larga entrega.

• Ingeniería detallada

• Adquisición de equipos y materiales.

• Construcción

• Precomisionamiento





• Comisionamiento

• Pruebas de desempeño

• Puesta en operación

• Entrega

• Aceptación final

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC prepare un Plan/Cronograma Maestro inicial para incluirlo en el Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto. El EMPLEADOR espera que el nivel de detalle se incluya en este Plan/Cronograma Maestro conforme al Cronograma de Nivel 2 para el esfuerzo de trabajo FEED (aproximadamente 600 actividades) y que las actividades de EPC se desarrollen a un nivel de detalle de Cronograma de Nivel 1 (aproximadamente 50 actividades), incluyendo las actividades a nivel de disciplinas y las categorías de componentes principales por entregar, como mínimo, en los componentes de Nivel 2 y Nivel 1 del Plan/Cronograma Maestro.

Los requisitos mínimos de contenido, cobertura y nivel de detalle que se incluirán en el Plan/Cronograma Maestro se describen mayormente en la Parte C de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar (Instrucciones del Proyecto, Instrucción Nº 2 – Gestión de Tiempos). Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC desarrolle el Plan/Cronograma Maestro a un nivel de detalle considerado necesario para proporcionar conocimiento suficiente, gestión y control del desarrollo y presentación de sus servicios y componentes por entregar.

A fin de proporcionar al CONTRATISTA FEED-EPC una base para el desarrollo inicial del Plan/Cronograma Maestro y Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto, el CONTRATISTA FEED-EPC debe basar su Plan/Cronograma Maestro inicial en la secuencia y tiempos mostrados en el Anexo 1-3 así como en el Cronograma Tentativo para el Desarrollo de los Diseños Básicos según se muestra en el Anexo 1-4, e integre esta información preliminar del cronograma en el desarrollo del Plan/Cronograma Maestro que se incluirá en su Plan de Ejecución Preliminar del Proyecto y Propuesta.





7. PLAN DE FINANCIAMIENTO

La fase FEED del Proyecto TRM se llevará a cabo bajo el esquema de inversión con recursos propios del EMPLEADOR o financiados directamente por el EMPLEADOR.13.

Para las actividades EPC se espera que el EMPLEADOR obtenga el financiamiento mediante fondos de terceros sin aval (non recourse finance) que se hará efectivo al momento de la Conversión Durante el desarrollo de la estructura de financiamiento, se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC coopere completamente con el EMPLEADOR (o Representante del EMPLEADOR [PMC] actuando en nombre del EMPLEADOR) en respuesta a las solicitudes de información específica de los Prestadores de Fondos (ya sea de naturaleza técnica o no técnica) comúnmente requeridas en tales situaciones.

La información proporcionada en las Instrucciones del Proyecto (MJS– Parte C), Instrucción Nº 10 – Finanzas y Seguros se puede aplicar a las solicitudes de los Prestadores de Fondos.






8. PLAN DE CONTRATACIONES

Para el Proyecto TRM, los procesos de adquisiciones y contrataciones serán realizados mediante concursos públicos internacionales. Según se indica en la Sección 5 – Plan Organizativo de este documento, el EMPLEADOR espera que deban desarrollarse y ejecutarse varios Contratos para el Proyecto TRM, que incluyan entre otros los siguientes:

• Licenciantes

• CONTRATISTA FEED-EPC (el sujeto de esta convocatoria a concurso)

• Contratista de Consultoría de Gestión del Proyecto (PMC)

• Otros Contratos de “Apoyo” según sea necesario para lograr las metas y objetivos Comerciales y del Proyecto.

Un Plan de Contrataciones preliminar, en forma de diagrama, que muestra estas relaciones contractuales, se incluye en este documento como Anexo 1-5.

Todos los Contratos asociados con el Proyecto TRM se celebrarán directamente entre el EMPLEADOR y los Contratistas correspondientes, antes de la Conversión. El manejo de los Contratos Supervisados después de la Conversión, bajo el alcance de la responsabilidad del Contratista FEED-EPC será determinado antes de logro de la Conversión en base al acuerdo mutuo entre el EMPLEADOR y el CONTRATISTA FEED-EPC. Donde sea designado por el EMPLEADOR, se permitirán las comunicaciones relacionadas con el intercambio de información técnica entre los Contratistas. Todas las comunicaciones con implicancias comerciales o contractuales que se envíen al EMPLEADOR o que requieran una alteración del diseño se resolverán inicialmente entre el EMPLEADOR (o Representante designado del EMPLEADOR [PMC]) y el Contratista involucrado.

Las Garantías del Proceso y sus condiciones se comunicarán al CONTRATISTA FEED-EPC junto con la información técnica del Paquete de Diseño Básico. Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC asegure la conservación de la validez de los términos y condiciones de la Garantía del Proceso mientras se desarrolle su diseño para las instalaciones optimizadas y completamente integradas. Asimismo, que el CONTRATISTA FEED-EPC asuma el papel principal en el desarrollo y ejecución del Proyecto hasta el momento en que se hayan completado las Pruebas de Garantía y Puesta en Operación de las instalaciones a satisfacción del EMPLEADOR. El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de realizar las Pruebas de Garantía según las exigencias del EMPLEADOR y/o Licenciante. Durante las Pruebas de Garantía, el CONTRATISTA FEED-EPC puede identificar y comunicar las aclaraciones o los requisitos de contrapruebas a los Licenciantes para aplicar las medidas correctivas que pueden ser requeridas por los Licenciantes y deberá coordinar los esfuerzos de apoyo del Licenciante para las Pruebas de Garantía y Puesta en Operación. Por último, se espera que los Licenciantes de Procesos estén obligados ante el EMPLEADOR para retener





los términos y condiciones de las garantías legales y contractuales (Guarantees and Warrantees) del Proceso y de Rendimientos, según los Contratos correspondientes. En el caso de las Unidades de tecnología no licenciada, el CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de las Garantías legales y contractuales (Guarantees and Warrantees) del Proceso y Rendimientos así como todas las garantías mecánicas y/o hidráulicas según se incluye en sus obligaciones de acuerdo con el Contrato.

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de desarrollar y administrar los Subcontratos y Órdenes de Compra con los demás Contratistas, Proveedores, etc. asociados con el Alcance de los Trabajos FEED-EPC. Hasta el momento en que se logre la Conversión, el Contratista FEED-EPC buscará la aprobación del EMPLEADOR antes del compromiso de fondos y/o adjudicación de dichos Contratos u Órdenes de Compra. Luego de la Conversión, el Contratista FEED-EPC colocará los Contratos y Órdenes de Compra por cuenta propia, con sujeción al uso de Subcontratistas y/o Proveedores pre-aprobados. Si los Subcontratistas o Proveedores identificados por el Contratista FEED-EPC no aparecen en la Lista de Fabricantes o Proveedores Aprobados de mutuo acuerdo, el Contratista FEED-EPC proporcionará las calificaciones según sea necesario a satisfacción del EMPLEADOR antes de la adjudicación de dichos Contratos u Órdenes de Compra. El CONTRATISTA FEED-EPC también considerará el contenido local en el desarrollo de sus procesos vinculantes en base a los contratistas, subcontratistas, proveedores, etc. locales aprobados por el EMPLEADOR, a fin de lograr el objetivo del EMPLEADOR para maximizar la participación del contenido local (el CONTRATISTA FEED-EPC desarrollará los procedimientos específicos para gestionar estas actividades que serán aprobadas por el EMPLEADOR).

El EMPLEADOR puede designar a un Representante (PMC) para que actúe en su nombre según el Contrato FEED-EPC. En este caso, el EMPLEADOR notificará al CONTRATISTA FEED-EPC acerca del nombre, dirección, deberes y autoridad de su Representante.

El PMC realizará los deberes asignados a él y ejercerá la autoridad delegada a él por el EMPLEADOR. El PMC no tendrá autoridad de variar ni eliminar ningún término del Contrato FEED-EPC.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos del Plan de Contratación se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificación Generales de los Trabajos a Realizar - Parte C) de acuerdo con:

- Instrucción Nº 11 – Responsabilidad de otros contratos

- Instrucción Nº 14 – Informe de avance mensual (Requisitos de informes de subcontrato).





9. PLAN DE INGENIERIA DE VALOR

Se espera que el Contratista FEED-EPC integre con las “Buenas prácticas” de diseño e ingeniería tales como las prácticas de Mejoras del Valor (PMV) en los paquetes de diseño básico no licenciado, y los servicios, actividades y entregables de los Paquetes de Diseño Básico y de la Ingeniería Detallada.

Las prácticas para las mejoras del Valor se definen como las aplicaciones específicas de la ciencia de la Ingeniería del Valor que se utilizan para mejorar el costo de inversión, el cronograma de ejecución y/o la operabilidad/confiabilidad de un proyecto de inversión en construcción. Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC proporcione al EMPLEADOR (o a los representantes del Empleador) las recomendaciones para la aplicación de dichas prácticas VIP y la manera en que éstas pueden ser aplicadas en el Proyecto TRM, dichas recomendaciones estarán basadas en las “buenas prácticas” generalmente aceptadas por la Industria. El EMPLEADOR tendrá en cuenta dichas recomendaciones para la aplicación de las prácticas VIP reconocidas y aceptadas, tales como:

• Clasificación de la calidad de la Instalación

• Estándares Personalizados y Especificaciones

• Diseño para la Capacidad

• Simplificación del Proceso

• Minimización del Gasto

• Optimización de la Energía

• Modelación de Confiabilidad del Proceso

• Mantenimiento Predictivo

• Revisiones de Constructibilidad

• Ingeniería del Valor

• Herramientas de diseño

El CONTRATISTA FEED-EPC presentará en su Plan preliminar de ejecución de Proyecto (P-PEP), su propuesta para la aplicación de dichas “Buenas Prácticas” y las Prácticas para Mejoras de Valor, las cuales (en opinión del CONTRATISTA), de ser adoptadas:

a) Acelerarán la Finalización del Proyecto

b) Reducirán los costos del EMPLEADOR respecto a la ejecución, mantenimiento u operación de las Instalaciones.





c) Mejorarán la eficiencia o valor para el EMPLEADOR de las Instalaciones terminadas, o

d) Otras que fueran de beneficio para el EMPLEADOR (sin incrementar los costos referidos en el párrafo (b) o que reduzcan la eficiencia o valor para el Empleador de las Instalaciones terminadas).





10. PLAN DE CONSTRUCTIBILIDAD

Según se indica en la Sección 9 – Ingeniería de Valor anterior, la Constructibilidad es una “Mejor Práctica” reconocida que el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC incorpore en sus servicios y entregables para las actividades de desarrollo del diseño y , planificación de la Construcción del FEED-EPC.

La Constructibilidad es un análisis de los esfuerzos de planificación de diseño y construcción para reducir el costo o ahorrar tiempo en la ejecución del proyecto. Por ende, el EMPLEADOR espera que el Contratista FEED-EPC use óptimamente el conocimiento y experiencia de construcción en la planificación, diseño, adquisiciones y operaciones de campo para lograr los Objetivos generales del Proyecto.

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC proporcione las descripciones de los planes, procesos, prácticas y métodos que pretende aplicar al Proyecto TRM en el Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto (P-PEP). El Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto del CONTRATISTA FEED-EPC debe incluir ejemplos específicos de las medidas únicas de Constructibilidad que pretende incorporar en el ProyectoTRM y los beneficios esperados que se derivan de ellos. Los ejemplos que se incluyen deben atender consideraciones específicas, por ejemplo la modularización, pre-armado y pre-fabricación, introducción de la pericia a nivel de Supervisión de la Construcción en las etapas iniciales de diseño (BDP/ FEED), etc. que el CONTRATISTA FEED-EPC crea a su criterio que beneficiará a este Proyecto.

Como práctica aceptada en la industria, la Constructibilidad comúnmente incluye tres (3) revisiones formales, y las descripciones de los párrafos anteriores deben incorporar disposiciones para la integración de la Constructibilidad en cada una de las etapas de BDP, FEED y EPC del desarrollo del Proyecto.





11. PLAN DE GESTIÓN DEL DISEÑO

El CONTRATISTA FEED-EPC, con sujeción a los términos expresos del Contrato, será responsable de las etapas de diseño del FEED-EPC del Proyecto TRM y de la precisión de dichas especificaciones y entregables según sea necesario (incluyendo los criterios de diseño y cálculos y otros datos de diseño).

El EMPLEADOR espera que los diseños de las instalaciones, prácticas, documentos, equipos y materiales adquiridos, prácticas de construcción y ejecución/culminación de las instalaciones del CONTRATISTA FEED-EPC cumplan con los códigos, normas, reglas y leyes peruanas e internacionales correspondientes. Ello incluiría las normas técnicas y leyes de construcción y de protección ambiental, las leyes correspondientes al producto fabricado en las instalaciones, y otras normas aplicables a las instalaciones o que son definidas por otras leyes aplicables. Además, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC y los Licenciantes incorporen procesos y tecnologías de última generación que se alineen con la intención del EMPLEADOR para “modernizar” las instalaciones a fin de mejorar la rentabilidad, flexibilidad operativa, confiabilidad, seguridad y cumplimiento ambiental en conformidad con los Objetivos Comerciales y del Proyecto del EMPLEADOR.

El EMPLEADOR pretende obtener los servicios de un Contratista reputado, experimentado e internacionalmente reconocido con prácticas y procesos de trabajo de ingeniería bien establecida que realice los servicios y entregables de FEED-EPC asociados con el Proyecto TRM. El EMPLEADOR (y/o su Representante designado) formará un equipo que trabajará en la(s) oficina(s) del CONTRATISTA FEED-EPC. El EMPLEADOR espera que este equipo facilite la revisión, análisis, comentarios y comunicación de preguntas y aclaraciones según sea necesario para realizar la supervisión de ingeniería y la “diligencia debida”, incluyendo la participación en las revisiones de diseño, revisiones de modelo 2D/3D y análisis de riesgos (HAZOP) que apoyen los esfuerzos de trabajo del CONTRATISTA FEED-EPC. El EMPLEADOR se reservará el derecho de aprobar ciertos tipos de entregables de ingeniería, por ejemplo los diagramas de tuberías e instrumentación (P&ID), etc. La presencia del equipo residente del EMPLEADOR no significa la absolución o reducción de las responsabilidades del CONTRATISTA FEED-EPC para la Gestión de Diseño efectiva, que incluye el control y aseguramiento de la calidad.

El CONTRATISTA FEED-EPC proporcionará las oficinas e instalaciones al equipo residente del EMPLEADOR y se espera que coopere plenamente con dicho(s) Representante(s). El número de personal del EMPLEADOR o su Representante (PMC) será definido teniendo en cuenta la Estructura de Desglose de Trabajo y los Planes de Gestión a ser presentados por el CONTRATISTA FEED-EPC, conforme se requiere en el Anexo 19 del documento INFORMACIÓN PARA POSTORES.





Es obligación del CONTRATISTA FEED-EPC proveer el espacio apropiado para cada personal del EMPLEADOR y su Representante, y las facilidades para realizar sus labores de supervisión y administración (computadoras, conexión a internet, escritorio, teléfono, etc.)14.

Luego de la culminación de los diseños de FEED-EPC (incluyendo los datos de Vendedor, información y documentos, incluyendo los atributos de la base de datos de modelos 2D/3D, etc.) y antes de la declaración de Culminación Mecánica, el CONTRATISTA FEED-EPC entregará al EMPLEADOR los números especificados y los tipos de copias de los planos conforme a obra (expedición preliminar) de acuerdo a los requisitos del EMPLEADOR para facilitar la inspección y verificación del EMPLEADOR de la integridad mecánica de los sistemas e instalaciones. Los planos finales conforme a obra serán entregados al EMPLEADOR como condición de la recepción del Certificado de Listo para Arranque. Las instalaciones no serán consideradas Listas para Arranque hasta que el EMPLEADOR haya recibido estos documentos. Los planos conformes a obra serán entregados en versiones actualizadas “en limpio” (no marcadas a mano ni copias con partes resaltadas).

Respecto al sistema de numeración por unidades, equipos, instrumentos y la simbología para los P&IDs y diagramas unifilares, se deja en claro, que es el CONTRATISTA FEED-EPC quien presentará al inicio de los trabajos su propuesta para un nuevo sistema de numeración, que será empleado para el alcance integral de la ingeniería del Proyecto, incluyendo los paquetes de diseño básico licenciados15. Dicha propuesta será aprobada por el EMPLEADOR, teniendo en cuenta las normas y procedimientos vigentes de la Refinería

El CONTRATISTA FEED-EPC usará una plataforma de diseño asistido por computadora en tres dimensiones (CAD 3D) con una base de datos integrada, que en conjunto constituyen un Sistema de gestión de diseño de planta (PDMS o equivalente) para desarrollar todos los planos requeridos por el proyecto. Este sistema se pondrá a disposición del EMPLEADOR para permitirle la revisión y aprobación de los entregables de ingeniería. El CONTRATISTA FEED-EPC elaborará y actualizará los planos de las instalaciones existentes de la refinería usando un tecnología tridimensional de levantamiento topográfico tipo láser (3D-Scaning Surveying Technology).La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión del Diseño se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar- Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 17 - Modelos

- Instrucción Nº 19 - Revisiones, acuerdos, aprobaciones y autorizaciones de la Compañía

- Instrucción Nº 20 - Protección de información Exclusiva/Confidencial

14 Pregunta 26 y 200 – Ronda 1. 15 Preguntas 244 y 245 – Ronda 1.





12. PLAN DE GESTIÓN DE MATERIALES (INCLUYENDO EL PL AN DE ADQUISICIONES)

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de la adquisición y gestión de los equipos y materiales necesarios para construir las instalaciones en conformidad con las especificaciones. Dichas actividades incluirán entre otros aspectos:

• Convocatoria

• Solicitud de información

• Tabulación y negociación de propuesta

• Adquisiciones

• Expediciones

• Inspección

• Gestión de la entrega (logística, gestión de tráfico, aduanas, etc.)

• Identificación positiva de material (donde sea necesario)

• Almacenamiento apropiado

• Conservación

• Distribución eficiente de dichos materiales a los sitios del Trabajo correspondientes

• Etc.

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC utilice eficazmente las adquisiciones del mercado a nivel mundial para lograr el mejor precio/precio competitivo, la entrega y la calidad. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC describa sus intenciones de adquisiciones mundiales así como sus procesos y prácticas para la adquisición y gestión de materiales en el Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto (P-PEP). El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC ejercite una conciencia de costos en sus recomendaciones de adquisiciones y que sus medidas de control, que aseguran que el EMPLEADOR (o Representante del EMPLEADOR que actúa en nombre del EMPLEADOR) apruebe las adquisiciones antes de la Conversión, se describan eficazmente en su Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto.

El CONTRATISTA FEED-EPC respetará los listados de Vendedores Aprobados , Fabricantes y Subcontratistas del Empleador, en sus planes y actividades. El CONTRATISTA FEED-EPC también considerará el contenido local en el desarrollo de sus procesos de licitación en base a los contratistas,





subcontratistas, proveedores, etc. locales aprobados por el EMPLEADOR a fin de lograr el objetivo del EMPLEADOR de maximizar la participación de contenido local.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de Materiales y Adquisiciones se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los trabajos a Realizar - Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 5 - Adquisiciones

- Instrucción Nº 6 - Control de materiales

- Instrucción Nº 14 - Informe de avance mensual (Requisitos de Adquisiciones, Control de Materiales e Informes de Subcontratos).





13. PLAN DE GESTIÓN DE CONSTRUCCIÓN

El EMPLEADOR espera que los Postores FEED-EPC describan un Plan/Estrategia de Gestión de Construcción para las Fases FEED y EPC que definen los procesos, métodos, herramientas, técnicas y recursos que se aplicarán cuando sea apropiado como parte del Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto.

El Plan de Gestión de Construcción del Postor en esta etapa inicial sería de naturaleza conceptual, y aplicando su experiencia y conocimiento general del Perú, describiría el modo en que se atenderían las siguientes actividades:

• Gestión de mano de obra

• Fuentes de mano de obra

• Supervisión de mano de obra

• Planificación y gestión de subcontratos

• Equipos de construcción

• Instalaciones temporales

• Estaciones de clasificación y áreas de almacenamiento transitorio

• Almacenamiento

• Requisitos de campamento

• Ruta de construcción

• Planes de parada de operaciones para conexiones e interconexiones

• Etc.

Con respecto a la mano de obra calificada, el EMPLEADOR requiere la utilización de la mano de obra local donde sea económicamente práctico, y se protejan las normas de calidad y se cumpla con los objetivos del cronograma.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de Construcción se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajo a Realizar - Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 12 – Plan de Construcción General

- Instrucción Nº 16 – Culminación mecánica y Entrega de instalaciones.





14. PLAN DE GESTIÓN DE LA PUESTA EN OPERACIÓN

El CONTRATISTA FEED-EPC deberá planificar, organizar, gestionar y proveer personal experimentado y calificado de modo adecuado y suficiente para realizar el Pre-comisionamiento/ensayos, Comisionamiento, Pruebas de Eficiencia y Puesta en Operación de las instalaciones asociadas con el Proyecto TRM.

El CONTRATISTA FEED-EPC también será responsable de coordinar y cooperar con el EMPLEADOR en el desarrollo de la secuencia más eficiente, eficaz y segura para la Puesta en Operación de los sistemas y Unidades, que proporcionará la maximización de una generación de ingresos más temprana. Además, el EMPLEADOR proporcionará los “operadores y técnicos apropiadamente calificados que son contratados por el EMPLEADOR” para la capacitación a cargo del CONTRATISTA FEED-EPC y se preparará para la entrega y operación de las instalaciones después de la Aceptación Inicial16. Parte de este personal del EMPLEADOR participará en el comisionamiento y Pruebas de Garantía bajo la supervisión directa del CONTRATISTA FEED-EPC.

Asimismo, en cuanto a los procesos licenciados, los Contratistas licenciantes proporcionarán asistencia al Equipo del Proyecto, en conformidad con los contratos, para realizar los programas de capacitación de buena calidad y la ejecución del comisionamiento y pruebas de garantía.

El CONTRATISTA FEED-EPC proporcionará los materiales de capacitación necesarios (en español), por ejemplo los manuales, simuladores, materiales de aula y de campo, etc. para realizar la capacitación del Personal del EMPLEADOR en el comisionamiento, pruebas, operación y mantenimiento de las instalaciones del Proyecto TRM hasta el grado requerido en las especificaciones. Durante la Fase FEED, el CONTRATISTA FEED-EPC desarrollará y mantendrá un Plan de Capacitación en coordinación con los Licenciantes y el EMPLEADOR y/o su Representante.

El CONTRATISTA FEED-EPC proporcionará al EMPLEADOR los requisitos de selección de personal para la puesta en operación, operación y mantenimiento para el Proyecto TRM. en el momento adecuado para permitir al EMPLEADOR reclutar estas necesidades17.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de la Puesta en Operación se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar - Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 16 – Culminación mecánica y Entrega de instalaciones.

16 Pregunta 67 – Ronda 1 (Ver la Respuesta a la Pregunta 66 – Ronda 1). 17 Pregunta 68 – Ronda 1.





15. PLAN DE GESTIÓN AMBIENTAL

El CONTRATISTA FEED-EPC cumplirá con el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto proporcionado por PETROPERÚ. El EMPLEADOR es responsable de obtener la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental en la Dependencia Gubernamental Peruana18. El CONTRATISTA FEED-EPC cumplirá con las políticas del Sistema de Gestión Ambiental del EMPLEADOR que establecen entre otras actividades las siguientes: identificación, mitigación y control de todos los impactos del proyecto. Además, preparará y presentará todos los informes del proyecto en relación con el Estudio de Impacto Ambiental y el Sistema de Gestión del EMPLEADOR. Dicha evaluación también incluye la gestión del Impacto Social.

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC desarrolle y mantenga un Plan de Gestión Ambiental integral en el punto apropiado durante la fase FEED según el Contrato. Además, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC realice todos los pasos razonables para proteger el Ambiente (tanto dentro y fuera del Sitio) y limitar el daño y molestias a las personas y propiedades que resulten de la contaminación, ruido y otros resultados de sus operaciones de campo. Un Plan de Gestión Ambiental Preliminar que describa el modo en que el Contratista FEED-EPC pretende cumplir estas intenciones así como los siguientes objetivos debe ser expresado en el Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto.

El CONTRATISTA FEED-EPC está obligado a cumplir con el Sistema de Gestión Ambiental que tenga implementado el EMPLEADOR para sus operaciones o Gestión del Proyecto; asimismo, preparará y presentará todos los informes del proyecto en relación con dicho sistema.

En el plan a presentar el CONTRATISTA FEED-EPC deberá tener en cuenta la identificación y desarrollo como mínimo de los siguientes factores:

• Relación de procesos

• Mapeo de procesos

• Relación de aspectos ambientales por proceso

• Matriz de evaluación de significancia

• Relación de aspectos ambientales significativos

• Matriz de control operacional






El EMPLEADOR (o Representante del EMPLEADOR que actúa en nombre del EMPLEADOR) estará facultado para realizar auditorías de cualquier aspecto del sistema del CONTRATISTA FEED-EPC.

El CONTRATISTA FEED-EPC asegurará que las emisiones, descargas superficiales, efluentes, ruido y niveles de polvo, etc. causados por las actividades del CONTRATISTA no excedan los valores indicados en las Especificaciones y no excedan los valores preestablecidos por las Leyes pertinentes.

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de:

(a) utilizar, almacenar y eliminar, en conformidad con todas las leyes pertinentes y la Especificación, todos los materiales o sustancias peligrosas, tóxicas o contaminadas que genera o utiliza el CONTRATISTA para realizar el trabajo y sus demás obligaciones según el Contrato. En particular tomará en cuenta la Ley N° 27314 Ley General de Residuos Sólidos.

(b) rectificar y remediar la contaminación de las Instalaciones, el Sitio y las zonas circundantes de terreno causada por la realización del trabajo y sus demás obligaciones según el Contrato.

En el más breve plazo, durante la fase FEED, el CONTRATISTA FEED-EPC debe ampliar su Plan de Gestión Ambiental Preliminar en una descripción integral de los procesos, planes, métodos, procedimientos y técnicas por los que se regirán y ejecutarán las medidas de Gestión Ambiental.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión Ambiental se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar - Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 13 – Salud, Seguridad, y Protección Ambiente del Sitio

- Instrucción Nº 14 – Informe de Avance Mensual.





16. PLAN DE GESTIÓN DE COSTOS

Durante las etapas de Definición del Alcance y Pre-construcción del Proyecto TRM, el CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de la preparación de los Informes de Costos detallados que indiquen los Presupuestos, Compromisos, Gastos y Pronósticos al nivel de detalle acordado entre el EMPLEADOR y el CONTRATISTA. Después de la Conversión, los Informes de Costos se limitarán al estado de los costos versus el precio a Suma Alzada de la etapa de Construcción y las órdenes de cambio posteriores.

Los Informes de Avance Mensual serán preparados por el CONTRATISTA FEED-EPC y presentados al EMPLEADOR en un periodo no mayor de 5 días luego del último día del periodo con el cual se relaciona. Los informes se emitirán hasta la expedición del Certificado de Aceptación Inicial.

Durante el Proyecto TRM, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC mantenga una actitud de conciencia de costos conforme con los Objetivos Estratégicos del EMPLEADOR y del Proyecto TRM. Se espera que durante el transcurso de los Trabajos, se realicen varios estudios para analizar los costos asociados con alternativas y puedan extenderse también a las proyecciones de los impactos de los costos operativos. Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC aliente y facilite este tipo de actividad de optimización.

Un aspecto vital del Contrato FEED-EPC del Proyecto TRM involucra la Conversión en la que la forma de pago al CONTRATISTA cambia de costo reembolsable a Suma alzada. Un elemento clave en esta transición es el desarrollo de una Estimación de Costos a Libro Abierto Clase 2 AACEI (± 10% de precisión, que representa el desarrollo aproximado de un 30% de Ingeniería Detallada) del CONTRATISTA FEED-EPC al terminar la Fase FEED. Para facilitar la preparación de la Estimación a Libro Abierto, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC desarrolle un Memorando de Base de Estimación (EBM) aproximadamente seis meses antes de la culminación del OBE en la que el EMPLEADOR y el CONTRATISTA acuerden el grado de apoyo necesario por cada uno de los elementos principales dentro de la estimación y, en la medida de lo posible, establecerán los factores y metodología que aplicarán (por ejemplo la productividad de mano de obra de construcción, cuotas de equipos y materiales a granel, filosofía de análisis de riesgos). En la sección 3.7 del Anexo C1 - Parte C, estipula mayores detalles concernientes al OBE.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de Costos se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar - Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 3 – Gestión de Costos

- Instrucción Nº 8 – Control de Cambios

- Instrucción Nº 10 – Finanzas y seguros

- Instrucción Nº 14 – Informe de Avance Mensual

- Instrucción Nº 15 – Medición de Culminación de Porcentaje





17. PLAN DE GESTIÓN DE CRONOGRAMA

Según se indica anteriormente, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC prepare y mantenga un Plan/Cronograma Maestro (MP/S) y otros cronogramas de proyecto “subordinados” según sea necesario para proporcionar eficazmente la Gestión de Tiempo de las actividades dentro de su alcance de servicios según se define en el Contrato. Se define un sistema de clasificación de cronograma en las Instrucciones del Proyecto, Instrucción N° 2, que el CONTRATISTA debe cumplir. Además del Plan/Cronograma Maestro, se pueden requerir varios cronogramas, incluyendo los cronogramas relacionados con el diseño, adquisiciones, construcción, Pre-comisionamiento, comisionamiento, pruebas de eficiencia, puesta en operación según sea necesario o solicitado por el EMPLEADOR o su representante.

El EMPLEADOR recuerda a los Postores que el tiempo de ejecución es uno de los principales objetivos del Proyecto TRM, por lo tanto, el CONTRATISTA deberá efectuar sus mayores esfuerzos para realizar los trabajos en el menor tiempo posible. Particularmente se requiere que durante la fase FEED el CONTRATISTA efectúe la integración de los paquetes de diseño y la estimación de costos (OBE) a la brevedad posible empleando los recursos y las prácticas de ingeniería que sean necesarias. En ese sentido, se espera que la culminación de las actividades de la fase FEED, a la entrega del OBE definitivo, ocurra aproximadamente 9 meses después de que se haya completado el último paquete de diseño básico (licenciado o no licenciado, lo que ocurra último). El CONTRATISTA mostrará en el Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto los cronogramas y estrategias que desarrollará para cumplir con estas expectativas.

Los Informes de Avance Mensual, según se describe en la Parte C de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar, Anexo 14, Instrucciones del Proyecto, serán preparados por el CONTRATISTA FEED-EPC y presentados al EMPLEADOR en un periodo no mayor de 5 días luego del último día del periodo con el cual se relaciona. Continuarán los informes hasta la expedición del último Certificado de Aceptación.

Además de los Informes de Avance Mensuales (incluyendo los Informes de Cronogramas), puede ser necesario desarrollar informes de cronogramas específicos y/o análisis según las indicaciones del EMPLEADOR o su Representante (PMC) al Contratista FEED-EPC.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de Cronogramas se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar - Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 2 – Gestión de Tiempo

- Instrucción Nº 8 – Control de Cambios

- Instrucción Nº 14 – Informe de Avance Mensual

- Instrucción Nº 15 – Medición de Culminación de Porcentaje





18. PLAN DE GESTIÓN DE CALIDAD

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC instituya un sistema de Control y Aseguramiento de la Calidad para asegurar el cumplimiento de los requisitos del Contrato. El sistema estará de acuerdo con las prácticas industriales aceptadas/aprobadas. El EMPLEADOR (o Representante del EMPLEADOR que actúa en nombre del EMPLEADOR) estará facultado para realizar auditorías de cualquier aspecto del sistema del CONTRATISTA FEED-EPC.

El CONTRATISTA FEED-EPC está obligado a cumplir con el Sistema de Gestión de Calidad que tenga implementado el EMPLEADOR para sus operaciones o Gestión del Proyecto; asimismo, preparará y presentará todos los informes del proyecto en relación con dicho sistema.

El EMPLEADOR (o Representante del EMPLEADOR que actúa en nombre del EMPLEADOR) será responsable de supervisar de la gestión de la calidad del Proyecto TRM, que incluirá disposiciones que verifiquen que todos los Contratistas y proveedores involucrados en el Proyecto TRM tengan implementados los planes, sistemas, normas, prácticas y procedimientos de Control y Aseguramiento de la Calidad y realizarán evaluaciones regulares e “inopinadas” para verificar que dichos programas se apliquen con eficacia y sean mantenidos por el(los) Contratista(s).

Los detalles de todos los procedimientos y documentos de cumplimiento que cubren la calidad en el diseño, adquisiciones, construcción y todas las demás actividades del proyecto serán presentados al EMPLEADOR para su información antes del inicio de cada etapa de diseño y ejecución. El sistema de Cumplimiento del Aseguramiento de la Calidad no aliviará ni reducirá los deberes, obligaciones o responsabilidades del CONTRATISTA según el Contrato, incluyendo las disposiciones para asegurar que los Contratistas Supervisados, Subcontratistas, Proveedores, etc., dentro del alcance de responsabilidad también tengan implementados procedimientos de Control y Aseguramiento de la Calidad y que acaten los mismos Controles y Aseguramiento de la Calidad del CONTRATISTA FEED-EPC requeridos por el EMPLEADOR.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de Calidad se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar – Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 4 – Gestión de Calidad

- Instrucción Nº 14 – Informe de Avance Mensual.





19. PLAN DE GESTIÓN DE SEGURIDAD Y SALUD EN EL TRAB AJO

El EMPLEADOR espera que los Postores FEED-EPC describan un Plan/Estratégico de Gestión de Seguridad para las Fases FEED y EPC que definen los procesos, métodos, herramientas, técnicas y recursos que se aplicarán cuando sea apropiado como parte del Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto.

El Plan de Gestión de Seguridad en esta etapa inicial sería de naturaleza conceptual, y aplicando su experiencia y conocimiento general del Perú, describiría el modo en que se proporcionaría la Seguridad al Proyecto TRM.

El CONTRATISTA FEED-EPC está obligado a cumplir con las políticas, normas y procedimientos de seguridad que tiene implementado el EMPLEADOR; asimismo, preparará y presentará todos los informes del proyecto en relación con el Sistema Integrado de Gestión de la Calidad, Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional.

En el plan a presentar el CONTRATISTA FEED-EPC deberá tener en cuenta la identificación y desarrollo como mínimo de los siguientes factores:

• Relación de procesos

• Mapeo de procesos

• Matriz de identificación de peligros y evaluación de riesgos

• Matriz para la determinación de controles de tiesgos significativos.

El EMPLEADOR (o Representante del EMPLEADOR que actúa en nombre del EMPLEADOR) estará facultado para realizar auditorías de cualquier aspecto del sistema del CONTRATISTA FEED-EPC.

A la Suscripción del Contrato, el EMPLEADOR entregará al CONTRATISTA FEED-EPC el Manual de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental, para contratistas M 040, de cumplimiento obligatorio para todas las actividades que tengan que realizar el CONTRATISTA FEED-EPC y los sub-contratistas relacionados con el Proyecto TRM.

El EMPLEADOR está dedicado a asegurar que todos los participantes del Proyecto y personal que trabaje dentro o fuera del Sitio de la Refinería cuenten con un ambiente seguro en el que se realicen sus diversos deberes y actividades. Por ende, el EMPLEADOR espera que todas las organizaciones y personal involucrado en el Proyecto TRM reflejen este nivel de atención hacia la seguridad. Seguridad, en este contexto, debe entenderse como la seguridad en el diseño, construcción y operación de las instalaciones, así como la vigilancia y protección de seguridad del personal.





El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC prepare un Plan integral de Gestión de Salud y Seguridad Personal y Seguridad para las Instalaciones para el Proyecto TRM en el más breve plazo posible y mantenerlo periódicamente en relación con su alcance de responsabilidad según el Contrato. Por lo tanto, dicho Plan incluirá las descripciones detalladas de las provisiones relacionadas con la seguridad de diseño tales como Revisiones de Diseño, Revisiones de Pares, Análisis HAZOP, etc. El Plan deberá describir medidas de seguridad personal que se tomarán durante la Construcción, tales como, Capacitación de Seguridad, Charlas de Seguridad, Análisis de Riesgos Laborales, supervisión de seguridad, etc. Se deben informar las estadísticas de seguridad como parte de cada Informe de Avance Mensual.

El alcance del Plan es abarcar todas las etapas de FEED-EPC, incluyendo el diseño, adquisiciones, construcción, pre-comisionamiento, puesta en operación, comisionamiento y pruebas de Garantía. El Plan incluirá las disposiciones concernientes a todos los aspectos de salud y seguridad y Seguridad del Sitio, incluyendo los requisitos para el cumplimiento de las normas del Sitio, durante el tiempo en que el Sitio sea administrado por el CONTRATISTA FEED-EPC y hasta la Aceptación Inicial de todas las instalaciones del Proyecto.

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de mantener a las personas no autorizadas fuera del Sitio. Las personas autorizadas se limitarán al Personal del CONTRATISTA FEED-EPC y al Personal del EMPLEADOR (incluyendo el Personal del Representante del EMPLEADOR) y cualquier otro personal notificado al CONTRATISTA por el EMPLEADOR o el Representante del EMPLEADOR (que actúa en nombre del EMPLEADOR).

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable que su personal extranjero que tenga que desarrollar actividades relacionadas con el Proyecto TRM en el Perú, cumpla con todas las normas y leyes peruanas aplicables, referidas a las condiciones migratorias para efectos laborales.

El CONTRATISTA FEED-EPC describirá en el Plan sus planes, procedimientos y medidas para describir el modo en que pretende hacerlos e implementarán los medios para:

(a) cumplir con todas las normas de Seguridad pertinentes y con los requisitos de Salud y Seguridad del EMPLEADOR.

(b) cuidar la Seguridad de todas las personas autorizadas a estar en el Sitio.

(c) usar los esfuerzos razonables para mantener el Sitio libre de obstrucciones innecesarias a fin de evitar el peligro para estas personas.

(d) proporcionar cercos, iluminación, barandas y vigilancia de las instalaciones hasta la culminación y entrega al EMPLEADOR.





(e) proporcionar las Instalaciones Temporales (incluyendo los caminos, pasillos, barandas y cercos) que pueden ser necesarios debido a la ejecución del Proyecto para el uso y protección del público y de los propietarios y ocupantes de los terrenos adyacentes.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de Seguridad se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificación Generales de los Trabajos a Realizar - Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 13 – Salud, Seguridad, y Protección Ambiental del Sitio

- Instrucción Nº 14 – Informe de avance mensual (Requisitos de informes de seguridad).

El EMPLEADOR mantendrá el control y aprobación de todo el tráfico y personal que ingresa o sale de la refinería. El personal del CONTRATISTA EPC recibirá instrucciones para cumplir con las políticas y procedimientos del EMPLEADOR, en especial durante los sucesos de emergencia operativa.





20. PLAN DE GESTIÓN DE INFORMACIÓN

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC sea responsable del cumplimiento de los métodos y técnicas apropiados para asegurar las comunicaciones, gestión de registros, cadena de custodia, preservación de confidencialidad, etc. eficientes y eficaces asociados con las comunicaciones y documentaciones relacionadas con el Proyecto. Dado el papel prominente y la amplitud del Alcance de Trabajo y servicios del CONTRATISTA FEED-EPC, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC sea la entidad responsable de la Retención/Control de Documentos centralizada y Gestión de Información del Proyecto. Por ende, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC disponga de toda la “infraestructura” de Gestión de Información y Control de Documentos, por ejemplo el espacio de oficinas, equipos de computadoras, reproducción (impresoras y plotters), redes de computadoras necesarios para realizar el Alcance del Trabajo del Proyecto.

El número de personal del EMPLEADOR o su Representante (PMC) será definido teniendo en cuenta la Estructura de Desglose de Trabajo y los Planes de Gestión a ser presentados por el CONTRATISTA FEED-EPC, conforme se requieren en el Anexo 19 del documento INFORMACIÓN PARA POSTORES.

Como referencia inicial el EMPLEADOR ha suministrado un Plan de Implementación preliminar del Proyecto, el cual se presenta en el Anexo 5.4 de la parte B ‘‘Bases de Diseño’’ de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar (MJS).

Es obligación del Contratista proveer el espacio apropiado para cada personal del EMPLEADOR y su Representante, y las facilidades para realizar sus labores de supervisión y administración (computadoras, conexión a Internet, escritorio, teléfono, etc.).

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC proporcione al personal del EMPLEADOR (y Representante del EMPLEADOR) el acceso completo con privilegios apropiados a las redes y archivos relacionados con el CONTRATISTA FEED-EPC durante las etapas previas a la conversión (etapa RC) del desarrollo del Proyecto. Luego de la Conversión (etapa LS), el EMPLEADOR reconoce que el CONTRATISTA FEED-EPC puede excluir los privilegios de acceso del EMPLEADOR (y el Representante del EMPLEADOR) a archivos y carpetas específicos que contengan cierta información de costos (propia del CONTRATISTA) en conformidad con los acuerdos a Suma Alzada.

El EMPLEADOR espera que todas las notificaciones, instrucciones, información y otras comunicaciones dadas por el CONTRATISTA FEED-EPC al EMPLEADOR según el Contrato se entreguen el Representante del EMPLEADOR (PMC) a menos que el EMPLEADOR comunique lo contrario por escrito al CONTRATISTA FEED-EPC.





El EMPLEADOR puede expedir las instrucciones al CONTRATISTA FEED-EPC, que el EMPLEADOR considere necesario o expeditivo en relación con el alcance de las responsabilidades de FEED-EPC. Cada instrucción se entregará por escrito e indicará las obligaciones con las cuales se relaciona. El CONTRATISTA FEED-EPC recibirá instrucciones del EMPLEADOR, del Representante del EMPLEADOR (PMC) u otros designados a los cuales se ha delegado la autoridad apropiada.

El CONTRATISTA FEED-EPC designará a un Representante y le dará toda la autoridad necesaria para actuar en nombre suyo según el Contrato. Dicho Representante, en nombre del CONTRATISTA FEED-EPC, recibirá instrucciones del EMPLEADOR y/o Representante del EMPLEADOR (PMC) u otro designado autorizado por el EMPLEADOR.

Los Postores de FEED-EPC incluirán en su Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto una descripción expandida del modo en que pretenden cumplir con estas responsabilidades de Gestión de Información y describan su plan para ello.

La Información Adicional concerniente a los Requisitos de Gestión de Información se incluye en las Instrucciones del Proyecto (Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar Parte C) de la siguiente manera:

- Instrucción Nº 1 – Correspondencia

- Instrucción Nº 7 – Control de Documentos

- Instrucción Nº 18 – Compilación de datos del proyecto

- Instrucción Nº 19 – Revisiones, acuerdos, aprobaciones y autorizaciones de la Compañía.

- Instrucción Nº 20 – Protección de Información Confidencial.





21. PLAN DE CONSIDERACIONES ESPECIALES

Esta sección de la Parte A – Perspectiva del Proyecto incluye la discusión de varios aspectos del programa de desarrollo y ejecución del Proyecto TRM que puede requerir la atención especial de parte del EMPLEADOR, el CONTRATISTA FEED-EPC y otros participantes. Se debe reconocer que los problemas mencionados en este documento no son una lista completa o minuciosa en este momento. Por lo tanto, el EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC no sólo se ocupe de los problemas mencionados en este documento en su Plan Preliminar de Ejecución del Proyecto, sino luego desarrollen aún más esta lista, propongan sus intenciones y recomendaciones para mitigar los impactos asociados con dichos problemas.

Desarrollo/Verificación de información/datos vitale s necesarios para iniciar eficaz y eficientemente los trabajos FEED-EPC para el Proyecto TRM

El CONTRATISTA FEED-EPC debe proporcionar en su P-PEP una lista de lo que considera información vital necesaria para poder proceder diligentemente con el trabajo FEED del Proyecto TRM, y recomendar un plan de adquisición y/o verificación de dicha información/datos.

Protección de la Planta Operativa Actual durante la Construcción de las Instalaciones de Modernización

Las actividades del CONTRATISTA FEED-EPC durante la Construcción se realizarán en áreas adyacentes y/o dentro de las unidades operativas existentes de la Refinería. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC tome las medidas necesarias para cumplir con los permisos de construcción19, coordinación de Operaciones, seguridad y preservación del EMPLEADOR y propiedades de la población local. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC describa qué medidas de protección y cumplimiento se aplicarán así como el modo de aplicarlas para mitigar estas condiciones.

Sistemas de Captación y Descarga de Agua de Mar

El CONTRATISTA FEED-EPC deberá diseñar y construir los Sistemas de Captación y Descarga de Agua de mar de modo que protejan las áreas ambientalmente sensibles. El CONTRATISTA FEED-EPC proporcionará sus recomendaciones/ planes de mitigación para la revisión del EMPLEADOR, incluyendo las recomendaciones para la preservación del medio ambiente durante la Operación de estos sistemas.

19 Pregunta 246 – Ronda 1(El CONTRATISTA será responsable de preparar toda la información necesaria que ayude al EMPLEADOR a la obtención de los permisos locales, regionales o nacionales).





Configuración de Tecnología Significativamente Más Compleja que en la Configuración Actual de la Refinería

Las instalaciones del Proyecto TRM incluirán inherentemente los procesos y tecnologías, por ejemplo Coquificación, Hidrotratamiento, etc., que no sean familiares para su personal, incluyendo el personal de Operaciones y Mantenimiento. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC proporcione los planes y disposiciones necesarios para los Manuales Operativos, Capacitación, documentación, etc. necesarios para asegurar que el personal de la Refinería esté preparado para inspeccionar y operar con conocimiento las nuevas instalaciones y las instalaciones modernizadas de modo seguro, eficiente y eficaz luego de la Transferencia de Cuidado, Custodia y Control (TCCC).

Personal Limitado del EMPLEADOR

El EMPLEADOR espera contratar los servicios de un Contratista de Consultoría de Gestión del Proyecto (PMC) para complementar/aumentar su personal a fin de facilitar la gestión y supervisión del Proyecto, así como asegurar las comunicaciones eficientes y eficaces. Sin perjuicio de dichos compromisos, el EMPLEADOR pretende contar con un Contratista respetado, experimentado, de renombre internacional y sumamente calificado para realizar el Alcance de los Trabajos de FEED-EPC. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC también proporcione la pericia y servicios de apoyo necesarios para lograr de modo eficiente y eficaz las metas y objetivos comerciales del EMPLEADOR y del Proyecto mediante la cooperación plena y el apoyo a los esfuerzos del EMPLEADOR y Representante del EMPLEADOR (PMC).

Requisitos del Concurso Público

Los estatutos del EMPLEADOR requieren la transparencia total en sus actividades de adquisiciones y contrataciones. El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC también colabore con los esfuerzos del EMPLEADOR en este aspecto, mediante la cooperación y apoyo pleno al EMPLEADOR y Representante del EMPLEADOR (PMC), para cumplir con los requisitos, normas, reglas y Leyes que rigen este tipo de procesos en términos de sus interrelaciones del EMPLEADOR, CONTRATISTA FEED-EPC, sus Subcontratistas y Proveedores, etc. en los que sean aplicables los requisitos, normas, reglas y Leyes del proceso de adquisición y contratación que se efectúe.

Carga de Trabajo de Mercado de Contratación y Sumin istros

El EMPLEADOR espera que el CONTRATISTA FEED-EPC incluya los planes, programas y medidas necesarios para asegurar la entrega de las instalaciones del Proyecto TRM al menor costo y eficiencia de tiempo. Se espera que dichas medidas incluyan las adquisiciones a nivel mundial para asegurar los mejores programas de costos, calidad y entrega, la colocación oportuna de los requerimientos de materiales con el fin de disponer del plazo suficiente para la entrega oportuna de las adquisiciones, encuestas para confirmar la disponibilidad





de la mano de obra, asegurar la disponibilidad oportuna del personal experimentado, etc.

Preservación de las Garantías del Proceso

Los Licenciantes proporcionarán al EMPLEADOR las Garantías del Proceso y sus condiciones, las cuales se comunicarán al CONTRATISTA FEED-EPC junto con la información técnica de los Paquetes de Diseño Básico Licenciado. Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC asegure la conservación de los términos y condiciones de la Garantía del Proceso mientras se desarrolle su diseño para las instalaciones optimizadas y completamente integradas. Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC asuma el papel principal en el desarrollo y ejecución del Proyecto hasta el momento en que se hayan completado las Pruebas de Garantía y Puesta en Operación de las instalaciones a satisfacción del EMPLEADOR. El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable de realizar las Pruebas de Garantía según las exigencias del EMPLEADOR y/o Licenciante. Durante las Pruebas de Garantía, el CONTRATISTA FEED-EPC puede identificar y comunicar las aclaraciones o los requisitos de contrapruebas a los Licenciantes para aplicar las medidas correctivas que pueden ser requeridas por los Licenciantes y coordinará los esfuerzos de apoyo de las Pruebas de Garantía y Puesta en Operación del Licenciante.

Consideraciones Financieras

Se espera que el EMPLEADOR obtenga financiamiento de terceros para el Proyecto TRM, al momento de la Conversión. Hasta el momento en que se logre la Conversión y se tengan disponibles los fondos sin aval de terceros, se espera que el EMPLEADOR desarrolle las actividades del Proyecto con recursos propios del EMPLEADOR o financiados directamente por el EMPLEADOR o20. Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC coopere completamente con el EMPLEADOR (o Representante del EMPLEADOR actuando en nombre del EMPLEADOR) en respuesta a las solicitudes de información específica (ya sea de naturaleza técnica o no técnica) comúnmente requeridas en tales situaciones.






22. ANEXO – GLOSARIO

El siguiente Glosario incluye la definición y/o descripción de acrónimos incluidos en el texto de la Parte A – Perspectiva del Proyecto.

Acrónimo/Término Definición/Descripción

BDPPaquete de Diseño Básico – Paquete de Licenciante o Diseños de Proceso/Diseño Básico de Unidad No Licenciada

DCS Sistema de Control Distribuido

Balances de Materia y Energía Sinónimo de los Balances de Masa y Calor

EPC

Fase de Ingeniería Detallada, Adquisiciones y Construcción (incluye las actividades de Pre-comisionamiento/Pruebas, Puesta en Operación, Comisionamiento y Pruebas de Garantía)

FEEDIncluye las etapas de Definición del Alcance y Pre-construcción hasta la Conversión.

FEED-EPCDefinición del Alcance y Pre-construcción más la continuación en Ingeniería Detallada, Adquisiciones, Construcción.

HAZOPEstudio(s) de Riesgos y Operatividad del Proceso

LS Suma Alzada

MAC Subcontratista Principal de Automatización

MB/DOMiles de Barriles (equivalente) por Día de Operación

MMSCF/DOMillones de Pies Cúbicos Estándares por Día de Operación

MP/S Cronograma/Plan Maestro

OBE Estimación de Costos a Libro Abierto

PEP Plan de Ejecución del Proyecto





PMCContratista de Consultoría de Gestión del Proyecto

GM Gerencia General del EMPLEADOR

PTEquipo del Proyecto Modernización Refinería Talara del EMPLEADOR

QA Aseguramiento de la Calidad

QA/QC Aseguramiento y Control de la Calidad

QC Control de Calidad

RC Costo Reembolsable

TCCC Transferencia de Cuidado, Custodia y Control

TM/DO Toneladas Métricas por Día de Operación

VIP Práctica(s) de Mejora de Valor

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA PARTE A - PERSPECTIVAS DEL PROYECTO

INVITACION PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC ESPECIFICACIÓNES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR PÁGINA 1 DE 1


Anexo 1-1 (de Sección 3 – Alcance de los Trabajos) Proyecto Modernización Refinería Talara

Esquema Optimizado de Configuración de la Refinería


Nota: El Crudo Reducido de Iquitos es una corriente foránea producida por la Refinería de Iquitos de Petroperú que se envía a la Refinería Talara. Está compuesto de crudo reducido (80% vol) más la nafta liviana producida (20% vol) con un flujo promedio de aproximadamente 3.500 BPD.

Nafta Liviana

Kerosene

HidroTratamiento

Nafta y Splitter

13.3 MBPD

UDV IUnidad

Vacío I21 MBPD

UDV IIIUnidad

DestilaciónVacío III

35 MBPD

UCCFUnidad

Craqueo Catalítico

Fluído25 MBPD

Ac. Pesado

Ac. Clarificado

Diesel

Crudo

CrudoReducido

GOL

GOP

Slop Wax

Fondos de Vacío

GLP

Diesel 2

Petróleos Indust.

Kerosene

Turbo A-1

HDSDiesel

41 MBPD

Hidro Tratamiento

Diesel 41.0 MBDO

Nafta Pesada

Ac. Cíclico Ligero

GOP

Asfalto

Fondos de Vacío

Gasolina

Nafta

GOL

UCKUnidad de

Coquificación22.6 MBPD

ReformaciónCatalítica9,5 MBPD

Solvente 1

URG I-URG III

Slop Wax

Nafta

LKGO

HKGO

Hidro Tratamiento Nafta FCC 9.5 MBDO

C1/C4H2 H2

Gases

Gases

H2

H2

Nafta Craq .

Gases

CoqueCombustible

Gasificador /Caldera COTratamiento de Gas

Gasificador/Caldera COTratamiento de GasCoque Gas Combustible

C1/C4

C3/C4

UDPUnidad

DestilaciónPrimaria

95 MBPD

TratamientoGLP

UNIDADES EXISTENTES A SER MODERNIZADAS

NUEVAS UNIDADES

NUEVAS UNIDADES CONEXAS

Planta deHidrógeno30 MSCFSD

Gas Natural Planta de

H2SO4

460 TM/D

Tratamientode Gas

con Aminas

Gas deProceso Cogeneración,

Hornos y Calderas

Esquema de Refinación Optimizado Proyecto Modernización de Refinería Talara

TratamientoCaústico

H2

GasÁcido

Gas Tratado

Servicios Auxiliares y Facilidades Generales

GPMR 04.01.2008

Nafta FCC

Solvente 3

VDU II Desmantelada

C1/C4

Nafta FCC

C. Reducido Iquitos

Destilación

Cíclico

Anexo 1-2 (de Sección 5 – Plan Organizativo) Proyecto Modernización Refinería Talara

Gerencia General de Petroperú (GM)

PMC

LicenciatariosContratista FEED-EPC

- Rojo – Relaciones contractuales

- Azul – Relaciones de comunicaciones y jerárquicas

Comunicacionesno comerciales

Sub-ContratistaPrincipal

de Automatización(MAC)

Comunicacionesno comerciales

Equipo del Proyectode Petroperú (PT)

VOLUMEN 2PARTE A - PERSPECTIVA DEL PROYECTO

ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZARPÁGINA 1 DE 1


Proceso por Competencia internacional N° PCI-002-2008-OFP/PETROPERÚ

PETROPERÚ, S.A.PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARAINVITACION PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC

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PETROPERÚ S.A.PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARAINVITACION PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC

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PETROPERÚ, S.A.PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARAINVITACION PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC

Licenciante - LS Licenciante - LS Licenciante - LS Lic enciante - LS Licenciante - LS Licenciante - LS Licenc iante - LS Licenciante - LS Licenciante - LS

(Nota 2) (Nota 2) (Nota 2) (Nota 2) (Nota 2) (Nota 2) (No ta 2) (Nota 2) (Nota 2)

s Licenciantes y el Contratista de FEED-EPC durante las etapas de BDP, FEED y EPC. Los asuntos de natu raleza técnica se manejarán según sea necesario (di rectamente con FEED-EPC y mediante el FEED-EPC al i nteractuar con los Licenciantes). Los asuntos de na turaleza Contractual/Comercial deben ser aprobados por el EMPLEADOR.

ratista de FEED-EPC durante las etapas de BDP, FEED y EPC. Los asuntos de naturaleza técnica se maneja rán según sea necesario. Los asuntos de naturaleza Contractual/Comercial deben ser aprobados por el EM PLEADOR.

Lice

ncia

nte

Lice

ncia

nte

Contratista de Consultoría de Gestión del Proyecto (PMC) - RC (Costo Reembolsable)

PETROPERÚ

A.D. Little/EnGlobal - RC

CONTRATISTA FEED-EPC - RC (Antes de la Conversión )

CONTRATISTA FEED-EPC - LS (Después de la Conversión )

Lice

ncia

nte

Lice

ncia

nte

Lice

ncia

nte

Lice

ncia

nte

Lice

ncia

nte

Lice

ncia

nte

Lice

ncia

nte

PETROPERÚ S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACIÓN REFINERÍA TALARA PARTE B – BASES DEL DISEÑO




Índice


1. INTRODUCCIÓN


2.1 ISBL Existente



2.1.3 Unidad de FCC (UFCC)


2.1.5 Unidad Merox


2.2 OSBL Existente

2.2.1. Servicios Auxiliares

2.2.2. Sistema de Control de Procesos.

2.2.3. Sistema Antorcha (Flare)

2.2.4. Separadores de API y CPI

2.2.5. Tanques de Almacenamiento

2.2.6. Sistema de Despacho

2.2.7. Edificios

2.3 ISBL Ampliado/Modernizado (Unidades del Proceso )


2.3.2 Unidad de Destilación al Vacío I (UVD-I)

2.3.3 Unidad de Destilación al Vacío II (UVD-II)

2.3.4 Unidad de Destilación al Vacío III (UVD-III)


2.3.6 Hidrotratamiento de Nafta (HDSN)


2.3.8 Unidad de Craqueo Catalítico de Fluidos (UFCC) y Unidad de Recuperación de Gases (URG-I)

2.3.9 Hidrotratador de Gasolina FCC (HDSG)


2.3.11 Planta de Amina





Índice





2.3.15 Planta de Tratamiento de GLP

2.4 OSBL (Servicios Auxiliares e Instalaciones Exte rnas a la Planta)

2.4.1 Planta de Cogeneración y Autogeneración Eléctrica


2.4.3 Almacenamiento de Crudo, Productos Intermedios Finales

2.4.3.1 Alimentación (Crudo y Crudo Reducido)

2.4.3.2 Productos Intermedios

2.4.3.3 Productos.

2.4.4 Servicios Auxiliares Especiales e Instalaciones Externas a la Planta

2.4.4.1 Aire para instrumentos

2.4.4.2 Sistema de Antorcha Existente

2.4.4.3 Nueva Antorcha con Vapor asistido sin Humo

2.4.4.4 Sistema de Recuperación de Gas de la Antorcha

2.4.4.5 Instalación de Tuberías Profundas de agua de mar para el agua de enfriamiento

2.4.4.6 Línea de descarga de agua de mar/agua residual

2.4.4.7 Tratamiento de las corrientes de Aguas Residuales Segregada

• Separación de Aceite/Agua

• Sistema de Tratamiento Biológico

• Sistema de Tratamiento de Drenaje Químicos

2.4.4.8 Instalación de Sistema de Agua contra Incendios

2.4.4.9 Sistema de Gas Combustible

2.4.4.10 Planta de Absorción de Nitrógeno de Presión Balanceada

2.4.4.11 Edificios

• Edificio Técnico Administrativo y Edificio de laboratorio

• Edificio de Control Central y Centro de Operaciones





Índice


2.4.4.12 Instalaciones en el Puerto

• Muelle de Carga de Productos Líquidos

• Mejoras en el Muelle de de carga existente

• Mejoras en la Planta de Lastre

3. BASES DE DISEÑO



3.1.2 Capacidad Normal y Mínima

3.1.3 Filosofías de Diseño



Carga

3.2.1 Crudo

3.2.1.1 Crudo Napo


3.2.1.3 Crudo Talara - Petrobas

3.2.1.4 Crudo Talara - Petrotech

3.2.1.5 Estructura de Crudos.

3.2.1.6 Crudo Reducido – Iquitos

3.2.2 Ensayo de Crudos

3.2.2.1. Crudo Napo

3.2.2.2. Crudo Talara

3.2.3 Especificaciones de Productos Primarios y Secundarios

3.2.3.1 Gasolina

3.2.3.2 GLP

3.2.3.3 Kerosene/Turbo A-1

3.2.3.4 Diesel/Petróleo industrial

3.2.3.5 Solventes

3.2.3.6 Asfalto

3.2.3.7 Ácido Sulfúrico

3.2.3.8 Coque de Petróleo





Índice



3.3.1 Bases o Criterios para el Diseño Básico Licenciado

3.3.2 Especificaciones para el Diseño Básico Licenciado

3.3.3 Hojas de Especificaciones de los Equipos Principales

3.3.4 Revisión y Conformidad de Planos y Documentos para Construcción

3.3.5 Inspección de la Fabricación de Equipos

3.3.6 Entrenamiento

3.3.7 Entregables

3.3.8 Coordinación

3.4 Información del Adicional

3.4.1. Ubicación

3.4.2. Plano de Localización de las Instalaciones Existentes (Plot Plan)


a. Condiciones Sísmicas

b. Información Meteorológicos

3.4.4. Especificaciones de Servicios Auxiliares Ampliado/ Modernizado

a). Vapor

b). Potencia Eléctrica

c). Nitrógeno

d). Aire de Planta/Aire de Instrumentos

e). Agua

1. Agua de Alimentación a Calderas

2. Agua uso General (Agua de mar Osmotizada)

3. Agua de Enfriamiento

4. Agua contra Incendios

5. Agua Potable

6. Aguas Efluentes del Proceso de Refinación

f). Gas Natural (Calidad Típica)

g). Hidrógeno

h). Emisión de Chimenea

i). La disminución del Ruido





Índice


4. ESTÁNDARES

4.1 Códigos y Especificaciones

4.2 Regulaciones

4.3 Prácticas de Diseño

4.4 Prácticas de Ingeniería del Valor (VIP)

4.5 Estructura de Desglose del Trabajo (EDT)

4.6 Numeración de Equipos y Líneas

4.7 Sistema de Gestión de Planos

5. ANEXOS

5.1 Plano de Localización Preliminar (este Plano de Localización incluido en este documento “Sólo como información general”)

5.2 Estructura de Desglose de Trabajo Preliminar (EDT)

5.3 A.D. Little/ENGlobal Engineering, Inc. “Informe de Ingeniería Conceptual” (Documento 10-371257-004, Mod. 3 – Proyecto Nº 10-371257) – incluido en este documento “Sólo como información general”

5.4 JA.D. Little/ENGlobal Engineering, Inc. “Plan de Implementación” (Documento 10-371257-007 – Proyecto Nº 10-371257)

5.5 A.D. Little/ENGlobal Engineering, Inc./PETROPERU S.A. “Estudio de Viabilidad Ambiental” (Documento 10-371257-033, Mod. 4 – Abril 2008)

PETROPERU S.A. VOLUMEN 2 PROYECTO MODERNIZACION REFINERIA TALARA PARTE B – BASES DE DISEÑO

INVITACIÓN PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR PAGINA 1 DE 86



PARTE B

BASES DE DISEÑO

1. INTRODUCCIÓN

La Parte B de las ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR (MJS) de la Invitación para Propuestas del FEED-EPC del Proyect o Modernización de Talara (TRM) de PETROPERU S.A. proporciona la información de diseño básico que pretende definir los regímenes de flujo de las cargas y productos, las especificaciones, el desarrollo y los requisitos de culminación de los Paquetes de Diseño Básico (BDP) producidos por los Licenciantes. Los BDP's de los Licenciantes también serán usados por el CONTRATISTA FEED-EPC para desarrollar los BDP's “No licenciados” y ampliar, integrar y optimizar todos los BDP's en un juego completo de entregables de Ingeniería Básica.

A menos que esté específicamente citada como Información Confiable en la cláusula 20 de las Condiciones EPC, este documento presenta información preliminar para llevar a cabo el diseño FEED de las instalaciones de procesos dentro y fuera de límites de baterías, del Proyecto TRM. Sin embargo, el CONTRATISTA FEED-EPC entenderá que es el único responsable del dimensionamiento y diseño apropiado de todas las instalaciones excepto aquella referida a la Información Confiable.

Además, la Parte B proporciona una descripción de las instalaciones y operaciones existentes de Refinería de Talara, de las instalaciones y operaciones a ampliar/modernizar, de la filosofía de diseño general, de los objetivos de optimización, de las especificaciones de los productos y del crudo, de las tecnologías seleccionadas y de la secuencia de procesamiento preferida, de las condiciones locales, de las especificaciones de los servicios auxiliares y de los estándares de diseño. A continuación se muestra un cuadro que describe las instalaciones nuevas o modificadas para el Proyecto:





Unidad Capacidad

Post Modernización(MBSD u Otra)

Nueva o Ampliada

Fuente de Tecnología

Destilación Primaria 95.0 Ampliada No Licenciada

Destilación al Vacío I 21.0 De-

rateada No Licenciada

Destilación al Vacío III 35.0 Nueva No Licenciada

Coquificación de Residuo de Vacío 22.6* Nueva Licenciada

Hidrotratamiento de Naftas 13.3* Nueva Licenciada

Splitter/Reformación Catalítica de Naftas 9.5* Nueva Licenciada

UFCC (Unidad de Craqueo Catalítico) y URG (Unidad de Recuperación de Gases)

25.0* Ampliada Licenciada

Hidrotratamiento de Nafta FCC 9.5* Nueva Licenciada

Hidrotratamiento de Diesel 41.0* Nueva Licenciada

Unidad de Recuperación de Gases (URG II)

TBD durante FEED Nueva No Licenciada

Planta de tratamiento de Turbo A1 20.0* Ampliada No Licenciada

Planta de Aminas TBD durante FEED Nueva No Licenciada

Planta de Ácido Sulfúrico 460 Toneladas/Día* Nueva Licenciada

Planta de Hidrógeno 30MMSCFD* Nueva Licenciada

Tratamiento de GLP 8.0* Nueva Licenciada

Unidades de Tratamiento Cáustico Ampliada No Licenciada

Cogeneración (Hornos y Calderas) TBD durante FEED Nueva No Licenciada

Servicios Auxiliares e Instalaciones fuera de límite de baterías

TBD durante FEED Ampliada & Nueva

No Licenciada

Instalaciones & Servicios Generales (incluyendo el nuevo Muelle de despacho de productos y la Central Eléctrica)

TBD durante FEED Ampliada & Nueva

No Licenciada

NOTAS: * Estas Capacidades son preliminares, serán definidas durante la ejecución de la fase FEED. − Los BDP’s para las unidades “No Licenciadas” serán preparados por el Contratista FEED-EPC. − Las Licencias de procesos y los Paquetes Básicos de los procesos licenciados serán proporcionados por

el EMPLEADOR en la fase FEED.1

− TBD: Significa a ser determinada.

− La Unidad de Tratamiento de Aguas Agrias se trata de un proceso no licenciado cuya Ingeniería Básica será desarrollada por el CONTRATISTA FEED-EPC2.

1 Pregunta 55- Ronda 1. 2 Preguntas 134 y 236 – Ronda 1.





La Información detallada disponible sobre cada Unidad de proceso existente en la refinería, será entregada al Postor Ganador de la Buena Pro, al inicio de los trabajos3.

Durante la ejecución de las actividades del FEED el CONTRATISTA FEED-EPC deberá efectuar los diagnósticos de procesos y de estado mecánico correspondientes a las unidades existentes, con la finalidad de definir todas las modificaciones y adiciones a efectuar. Los Postores para preparar su propuesta deberán usar la información dada en al Invitación para Propuestas (Bases) y efectuar las visitas adicionales que crea conveniente, previa cita solicitada al EMPLEADOR4.


Esta sección de las MJS Parte B – Bases de Diseño describe las Unidades existentes dentro (ISBL) y fuera (OSBL) de los límites de baterías, su función y capacidades existentes (Subsección 2.1) y también describe las Instalaciones a ser Ampliadas/Modernizadas y sus capacidades (Subsección 2.2).

2.1. ISBL Existente (ver imagen 2-1 Configuración Existente)


La Torre Atmosférica existente es una columna de destilación multi-bandejas que separa el crudo desalado en numerosos “cortes” destilados como Nafta Ligera, Nafta Pesada, Kerosene/ Turbo A-1 y Diesel. Los fondos de la Torre (“Crudo Reducido”) son alimentados a dos (2) Unidades de Destilación al Vacío. La capacidad actual de la Unidad es de 62 MBSD.


Existen dos (2) Torres de Destilación al Vacío (UDV I, II) que procesan el “Crudo Reducido” de la Torre Atmosférica y lo separan en varios cortes, incluyendo Gasóleos Ligero y Pesado (para la producción de Diesel y para alimentar la Unidad de Craqueo Catalítico respectivamente) y los “Residuos de Vacío” que sirven para producir asfaltos y aceite combustible. La capacidad para la UDV - I, que ha sido operada a 26-28,000 BPSD, será derrateada (re-rated) para la operación con alto azufre, a una capacidad de 21,000 BPSD. La capacidad para el UDV-II es aproximadamente 2,000 BPSD; será puesta fuera de servicio.

3 Pregunta 204 – Ronda 1. 4 Pregunta 176.f – Ronda 2.





2.1.3 Unidad FCC (UFCC)

La Unidad FCC existente (UFCC) procesa Gasóleos pesados y los “craquea” para producir compuestos con menor número de carbonos que incrementen el número de octanaje de la gasolina. Los gases de tope de la UFCC son enviados a la Unidad de Recuperación de Gases (URG) para producir GLP. La capacidad de la UFCC es 19,000 BPSD.


La Unidad de Recuperación de Gases (URG) existente procesa los gases de tope de la UFCC y produce GLP como una corriente condensada. Los gases de desecho son enviados a la antorcha (flare). La capacidad de la URG concuerda con la capacidad existente de la Unidad FCC y debe ser rediseñada para ser apropiada con la ampliación.

2.1.5 Unidad Merox

La Unidad Merox existente convierte los mercaptanos a disulfuros de la corriente de Nafta FCC, mediante el uso de soda caústica y catalizador que es regenerado por una corriente de aire, para producir una gasolina con menor acidez. La capacidad de la Unidad Merox es de aproximadamente 8,000 BPSD y su uso futuro dependerá de la solución proporcionada por el Licenciante para desarrollar el nuevo proceso HDT de la Gasolina FCC.


En la Planta de Tratamiento Cáustico existente, la Nafta Ligera, la Nafta Pesada y el Kerosene de la Torre Atmosférica son convertidos en productos terminados (Solvente 1, Solvente 3, Gasolinas y Turbo A-1/Kerosene).

La capacidad de la Planta de Tratamiento Cáustico es sólo suficiente para 62,000 BPSD de Crudo.

2.2. OSBL Existente

2.2.1 Servicios Auxiliares

Esta sección proporciona a la Refinería las siguientes corrientes:

• Vapor: sistemas 150# y 600#.

• Aire: Para propósitos de Planta e Instrumentación

• Agua de mar: Para propósitos de enfriamiento de los procesos y sistema contra – incendios.

• Gas Combustible: incluye el gas natural comprado y el gas de refinería.





• Agua potable

• Sistema de distribución de electricidad:

− El sistema eléctrico será modificado y ampliado de acuerdo a los requerimientos del Proyecto, lo cual incluye la autogeneración eléctrica.

− No existe ningún requerimiento específico para la modificación del sistema eléctrico. El Contratista debe diseñarlo de acuerdo a necesidades futuras y las normas existentes.

− Los diagramas unifilares existentes serán proporcionados al Postor Ganador5.


La Refinería actual cuenta con sistemas de control de procesos de diferente tecnología; así, el sistema de la Unidad de Destilación Primaria consiste en una sala de control instalada el año 2003, que posee un DCS con sistema de parada de emergencia (ESD) de tecnología SIEMENS. Para el caso del Complejo FCC (UVD I, FCC, URG, Unidad Merox y WWS) consiste de una sala de control con sistemas básicamente neumáticos que fueron originalmente instalados en el año 1974, y algunos sistemas electrónicos instalados en los años recientes.

La Unidad de Servicios Auxiliares cuenta también con una Sala de Control de tecnología neumática. Por su parte, el Amarradero N° 1 tiene su propia estación de control que involucra a los sistemas de despacho y Planta de Lastre, la tecnología es electrónica pero necesita ser evaluada y repotenciada debido a su deficiente estado mecánico.

La Refinería está instalando un nuevo sistema para el control de nivel de los tanques de almacenamiento.

2.2.3 Sistema Antorcha (Flare)

Consiste en:

• Sistemas de relevo de presión para el Complejo FCC y la Unidad de Destilación Primaria.

• Sistema de relevo de presión “blow down”: Hay dos acumuladores en el Complejo FCC para recuperar los líquidos más pesados que el butano, y hay otros dos para recuperar los líquidos más pesados que el propano. Los últimos están ubicados en la base de la Antorcha.

• La Antorcha: Existe solamente una antorcha con vapor asistido (smokeless) ubicada en una colina hacia el lado oeste de la Refinería.






2.2.4 Separadores API y CPI

El agua aceitosa del sistema de desagüe fluye a los separadores de agua-aceite para recuperar el aceite antes de ser expulsado al mar. Hay dos separadores API que procesan el agua aceitosa de la Unidad de Destilación Primaria y del área de tanques de almacenamiento.

El separador CPI procesa el agua aceitosa del Complejo FCC.

Además, la Refinería tiene un sistema de aguas pluviales, para colectar y disponer del agua de lluvia que se acumula en los diques de contención de los tanques de almacenamiento durante las temporadas de lluvia y que tiene que ser eliminada hacia el mar6.

2.2.5 Tanques de Almacenamiento

Los tanques de almacenamiento están distribuidos en los lados sur y este de la refinería, agrupados de acuerdo al tipo de combustible producido.

Además, la refinería tiene un patio de tanques de almacenamiento de crudos ubicado al lado este de Talara (llamado Patio de Tanques Tablazo) para recibir toda la producción de crudos de la cuenca de Talara.

A continuación una breve lista de los tanques de almacenamiento:

Productos Número de

Tanque Capacidad

(MB)

Crudos 14 1,116

GLP 04 55

Gasolinas 13 933

Solventes 02 17

Turbo A-1 04 135

Kerosene 02 66

Diesel 09 490

Residuales 13 723

Asfaltos 10 38

Productos intermedios

09 260

Slop (aguas aceitosas )

08 50

Otros (1) 14 332

Total 102 4,213 (1) Incluye agua potable y químicos






2.2.6 Sistemas de Despacho

Alrededor del 80% de la producción de la refinería es despachada al Mercado usando buques tanque, mediante 2 sistemas:

• Amarradero de líneas submarinas

Ubicado al sur de la Refinería, consiste en dos tuberías submarinas de 12” de diámetro y 1,600 m de largo cada una, más cuatro boyas de 100 TM. Se reciben cargamentos de crudos y se despachan petróleos residuales

• Amarradero N° 1

Ubicado en la Bahía de Talara, consiste en 6 brazos de carga balanceados y de acoplamiento rápido y un sistema de control electrónico para operación y parada de emergencia. Tiene 04 puntos de amarre. Es usado para cargar y descargar diferentes productos desde GLP hasta aceites combustibles y también para recibir crudos.

Este Amarradero cuenta con una Planta de Lastre para el tratamiento de las aguas aceitosas que se encarga de procesar el agua recibida de los buques. Esta Planta necesita ser evaluada y repotenciada de acuerdo a los futuros requerimientos de despachos.

Además, la Refinería tiene 2 Plantas de Ventas ubicadas en Talara y Piura (100 km. al sur de Talara) para atender la demanda del mercado local. Estas Plantas están fuera del alcance del Proyecto TRM.

2.2.7 Edificios

La Refinería cuenta con varios edificios para el personal operativo y de soporte (ej. Salas de control7, laboratorio, almacenes, estaciones de bombeo, talleres de mantenimiento y áreas administrativas).

Además, existe una estación contra - incendios, ubicada al lado sur de la refinería.

7 Pregunta 56 – Ronda 1 (Mayores detalles de las características de la Sala de Control será proporcionada al Postor Ganador).





IMAGEN 2-1

REFINERÍA DE TALARA

CONFIGURACIÓN EXISTENTE

UDV I

UDV II

CrudoUDP

Nafta Liviana / Solvente 1

Nafta Pesada / Solvente 3

Kerosene / TURBO A-1

PlantaTratamiento

Cáustico

Diesel

GOL

GOP

Slop Wax

Fondos Vacío

GOL

GOP

Residuo de Vacío II

FCC

URG

UnidadMerox

Nafta FCC

A. Cíclico L.

A. Cíclico P.

A. Clarificado

Solvente 3

Solvente 1

Gasolinas

Turbo A-1

Kerosene

Diesel 2

GLP

Material deCorte

AceiteCombustible

Asfaltos

Crudo reducido

UDV I

UDV II

CrudoUDP

Nafta Liviana / Solvente 1

Nafta Pesada / Solvente 3

Kerosene / TURBO A-1

PlantaTratamiento

Cáustico

Diesel

GOL

GOP

Slop Wax

Fondos Vacío

GOL

GOP

Residuo de Vacío II

FCC

URG

UnidadMerox

Nafta FCC

A. Cíclico L.

A. Cíclico P.

A. Clarificado

Solvente 3

Solvente 1

Gasolinas

Turbo A-1

Kerosene

Diesel 2

GLP

Material deCorte

AceiteCombustible

Asfaltos

Crudo reducido





2.3. ISBL Ampliado/Modernizado [Unidades de Proceso] (ver imagen 2-2 Instalaciones Ampliadas/Modernizadas)

Esta sección de la Parte B – Bases de Diseño describe las funciones esperadas de las Unidades ISBL y sus capacidades “nuevas” o ampliadas. La secuencia de procesos y los flujos de carga indicados en el presente se derivan del trabajo FED-2, Caso 2 efectuado por Arthur D. Little y ENGlobal. Como se indicó antes, el CONTRATISTA FEED-EPC verificará independientemente que estas relaciones y flujos de carga sean precisos y que satisfagan la integración general y optimización de la modernización de la instalación. El expediente de Ingeniería Conceptual preparado por Arthur D.Little/ENGlobal será proporcionado sólo con carácter referencial y debe ser usado por el CONTRATISTA FEED-EPC bajo su propia responsabilidad. El CONTRATISTA FEED-EPC debe efectuar la integración de los Paquetes de Diseño Básico licenciados, a ser proporcionados por el EMPLEADOR, y los Paquetes de Diseño no licenciados, elaborados por el CONTRATISTA FEED_EPC. El uso directo de la información de Arthur D. Little/ENGlobal será responsabilidad única del CONTRATISTA FEED-EPC8.

Dentro de los alcances del servicio, el CONTRATISTA FEED-EPC debe revisar la instrumentación existente y reemplazar lo que fuera necesario de acuerdo a la tecnología definida en la Ingeniería Básica a desarrollar9.


La Torre existente (Atmosférica) necesitará ser modificada para procesar una mayor carga de crudo (de 62,000 a 95,000 BPSD).

Los estudios FED-2 sugieren las siguientes modificaciones que deben ser confirmadas, verificadas y posiblemente ajustadas por el Contratista FEED-EPC:

• Aumento de diámetro del fondo de la torre.

• Reemplazo de bandejas en todas las secciones de la torre.

• Posibles necesidades de volver a especificar la metalurgia de los tubos del horno para el procesamiento de crudos con alta acidez y alto azufre.

• Áreas adicionales de intercambio de calor en las corrientes laterales para manejar los más altos regímenes de flujos.

• Posible adición de una “torre preflash” entre el Horno y la Torre UDP para separar el crudo reducido, evitando la intervención en el fondo de la torre y minimizando el tiempo de parada de la UDP.

8 Preguntas: 53 – Ronda 1 y 143 – Ronda 2 9 Pregunta 42 – Ronda 1.





El estudio FED-2 indicó, después de la consulta efectuada al fabricante, la Desaladora puede manejar el mayor régimen de flujo mediante el aumento de la temperatura de operación. Sin embargo, el máximo contenido de sales que una Desaladora de etapa simple permite en el crudo tratado, puede afectar la calidad del coque producido en la Unidad de Coquificación, esto debe ser analizado.

El CONTRATISTA rediseñará la UDP manteniendo la flexibilidad operativa actual para producir los solventes alifáticos (Solvente 1 y Solvente 3), cumpliendo las especificaciones de calidad de esos productos.

2.3.2 Unidad de Destilación al Vacío I (UDV-I)

De acuerdo con el estudio FED-2, la Unidad de Destilación al Vacío I está subdimensionada para la nueva capacidad esperada y necesitará modificaciones sustanciales.

La capacidad de la UDV I será derrateada a 21,000 BPSD para maneja mayores temperaturas de entrada al horno y un mayor contenido de azufre y sales.

2.3.3 Unidad de Destilación al Vacío II (UDV-II)

La Unidad de Destilación al Vacío II existente, será retirada de servicio y desmantelada.

2.3.4 Unidad de Destilación al Vacío III (UDV-III)

La Unidad de Destilación al Vacío III será una nueva unidad de procesos. El estudio FED-2 sugiere que tenga el doble del tamaño de la Unidad de Destilación al Vacío I existente. La capacidad total para la UDV-III será 35,000 BPSD. La capacidad de las unidades de vacío combinadas debe ser 56,000 BPSD.


La nueva Unidad de Coquificación (CKU) procesará los fondos de las Torres de Vacío (Unidades I y III). El coque y gas natural serán quemados para proporcionar el calor para la operación de coquificación . Los vapores ligeros de esta unidad son enviados a la Unidad interna de Recuperación de Gases (URG III), y los líquidos pesados de esta unidad que son materiales coquificados y convertidos son enviados a una torre de lavado y una columna fraccionadora.

El coque producido es enviado a un gasificador donde es convertido a un gas de bajo poder calorífico (“Low Btu gas”) que es purificado en una planta interna de tratamiento de aminas antes de ser usado como gas





combustible en la refinería, mientras que las partículas finas de coque liberadas y recuperadas son depositadas en recipientes y transportadas fuera del lugar para la venta.

La capacidad de la Unidad de Coquificación será de 22,600 BPSD*.

2.3.6 Hidrotratamiento de Nafta HDSN

El nuevo Hidrotratador de Nafta remueve el azufre de la carga al Reformador, para prevenir el envenenamiento del catalizador. Este Reformador consiste de dos reactores en serie y una columna de separación.

La capacidad del Hidrotratador del Nafta será 13,300 BPSD*


El nuevo Separador de Nafta (UDNP) procesa la corriente de nafta desulfurizada para mantener los precursores de benceno fuera del Reformador de manera tal que las gasolinas terminadas de alto octanaje alcancen la máxima especificación de benceno. La nafta no reformada es de bajo octanaje pero aumenta el volumen de gasolina. La capacidad del Separador de Nafta será 13,300 BPSD*.

El nuevo Reformador (URCN) convierte la nafta virgen y nafta coking en hidrocarburos aromáticos de alto octanaje para la mezcla de gasolinas. Consiste principalmente de hornos de alimentación, una serie de reactores, separadores, compresor de gas de reciclo y una unidad de estabilización del producto.

La capacidad del Reformador será 9,500 BPSD*.

2.3.8 Unidad de Craqueo Catalítico Fluido (UFCC)10 y Unidad de Recuperación de Gases I (URG –I)

La UFCC existente necesitará varias modificaciones para manejar el mayor flujo de carga de 25,000 BPSD*.

Según el estudio FED-2, las modificaciones sugeridas son11:

• Re-diseño de la sección de Regenerador de catalizador FCC con el fin de procesar el más alto contenido de coque como resultado del aumento de la capacidad FCC.

10 Pregunta 156 – Ronda 2 (El ítem 2.3.8 corresponde a la Unidad de Craqueo Catalítico la cual va hacer modificada y ampliada más no demolida). 11 Pregunta 43 – Ronda 1 (Información más detallada, será proporcionada al Postor ganador del proceso de selección).





• Reemplazo de las bajantes de catalizador y las válvulas deslizantes apropiados para los mayores flujos másicos y de energía.

• Reemplazo de los sistemas de control de proceso y parada de emergencia.

• Rediseño de la torre fraccionadora principal en concordancia con la mayor capacidad.

• Reemplazo o incremento de la capacidad del Compresor de gas húmedo y del Soplador de aire.

• Modificación del RISER, zona de separación de catalizador, despojador de catalizador y ciclones.

Además de las modificaciones a la Unidad de Recuperación de Gases I existente para el mayor flujo de los gases FCC, será necesaria una nueva URG para manejar los gases de otras unidades nuevas (Unidad de Vacío III , Reformación y Unidades de Hidrotratamiento).

Los gases ricos en azufre de las URG I y II serán enviados a la nueva Planta de Aminas para remover el H2S.

2.3.9 Hidrotratamiento de Gasolina FCC (HDSG)

El nuevo Hidrotratador de Gasolina FCC (HDSG) remueve el azufre de la gasolina FCC para cumplir las especificaciones de azufre. Esto se cumple mezclando el hidrógeno con la gasolina FCC sobre un lecho de catalizador donde el azufre es removido. Los gases son tratados en la nueva Unidad URG II y luego son enviados a la nueva Unidad de Aminas para el procesamiento.

La capacidad de Hidrotratador de Gasolina FCC será 9,500 BPSD.


El Nuevo Hidrotratador de Diesel (HDSD) sirve para dos propósitos: remueve el azufre del diesel (mezcla de diversas corrientes como gasóleos ligeros incluyendo corrientes vírgenes, de vacío y craqueado) y también abre los anillos de compuestos cíclicos en el diesel, aumentando así el número de Cetano. Esta unidad será diseñada para procesar la corriente de aceite cíclico ligero de la Unidad FCC. El producto es diesel desulfurizado para la venta. Los gases son enviados a la nueva Unidad URG II.

La capacidad del Hidrotratador de Diesel será 41,000 BPSD*.





2.3.11 Planta de Aminas

La nueva Planta de Aminas remueve el ácido sulfhídrico de las corrientes de gases producidas en planta, separándolo con amina recirculante. El H2S absorbido en la corriente de amina es separado en la columna de despojamiento y enviado a la Planta de Ácido Sulfúrico. El gas dulce que es producido en la columna de Absorción es usado como gas de refinería tratado.

La capacidad de la Planta de Aminas será determinada durante el FEED.


La nueva Planta de Ácido Sulfúrico convierte el ácido sulfhídrico de la Planta de Aminas directamente a Ácido Sulfúrico sin pasar por el proceso de producción de azufre elemental. Los gases de la unidad de despojamiento de aguas contaminadas que contienen amoniaco también son enviados directamente a esta unidad donde el amoniaco es convertido a nitrógeno. El Licenciante debe determinar si la corriente de gas residual necesitará ser tratada con peroxido de hidrógeno para cumplir con los límites de emisiones.

La capacidad de la Planta de Ácido Sulfúrico será 460 Ton /Día*.


La nueva Planta de Hidrógeno será construida para generar hidrógeno para las unidades de hidrotratamiento (desulfurización).

La capacidad de la Planta de Hidrógeno es 30 MMSCFD*.


Las unidades existentes deben ser redimensionadas con el fin de procesar mayores regímenes de flujo de kerosene, Turbo A-1 y solventes industriales, buscando el cumplimiento de las especificaciones de los productos.

La Unidad de Turbo A1 modernizada debe incluir nuevos elementos de contacto, filtros de sal y arcilla, así como intercambiadores de calor, de manera de cumplir satisfactoriamente las especificaciones de calidad establecidas para este producto.

La Refinería está desarrollando un proyecto para instalar una Planta de Oxidación de Soda gastada cuya capacidad debe ser revisada por el CONTRATISTA FEED-EPC según los nuevos flujos esperados.





2.3.15 Planta de Tratamiento GLP

Se diseñará e instalará un nuevo proceso licenciado para remover todos los compuestos de azufre de las corrientes de GLP (URG I y URG II y otras).

El CONTRATISTA analizará la conveniencia del re-uso de las instalaciones existentes de tratamiento cáustico de GLP.

* Estas capacidades son preliminares, serán analizadas en el alcance de optimización del proceso del CONTRATISTA y aprobadas por el EMPLEADOR.

2.4. OSBL (Servicios Auxiliares e Instalaciones Externas a la Planta)

2.4.1 Plantas de Cogeneración y Autogeneración Eléctrica

Las nuevas instalaciones deben ser instaladas con el fin de recuperar los gases producidos de Planta y los gases de combustión de la refinería para producir vapor y electricidad y satisfacer todas las necesidades de la refinería modernizada. El gas natural será usado para complementar los requerimientos de energía.

Durante los trabajos FEED, el CONTRATISTA optimizará el diseño básico del sistema final de energía buscando la autogeneración de electricidad y usando el balance de masa y energía de la refinería. El nuevo sistema de electricidad será diseñado para cumplir un factor de confiabilidad de 0.999 y el diseño final será aprobado por el EMPLEADOR.

Según el estudio de factibilidad del Proyecto, la Refinería no venderá electricidad a la red de suministro público (Red Eléctrica Peruana), pero comprará de ese sistema una pequeña cantidad de electricidad para ser empleada en usos no críticos.

Los quemadores de los hornos y calderas serán diseñados para maximizar la producción de los gases producidos de la refinería, y en particular de la producción de flexigas.


La Refinería modernizada deberá contar con un sistema de control de procesos centralizado que integre todas las unidades de procesos, servicios auxiliares, áreas de almacenamiento y despacho y los sistemas de parada de planta y emergencia correspondientes. El CONTRATISTA FEED-EPC, a través del subcontratista MAC, durante la fase FEED de los servicios, efectuará el diseño integral del proceso.





Respecto a las actividades a desarrollar en la fase FEED, por parte del MAC incluye entre otros:

• El diseño básico del sistema de control de procesos del Proyecto TRM para integrar todos los paquetes de ingeniería de diseño básico licenciado y no licenciado”.

• Integración con los sistemas de control existentes, para lo cual previamente debe definir aquellos que puedan ser recuperados y/o repotenciados, de acuerdo a los estándares de diseño y tecnología establecidos en el nuevo diseño de la Unidad.

• Reemplazo de los sistemas existentes que no puedan integrarse al nuevo sistema de control.

• Diseño e implementación de los sistemas de control de Inventarios de materia prima y Productos, despachos y gestión de Activos, tomando como referencia las estrategias del ERP del EMPLEADOR.

• Desarrollo de la Ingeniería detallada necesaria para la estimación de costos del Proyecto (OBE), de la automatización del proceso y de los sistemas de control.

• Diseño de los sistemas de emergencia para cada una de las Unidades de la refinería modernizada.

• Diseño e instalación de una base de datos del Proyecto y un sistema de control de documentación. Todos los planos desarrollados deben integrarse usando el sistema de gestión de diseño de planta, descrito en el capítulo 11-Plan de Gestión de Diseño, de la parte A de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar.

• Diseño e implementación de un Sistema de Información Gerencial para recopilar y controlar todos los datos de la refinería modernizada (producción, mantenimiento, logística, contabilidad, ventas y marketing, etc.), elaborando las interfaces apropiadas con el ERP del EMPLEADOR.

2.4.3 Almacenamiento de crudos, Productos intermedios y finales

El diseño del sistema de almacenamiento y manipuleo mantendrá la alta calidad de los productos como es requerido para la entrega al cliente.





Será necesario mejorar los sistemas de control de inventarios y de transferencia en custodia con el fin de procesar todos los datos de las instalaciones nuevas y existentes, de despacho y de almacenamiento12.

Los materiales de construcción seleccionados mantendrán la calidad requerida sin deterioro significativo de las calidades de los productos. Estos aspectos deben ser tomados en cuenta al seleccionar el material más económico para la construcción.

Actualmente hay 13 tanques de almacenamiento de aceite combustible con una capacidad de 723 Mbls. La nueva configuración de la refinería producirá menos aceite combustible, algunos de los cuales podrían ser convertidos a servicio de diesel.

2.4.3.1. Alimentación (Crudo y Crudo Reducido)

Los tanques de almacenamiento de crudo serán diseñados para almacenar un mínimo de 30 días de abastecimiento. La capacidad de almacenamiento actual de crudo es 1,116Mbls. La capacidad nominal de la refinería ampliada de 90,000 BPDC requerirá aproximadamente 2,700 Mbls. de almacenamiento como mínimo.

El déficit de 1,584 Mbls. puede ser suplido cambiando el servicio de algunos tanques que también son de techo flotante, pero será preferible añadir nuevos tanques de crudo con mayor capacidad.

El requerimiento de almacenamiento de Crudo Reducido es 135 Mbls. Este requerimiento puede ser cubierto convirtiendo algunos de los tanques de aceite combustible liberados por el cambio en la lista de productos propuestos de la refinería.

2.4.3.2. Productos intermedios

Dos días de almacenamiento será provisto para cada producto intermedio; éstos productos son:

• Alimentación a la unidad de coquificación.

• Alimentación a la Unidad FCC (El hidrotratador de gasolina FCC no necesitará almacenamiento intermediario ya que esa unidad puede ser integrada a la planta de gas FCC existente y continuamente operada como parte de la planta de gas).

• Alimentación de Hidrotratamiento de Diesel. 12 Pregunta 44 – Ronda 1 (Mayores detalles de los instrumentos a reusar o reemplazar, serán proporcionados al Postor Ganador)





• Alimentación de Hidrotratamiento de Nafta.

• Alimentación de la Reformación.

• Nafta Ligera.

• Nafta Reformada.

• Crudo Reducido.

Además, serán necesarios tanques de mezcla para gasolinas y diesel. Estos tanques serán convertidos ya sea del almacenamiento de aceite combustible o de gasolina existente.

Se aclara que el alcance de los servicios incluye los sistemas de mezcla en línea (blending) para gasolinas, diesel y petróleos residuales. Algunos tanques de mezcla serán usados para los productos de exportación13.

Se espera que el diseño FEED-EPC proporcione líneas y bombas según se requiera para el cambio de servicio de los tanques, en el patio de tanques, como se indica en el cuadro de cambio de servicio de tanques.

2.4.3.3. Productos

Los tanques de almacenamiento de productos serán diseñados para almacenar un mínimo de 15 días de suministro. La capacidad actual de almacenamiento de productos es 1,679Mbls, excluyendo los combustibles residuales. La capacidad nominal de la refinería ampliada de 90000 bls/día requerirá aproximadamente 1,341 Mbls de almacenamiento como mínimo, dejando un exceso de 338 Mbls, que sería usado para productos intermedios. En el cuadro de abajo puede notarse que se requiere almacenamiento adicional de GLP y diesel. La escasez de tanques de diesel puede ser cubierta cambiando el servicio de tanques existentes de aceite combustible a diesel y con posibles nuevos tanques más grandes de diesel.

Dentro de los alcances del servicio, el Contratista debe revisar la instrumentación existente y reemplazar lo que fuera necesario de acuerdo a la tecnología definida en la Ingeniería Básica a desarrollar. Además el Contratista integrará los sistemas existentes que fueran compatibles con el diseño y tecnología del nuevo Sistema de Control Distribuido de la Refinería a instalar14.

13 Pregunta 240 – Ronda 1 14 Pregunta 45 - Ronda 1.





El déficit de almacenamiento de GLP necesitará ser cubierto construyendo nuevos tanques presurizados horizontales o esferas. Como una opción se analizará el uso de esferas semi-refrigeradas.

Los nuevos tanques de ácido sulfúrico también serán requeridos como parte de la nueva unidad de ácido sulfúrico. Cada cargamento de ácido sulfúrico será de 35,000 toneladas.

Es necesario diseñar el tancaje para lograr el volumen completo en cada cargamento del producto, mientras que otros tanques deben estar disponibles para el almacenamiento de la producción.

La instalación de dos nuevos tanques de ácido sulfúrico de 120,000-140,000 bls o tres de 60,000 bls debe ser estudiada e implantada.

El CONTRATISTA diseñará las nuevas instalaciones manteniendo la capacidad de almacenamiento y los sistemas de despacho para los solventes alifáticos (Solvente 1 y Solvente 3), la Nafta Virgen y la Nafta FCC, los regímenes de flujo permanecerán similares a los volúmenes actuales.

Se espera que el diseño FEED-EPC reubique los cuatro tanques indicados en el Plot Plan, hacia la nueva ubicación, y considere diques pavimentados con concreto o tecnología

similar como lo requiere la ley peruana.

El almacenamiento actual requerido por productos es el siguiente:

Producto

Almacenamiento Actual de Producto,

Mbls

Almacenamiento Requerido para la carga nominal de 90,000 BPD en la

UDP(Mbls)

Exceso (Deficit) de Producto,

Mbls

GLP 55 132 (77)

Gasolinas 933 288 645

Kerosene 66

Turbo A-1 135 257 (56)

Diesel 490 649 (159)*

Ácido Sulfúrico

0 15 (15)**

Total 1,679 1,341 338

* A ser cubierto con la conversión de tanques de Aceite Combustible.

** Requiere 30,000 bls para un cargamento completo de producto.





2.4.4 Servicios Auxiliares Especiales e Instalaciones Externas a la Planta (off-sites)

El estudio FED-2 sugiere modificaciones y/o estudios adicionales que serán requeridos durante la fase FEED para los Servicios Auxiliares Especiales e Instalaciones Externas a la Planta las cuales se verán en las siguientes secciones. Esto debe ser confirmado, validado y detallado por el Contratista FEED-EPC.

En principio, los nuevos servicios auxiliares serán agrupados en una nueva área de Servicios Auxiliares II e incluirán sólo equipamiento nuevo para servir a las nuevas unidades de proceso. Los servicios auxiliares existentes pueden ser normalizados o reclasificados para una operación más estable y servir total o parcialmente a las unidades ampliadas.

2.4.4.1. Aire para Instrumentos

Reemplazo de los recipientes de suministro de aire de instrumentos (si no son adecuados para la mayor presión) e incremento de la presión operativa del aire de instrumentos de 50 psig a 125 -150 psig. Reemplazo y mejora de los compresores y secadores de aire para manejar la nueva carga de aire y la existente, con al menos un compresor en espera y disposiciones para que el nitrógeno vuelva al sistema de aire de instrumentos.

2.4.4.2. Sistema de Antorcha Existente

Evaluar el sistema de antorcha existente incluyendo el dimensionamiento de las válvulas de relevo de presión existentes para cumplir los códigos actuales y manejar la capacidad ampliada de las unidades existentes. Se debe estudiar y proporcionar un nuevo sistema de antorchas a nivel del suelo (ground flare) para las nuevas unidades, como se indica en el siguiente numeral.

2.4.4.3. Nueva Antorcha con vapor asistido sin humo

Instalar una nueva antorcha con vapor asistido (sin humo), con acumuladores de separación de líquidos adecuados para manejar la ampliación de la refinería. Debe estudiarse la posibilidad de un sistema de antorcha a nivel de suelo con una red de multi-boquillas de accionamiento progresivo.





2.4.4.4. Sistema de Recuperación de Gas de la Antorcha

Diseñar e instalar un nuevo sistema de recuperación de gas de antorcha, para recuperar los gases más pesados que el etano a ser segregados al inventario GLP y los gases C1/C2 a ser incluidos al sistema de gas combustible.

2.4.4.5. Instalación de Tuberías profundas de agua de mar para el agua de enfriamiento

Instalar un sistema de captación profunda de agua de mar en el Océano Pacífico, capaz de absorber y entregar 65,000 gpm de agua de mar para enfriamiento. Se requiere que el diseño de esa estructura reduzca la velocidad de entrada a menos de 0.5 pies/sec, con tamices que tengan aberturas no mayores a 5 mm y que tengan defensas contra medusas ( adult jelly fish), para proteger la captación de la presencia estacional de estos seres.

2.4.4.6. Línea de Descarga de Agua de mar/Aguas Residuales

Instalar una línea de descarga de agua de mar y aguas residuales para descargar el agua de mar tibia y agua residual de la planta, de acuerdo con la ley Peruana, de manera tal que no sea visible desde la playa o tenga impacto sobre el uso de la playa. Este sistema incluirá un aereador pasivo para reducir el cloro residual. La descarga de agua de mar necesita ser ubicada de manera tal que no se mezcle con el agua de ingreso y ser descargada usando un dispersor para mantener una temperatura que no exceda los 2.5°C más tibia e n el punto de mezcla, la cual estaría a aproximadamente 100 metros de la tubería de descarga. Si se usa agua de mar abierto, esto no deberá ser un problema, para un aumento razonable de 10 a 15°C de la temperatura de agua de enfriamiento. Si la fuente de agua de enfriamiento es la Bahía de Talara, esta agua estaría a 2°C más tibia que el mar abierto y sería muy caro c onstruir un dispositivo de dispersión que maneje el límite esperado de aumento de temperatura.

2.4.4.7. Tratamiento de las corrientes de Aguas Residuales Segregada

Todas las corrientes actuales de aguas residuales fluyen a los separadores existentes API y CPI, donde el agua de mar de enfriamiento y todas las otras corrientes residuales son mezcladas. Este sistema puede ser demolido e instalarse un nuevo sistema segregado, con sistemas de tratamiento





independiente en cada corriente de agua residual como se detalla a continuación:

o Separación Aceite/Agua

La separación aceite/agua debe ser diseñada para remover la mayor parte del aceite de la Desaladora, usando el separador CPI existente seguido por un separador centrifugo o un dispositivo similar que remueva el aceite hasta 10 ppm o menos. Este arreglo será seguido por una unidad DAF (Flotación por Aire Disuelto) y/o una cama de arcilla absorbente de aceite para asegurarse que la corriente de agua residual esté por debajo de 10 ppm de aceite y grasa todo el tiempo. Un separador centrífugo también puede ser usado para las corrientes de drenaje de los tanques de crudo, enviados al mismo sistema de respaldo para asegurar que el aceite y grasa descargada no exceda las 10 ppm. Todos los sumideros que recogen el aceite y las descargas de los separadores CPI serán equipados con desnatadores tubulares para remover el aceite flotante antes de la separación final produciendo una corriente de aceite recuperado que tendrá más de 95% de aceite y contendrá mínima agua. Todas las corrientes de descarga de agua residual serán monitoreadas por contenido de aceite mediante sensores de agua, con alarmas en la estación del operador si el aceite o grasa libre excede los 10 ppm.

o Sistema de Tratamiento Biológico

Puesto que la descarga de la desaladora, el drenaje del agua de los tanques de crudo y el drenaje químico tratado pueden exceder el nivel permitido de DQO (demanda química de oxigeno), el proyecto puede requerir que estas corrientes sean tratadas a continuación en un sistema de tratamiento biológico para reducir los compuestos orgánicos disueltos.

o Sistema de Tratamiento de Drenaje Químico

La descarga de drenaje químico debe ser tratada de la siguiente manera: La corriente será acidificada para liberar el aceite saponificado contenido. El aceite luego será removido para su recuperación usando un separador CPI con un desnatador tubular de aceite, seguido por una unidad DAF. El pH de la descarga tendrá que ser ajustado





para estar en un rango permitido de 6 a 9, antes de la descarga o el tratamiento adicional.

2.4.4.8. Instalación del Sistema de Agua Contra Incendios

Instalar un tanque de almacenamiento de agua contra incendios que tenga una duración de cuatro horas (agua dulce), bomba auxiliar, bomba eléctrica y bomba de diesel para el sistema contra incendios. Instalar también bombas diesel en la captación de agua de mar en el Océano Pacífico, para proporcionar el respaldo necesario de agua contra incendios después de las cuatro horas. Los muelles pueden ser abastecidos usando las líneas de suministro existentes de agua de mar como líneas de agua contra incendios.

• El CONTRATISTA debe revisar exhaustivamente el diseño actual, las limitaciones mecánicas y problemas generales de los equipos existentes, para posteriormente decidir su continuidad operativa dentro del nuevo esquema de procesos15.

• El CONTRATISTA primero debe definir los riesgos previstos y las nuevas características requeridas por el sistema de agua contra-incendio para las unidades mejoradas y las nuevas16.

2.4.4.9. Sistema de Gas Combustible

Instalar un sistema dual de gas combustible de la refinería capaz de manejar independientemente Flexigas y gas combustible de la refinería, y evaluar la exportación del gas combustible excedente de la refinería a otras instalaciones fuera de la refinería como por ejemplo una planta de generación eléctrica.

La nueva central eléctrica de la refinería utilizará 4 turbinas de gas y una caldera de Recuperación de Calor Residual que servirá como base para la cogeneración de vapor y electricidad. El gas producido tratado de la refinería debe ser usado como la base de diseño para el combustible, el gas natural será usado como un combustible “en espera” (stand by) para esa unidad crítica.

15 Pregunta 103 – Ronda 1. 16 Pregunta 104 – Ronda 1.





2.4.4.10. Planta de Absorción de Nitrógeno de presión balanceada

Instalar una Planta de Absorción de Nitrógeno de Presión balanceada (PSA) para proporcionar nitrógeno para las purgas y como un respaldo del sistema de aire de instrumentos. Esta planta incluye un compresor para proporcionar nitrógeno a 125-150 psig y una cámara de compensación capaz de mantener suficiente cantidad de nitrógeno para purgar los dos más grandes recipientes de hidrocarburos. El régimen de flujo debe proporcionar nitrógeno adecuado para rellenar las cámaras de compensación en menos de 24 horas, más el uso normal de nitrógeno purgado en tanques y el sistema de antorcha.

2.4.4.11. Edificios

El Estudio FED-2 sugiere los siguientes edificios adicionales. Esto será confirmado, validado y detallado por el Contratista FEED-EPC.

El CONTRATISTA debe efectuar el diseño correspondiente a las nuevas instalaciones en base al Plot Plan del Anexo 5.1 de la Parte B ‘’Bases de Diseño’’ de las Especificaciones Generales de los Trabajos, se muestra preliminarmente la ubicación de la nueva Planta de Generación Eléctrica y la Subestación existente17. La disponibilidad, condiciones y límites de suministro de energía eléctrica y agua dulce que proporcionará el EMPLEADOR para las labores de construcción serán determinadas cuando el CONTRATISTA tenga definido sus requerimientos y cronogramas18.

También se ha considerado un área ubicada en la zona este de la refinería para los contratistas indicada como “Área disponible para nuevas facilidades” (Ver Plot Plan del Anexo 5.1)19.

El requerimiento o no de alguna subestación eléctrica adicional será definido por el CONTRATISTA dentro del alcance de los servicios20.

El CONTRATISTA FEED-EPC será responsable del análisis de riesgos y operatividad (HAZOP u otros) para la configuración completa de la refinería modernizada a fin de

17 Pregunta 52 – Ronda 1. 18 Pregunta 38 – Ronda 1. 19 Pregunta 39 – Ronda 1. 20 Pregunta 59 – Ronda 1.





minimizar los daños al personal y las instalaciones. Particularmente para la distribución y distanciamiento de los equipos e instalaciones de procesos se debe tener en cuenta las normas de la IRI (Industrial Risk Insurers) o superiores21. En el alcance para los servicios de los paquetes de diseño básicos licenciados se ha incluido la elaboración de estudios preliminares de riesgos para cada unidad licenciada22.

o Edificio Técnico Administrativo y Edificio de Laboratorio

Instalar un edificio de oficinas de aproximadamente 1900 m2 para el personal administrativo, técnico y de gerencia, y un Laboratorio de 1200 m2 para los requerimientos analíticos de la instalación ampliada y modernizada. Estos edificios deben estar ubicados a una distancia segura considerando las peores situaciones en caso de explosión, usando ya sea el diseño de construcción o la distancia para manejar la sobrepresión adecuada para resistir el peor caso de explosión en la refinería modernizada.

o Edificio de Control Central y Centro de Operaciones

Instalar una sala de control centralizado y centro de operaciones alejada de la refinería, ubicada a una distancia segura considerando las peores situaciones en caso de explosión, usando ya sea el diseño de construcción o la distancia para manejar la sobrepresión adecuada para resistir el peor caso de explosión en la refinería modernizada.

El diseño de la Sala de Control para todas las operaciones de la Refinería está dentro del alcance de los servicios del CONTRATISTA, para lo cual debe tener en cuenta los paquetes de Diseño Básico de los procesos licenciados y no licenciados23.

El diseño de los edificios (oficinas técnicas y administrativas, laboratorio, centros de operaciones y control) y el número de personas a laborar, será definida por el CONTRATISTA mediante la revisión del Plan de Implementación Preliminar, indicado en el Anexo 5.4-Parte B ‘’Bases de Diseño’’ de las Especificaciones Generales de los Trabajosa Realizar (MJS)24.

21 Pregunta 60 – Ronda 1. 22 Preguntas 105 y 241 – Ronda 1. 23 Pregunta 46 – Ronda 1. 24 Pregunta 58 – Ronda 1.





2.4.4.12. Instalaciones en el Puerto

El Estudio FED-2 sugirió las siguientes modificaciones/mejoras en las Instalaciones en el Puerto. Estas necesitan ser confirmadas, validadas y detalladas por el CONTRATISTA FEED-EPC.

o Muelle de Carga de Productos Líquidos

Construir un nuevo muelle de carga de productos líquidos en la Bahía de Talara para el manejo de productos refinados y ácido sulfúrico, capaz de cargar uno o dos barcos de 35,000 DWT al mismo tiempo que el muelle de carga de productos líquidos ya existente. El envío de Ácido sulfúrico se llevará a cabo en el nuevo Muelle de carga.

o Mejoras en el Muelle de de carga existente

Mejorar el Muelle de carga existente para manejar el despacho de coque pulverizado en contenedores, en barcos de 35,000 DWT, como una alternativa a las facilidades de despacho en contenedores en camiones.

o Mejoras en la Planta de Lastre

La Planta de Lastre existente será evaluada para definir su operatividad y alcance de las modificaciones necesarias de acuerdo al diseño de los sistemas de despacho modernizados y las mejoras a implantar en los Muelles.





IMAGEN 2-2

PROYECTO MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA

ESQUEMA DE REFINACIÓN ORGANIZADO

(Instalaciones Modernizadas/Ampliadas)

ı

Nota: El Crudo Reducido-Iquitos es una corriente externa que es producida por la Refinería Iquitos de Petroperú y enviada a la Refinería Talara. Está compuesta por crudo reducido (80% vol) más Nafta de destilación directa (20%) y la tasa de flujo promedio es 3,500 BPD, será analizada posteriormente para su utilización en la refinería optimizada por el CONTRATISTA.

Nafta Liviana

Kerosene

HidroTratamiento

Nafta y Splitter

13.3 MBPD

UDV IUnidad

Vacío I21 MBPD

UDV IIIUnidad

DestilaciónVacío III

35 MBPD

UCCFUnidad

Craqueo Catalítico

Fluído25 MBPD

Ac. Pesado

Ac. Clarificado

Diesel

Crudo

CrudoReducido

GOL

GOP

Slop Wax

Fondos de Vacío

GLP

Diesel 2

Petróleos Indust

Kerosene

Turbo A-1

HDSDiesel

41 MBPD

Hidro Tratamiento

Diesel 41.0 MBDO

Nafta Pesada

Ac. Cíclico Ligero

GOP

Asfalto

Fondos de Vacío

Gasolina

Nafta

GOL

UCKUnidad de

Coquificación22.6 MBPD

ReformaciónCatalítica9,5 MBPD

Solvente 1

URG I-URG III

Slop Wax

Nafta

LKGO

HKGO

Hidro Tratamiento Nafta FCC 9.5 MBDO

C1/C4H2 H2

Gases

Gases

H2

H2

Nafta Craq .

Gases

CoqueCombustible

Gasificador/Caldera COTratamiento de Gas

Gasificador/Caldera COTratamiento de GasCoque Gas Combustible

C1/C4

C3/C4

UDPUnidad

DestilaciónPrimaria

95 MBPD

TratamientoGLP

UNIDADES EXISTENTES A SER MODERNIZADAS

NUEVAS UNIDADES

NUEVAS UNIDADES CONEXAS

Planta deHidrógeno

30 MSCFSD

Gas Natural Planta de

H2SO4

460 TM/D

Tratamientode Gas

con Aminas

Gas deProceso Cogeneración,

Hornos y Calderas

Esquema de Refinación Optimizado Proyecto Modernización de Refinería Talara

TratamientoCaústico

H2

GasÁcido

Gas Tratado

Servicios Auxiliares y Facilidades Generales

GPMR 04.01.2008

Nafta FCC

Solvente 3

VDU II Desmantelada

C1/C4

Nafta FCC

C. Reducido Iquitos

Destilación

Cíclico





3. BASES DE DISEÑO



El diseño de equipos y sus componentes deben ser suficientes para obtener un factor de servicio operativo mínimo de 0.95, con 3-4 años de operación entre paradas mayores o inspecciones generales. Para lograr esta alta confiabilidad, todos los componentes de la planta deben ser de diseño comprobado con la redundancia necesaria.

La selección de materiales para la planta y las partes críticas de los equipos principales estarán diseñadas para un servicio de 40 años, tomando en cuenta factores de seguridad, condiciones climáticas, etc.

3.1.2 Capacidades normal y mínima

La refinería estará diseñada para producir la siguiente distribución de productos a partir de una carga de 95,000 BPSD de crudo alimentado:

Producto # ProductoRégimen de Producción

Nominal

1. GLP 8,831 BPD

2. Gasolinas 19,352 BPD

3. Kerosene/ Turbo A-1 8,200 BPD

4. Diesel 39,819 BPD

5. Aceite combustible pesado y

Asfaltos 10,837 BPD

Producto Líquido Total (1-5) 87,039 BPD

6. Ácido Sulfúrico 460 TMD

7. Coque de petróleo 488 TMD

El EMPLEADOR ha definido un factor de servicio (factor de utilización de la refinería) de 95% como mínimo. Durante el trabajo FEED el CONTRATISTA debe seguir estas instrucciones, tomando en cuenta la complejidad de cada unidad de proceso. Cualquier cambio será aprobado por el EMPLEADOR.





Existe la intención de transferir la producción de los Solventes, mostrados en la Imagen 2-2, a otras refinerías del EMPLEADOR, mientras que la corriente de Nafta virgen mostrada en esa imagen será utilizada en la formulación de las gasolinas del TRM. Sin embargo, la refinería conservará la flexibilidad operativa para mantener la producción y despacho de estas corrientes.

Las capacidades individuales de las unidades están listadas en las Secciones 1 y 2 de este MJS Parte B – Documento de Bases de Diseño. La refinería será capaz de operar eficientemente a un mínimo de 50-60% de la capacidad de diseño.

3.1.3 Filosofía de Diseño

El CONTRATISTA FEED-EPC, en consulta con el EMPLEADOR o el Representante del EMPLEADOR, desarrollará las Filosofías de Diseño que servirán como una base y dictarán el diseño por:

• Cumplimiento de los objetivos del proyecto.

• Recuperación de Energía.

• Hidráulica de las Tuberías.

• Generación y manejo de Efluentes y Residuos.

• Controles de Proceso.

• Consumo Eléctrico.


Se utilizará el Sistema Internacional de Unidades de Medición, sin embargo, para las mediciones de volumen o regímenes de flujo serán indicadas también en barriles y barriles por día, y las mediciones de presión expresadas en kilogramos/centímetros cuadrados y en libras/pulgada cuadrada.


Las Subsecciones siguientes de la Sección 3.2 de este MJS volumen 2 – Documento de las Bases de Diseño proporciona las Especificaciones de la carga y Productos para el Proyecto Modernización de Talara.





Carga

3.2.1. Crudo

3.2.1.1 Crudo Napo

Propiedad Especificación Unidades Método

Gravedad API 18.8 @ 60°F ASTM D-287

Gravedad Específica

0.9414 60/60 °F ASTM D-1298

Contenido de Sal

23.1 Lbs/1000 bls ASTM D-3230

Punto de Fluidez

+5 °F ASTM D-97

Azufre 2.18 wt. % ASTM D-4294





0.8542 60/60 °F ASTM D-1298

Contenido de Sal

85.0 Lbs/1000 bls ASTM D-3230

Punto de Fluidez

20 °F ASTM D-97


3.2.1.3 Crudo Talara Petrobas




0.8593 60/60 °F ASTM D-1298

Contenido de Sal

100 Lbs/1000 bls ASTM D-3230

Punto de Fluidez

-30 °F ASTM D-97






3.2.1.4 Crudo Talara Petrotech




0.8389 60/60 °F ASTM D-1298

Contenido de Sal 18.0 Lbs/1000 bls ASTM D-3230 Punto de Fluidez -60 °F ASTM D-97


3.2.1.5 Estructura de Crudos

La base de diseño para la estructura de crudos expresado en BPD es:

• Napo 57,500 BPD

• Mezcla Talara 7,150 BPD

• Talara – Petrobras 13,000 BPD

• Talara – Petrotech 12,350 BPD

TOTAL 90,000 BPD

Con un factor promedio de utilización de la refinería de 95% para el Proyecto TRM, el 90,000 BPD nominal aumenta a 95,000 barriles por día operativo (BPSD).

3.2.1.6 Crudo Reducido - Iquitos

Es una materia prima, cuya utilización debe ser evaluada por el CONTRATRISTA como parte de los servicios de ingeniería básica del proyecto. Las características típicas son25:




0.943 60/60 °F ASTM D-4052

Contenido de azufre

0.5 % peso ASTM D-4294

Viscosidad cinemática

40 cSt @ 120°F

-

Punto 125 oF ASTM D-56

25 Pregunta 54 – Ronda 1





Inflamación

3.2.2. Ensayo de Crudos:

3.2.2.1 Crudo Napo





3.2.2.2 Crudo Talara





3.2.3. Especificaciones de Productos Primarios y Secundarios

3.2.3.1. Gasolina

Nota: Las gasolinas especificadas son sin plomo (lead free)

ASTM ISO NTP G91 G95 G98

Apariencia Transparente Transparente Transparente

Color Comercial Amarillo Violeta Azul

Destilación atmosférica, º C D-86-01 3405-88 NTP 321.023

10% Vol. Recuperado max 70 70 70

30% Vol. Recuperado min 77 77 77



Punto Final max 221 221 221

Recuperdo, % Vol min. 96 96 96

Residuo,%Vol. max 2 2 2

Pérdida, % Vol. Reportar Reportar Reportar

Temp. Rel. Vap/Liq = a 20; ºC D-2533-99 min 56 56 56

Presión de Vapor Reid; psi D-323-99a 3007-86 NTP 321.088 max 10,0 10,0 10,0

Corrosión Lámina Cu; Nº D-130-00 2160-98 NTP 321.021 max 1 1 1

Contenido de Azufre Total, ppm peso D-1266-98,D-4294-98 max 50 (*) 50 (*) 50 (*)

Nº Octano Research D-2699-97a 5164-90 NTP 321.108 min 91 95 98

Período de inducción, minutos D-525-01 min 480 480 480

Contenido de Plomo; gr/lt D-3237-97 3830-96 max 0 (**) 0 (**) 0 (**)

Gomas Existentes, mg/100 ml D-381-01 6246-95 max 5 5 5

Aromaticos, %vol D-1319-98,D-4420-94 max 35 35 35

Olefinas, % vol D-1319-98,D-5134-98 max 25 (***) 25 (***) 25 (***)

Oxígeno, % peso D-4815 max 2,7 2,7 2,7

Benceno, %vol D-3606-99,D-4053-95,D-4420-94 max 1,0 1,0 1,0

(*): Para el modelamiento se considerará 45 ppm peso

(**): 0.013 gr/lt max. Según sensibilidad de instrumento

(***): De acuerdo a última Norma Indecopi

GASOLINASMÉTODO DE ENSAYOLÍMITEPROPIEDAD

PETRÓLEOS DEL PERÚ - PETROPERÚ S.A.ESPECIFICACIONES FUTURAS DE COMBUSTIBLES PRINCIPAL ES





3.2.3.2. GLP

ASTM ISO NTP

Densidad relativa a 15.6/15.6ºC NTP 321.095 Reportar

Presión de vapor, psi min 115

Presión de vapor, psi max 208

Temp. del 95% evaporado, º C D-1837-01 max 2.2

Residuo de la evaporación, mL D-2158-97 NTP 321.096 0.05

Prueba de la mancha de aceite D-2158-97 Pasa

Hidrocarburos C2, %mol Limitado *RVP

Hidrocarburos C3, %mol 70

Hidrocarburos C4, %mol Limitado *RVP

Hidroc C5 + pesados, % vol. max 1.8

Agua Libre Nulo

Humedad D-2713-01 Nulo

Olor Caract

Corrosión a la Lámina de Cu,1h 37.8° C D-1838-01 NTP 321.101 max 1

Azufre Total, ppm masa D-2784-98 NTP 321.099 max 80

Dienos (como 1,3 butadieno) NTP iso 7491 max 0,5

Sulfuro de hidrógeno NTP 321.097 Pasa


GAS LICUADO DE PETRÓLEO

D-1267-01, D-2598-01 NTP 321.100

GLPPROPIEDADMÉTODO DE ENSAYO

LÍMITE

3.2.3.3. Kerosene/Turbo A-1

ASTM ISO NTP

Densidad, kg/L m in 0,775 0,788

Densidad, kg/L m ax 0,840 0,845

Apariencia Clara y Brillante Clara y Brillante

Color Saybolt D-156-00 m in +10 Reportar

Punto de Inflam ación, º C D-56-01, D-3828-98 m in 43 38 60

Punto de Congelam iento, º C D-2386-01 m ax -47 -46

Viscos Cinem at a -20º C, cst D-4445-01 m ax 8,0 8,5

Azufre Tota, % m asa D-1266-98, D-4294-98 m ax 0,25 0,30 0,30

Mercaptanos com o S, % masa D-3227-00 m ax 0,003 0,002

Corros Lám de Cu 2 hr a 100º C; Nº D-130-00 m ax 3 1 1

Prueba Doctor D-4952-97 Negativa

Acidez Total, m gKOH/gr D-3242-01 m ax 0,10 0,015

Aromáticos, % Vol D-1319-99 m ax 25 25

Contenido de hidrogeno, % m asa D-3701-01 m in 13,4

Calor Neto Com bustión, MJ/Kg D-4809-00, D-1405-95a, D-3338-00 m in 42,8 42,6

Punto de Humo, mm D-1322-97 m in 20 19 19

Naftalenos, % vol D-1840-01 m ax 3

Gom as Existentes, m g/100 m l D-381-01 m ax 7 7

Contenido sólidos, m g/L D-2276-00 m ax 1,0 1,0

Tiem po de filtración, m inutos D-2276-00 m ax 15 15

Reacción al agua: D-1094-00

Evaluación de interfase m ax 1b 1b

Evaluación separación de fase m ax 2 2

Indice Sep de agua Mod (SW IM) D-3948-99a m in 85 85

Destilación atm osférica, º C D-86-01

PIE Reportar Reportar

10% Vol. Recuperado m ax 200 205 206

20% Vol. Recuperado Reportar Reportar



PFE m ax 300 300 300

Caída de presión en el filtro,mm Hg D-3241-01 m ax 25 25

Dep en el precalentador Cód m ax 3 3

Indice de cetano D-4737-01 Reportar

D-1298-99, D-287-00


TURBO A-1, JP-5 Y KEROSENE

M ÉTODO DE ENSAYOLÍM ITE KERO TA-1 JP-5PROPIEDAD





3.2.3.4. Diesel/Petróleo Industrial

3.2.3.5. Solventes

ASTM ISO NTP D-2 ESPEC R-6 R-6 EXP- R-500

Gravedad API a 15.6 º C D-1298-99, D-287-00 min 8,0 8,0 8,0

Color ASTM D-1500-98 max 3,0

Punto Inflamación, º C D-93-00 NTP 321.024 min 52 60,0 60,0 65,5

Viscosidad Cinemática, cst D-445-01 3104 NTP 321.031

a 37.8º C (40° C) min 1,83

a 37.8º C (40° C) max 5,83

a 50.0º C min 92 92 848

a 50.0º C max 638 638 1060

Residuo Carbón Conradson, % masa D-189-01 10670 / 6615 max Reportar 25 Reportar Reportar

CCR del 10% de fondos, % masa max 0,3

Estabilidad a la Oxidación, mg/100 ml D-2274-01a 12205 max 2,0 Reportar Reportar Reportar

Agua y sedimentos, % vol D-1796-97, D-95-99 3734 NTP 321.029 max 0,05 2,0 2,0 2,0

Cenizas, % masa D-482-00a max 0,01 Reportar Reportar Reportar

Punto de Escurrimiento, ºC D-97-96a max +4 Reportar Reportar 27

Índice de Cetano D-4737, D-976-00 min 47

Niquel + Vanadio, ppm D-1548-97, D-5708-00 max Reportar Reportar Reportar

Silicio + Aluminio, ppm max Reportar Reportar Reportar

Azufre Total, ppm masa D-2622-03, D-4294-03 14596 / 8754 max 50(*)

Azufre Total, % masa D-1552-01, D-4294-98, D-129-00 3,0 3,0 3,0

Sedimentos potenciales, % masa D-743-95 max

Corrosión, Lámina de Cu a 50º C, Nº D-130-00 2160 NTP 321.021 max 1

Temperatura, 95% recup., ºC D-86-01 max 360

Densidad, Kg/m3 min 820

Densidad, Kg/m3 max 845

Número de Cetano D-613 min 51

Contenido de Aromáticos, % Vol. D-1319 max 35

% Vol. Recuperado a 250 º C D-86-01 max 65

% Vol. Recuperado a 350 º C D-86-01 max 80

Material particulado, mg/L. D-6217 max 24

Lubricidad, mm D-6079 max 0,46

Contenido FAME, % Vol. EN 14078 N/D

(*): Para el modelamiento se considerará 45 ppm masa

N/D: No Detectable

MÉTODO DE ENSAYOLÍMITE

DIESEL/RESIDUALES


PROPIEDAD

ASTM ISO NTP SOLV-1 SOLV-3

Grav.API a 15.6°C D-1298-99, D-287-00 Reportar Reportar

Apariencia Clara y Brillante Clara y Brillante

Color Saybolt D-156-00, D-6045-96 min +25 +21

Pres.Vapor Reid, psi D-323-99a max 10

Pto.Inflamación, °C D-56-01 min 37,8

Mercaptanos, mg/100mL D-3227-00 max 1

Prueba Doctor D-4952-97 Negativa Negativa

Corr Lam.Cu,2h, 100°C D-130-00 max 1 1

Gomas existentes, mg/100mL D-381-01 max 1

Valor Kauri Butanol D-1133-97 min 30 31

N° de Bromo D-1159-01 max 1

Destilación atmosférica, º C D-86-01

PIE min 37,8 149

10% Vol. Recuperado max 70

50% Vol. Recuperado max 100 177

90% Vol. Recuperado max 125 190

PFE max 154 210

Residuo, % Vol. max 1,5

Acido del Residuo de la Destilación D-1093-98 Pasa

Azufre total, % masa D-1266-98, D-4294-98 max 0,10

Azufre total, ppm masa D-1266-98, D-4294-98 max 500

Absorc.Ac.Sulfurico D-483-00 max 5

MÉTODO DE ENSAYOPROPIEDAD LÍMITE

SOLVENTES






3.2.3.6. Asfaltos

3.2.3.7. Ácido Sulfúrico

La concentración mínima será de 98% (en peso).

3.2.3.8. Coque del Petróleo

El coque producido será vendido como coque de petróleo (pet coque)

ASTM ISO NTP RC 250 60/70 85/100

min 250

max 500

Viscosidad Cinemática a 135ºC, cst D-2170-95 min 200 170

Punto de Inflamación Tag, copa abierta, ºC D-3143-98 min 27

Total destilado hasta 360ºC, %V D-402-97

a 225ºC min 35

a 260ºC min 60

a 316ºC min 80

Residuo de desti. a 360ºC, %V por dif. min 65

min 80 60 85

max 120 70 100

min 600,0

max 2400

Ductilidad a 25ºC, 5cm/min, cm (muestra original) D-113-99 min 100 100 100

Ductilidad a 25ºC, 5cm/min, cm (película fina) D-113-99 min 100 50 75

Solubilidad en tricloroetileno, % masa D-2024-97 min 99 99 99

Contendio de agua, %V D-95-99 max 0,2

Punto de inflamación Cleveland, copa abierta, ºC D-92-01 min 232 232

Gravedad específica a 15.6/15.6ºC D-70-97 Reportar Reportar Reportar

Prueba de cal. sobre película fina, 32mm, 163ºC, 5h D-1754-97

Pérdida por calentamiento, % masa max 0,8 1,0

Penetración retenida, % del original D-5-97 min 54 50,0

min -1 -1

max +1 +1

PROPIEDADMÉTODO DE ENSAYO

LÍMITEASFALTOS

Reportar

Viscosidad Cinemática a 60ºC, cst

Penetración a 25ºC, 100g, 5s, 0.1mm

Viscosidad absoluta a 60ºC, poises

Revestimiento-desprendimiento, mezcla agregado-bitumen, %

Índice de suceptibilidad térmica

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D-2170-95

D-5-97

D-2171-94

Frances RLB

D-3625-96, D-1664







El siguiente cuadro muestra una descripción general de los paquetes licenciados (L-BDP):

Unidad Nueva o Ampliada

Coquificación de residuo de vacío Nueva

Hidrotratamiento de Nafta Nueva

Separación y Reformación de Nafta Liviana Nueva

UFCC (Unidad de Craqueo Catalítico Fluido) y URG (Unidad de Recuperación de Gas)

Ampliada

Tratamiento de GLP Nueva

Hidrotratamiento de Diesel Nueva

Hidratratamiento de Nafta FCC Nueva

Producción de Hidrógeno Nueva

Producción de Ácido Sulfúrico Nueva

3.3.1 BASES O CRITERIOS PARA EL DISEÑO BÁSICO LICEN CIADO:

a) Filosofía de Diseño Básico:

El Licenciante, para la elaboración de los BDP, seguirá las prácticas y los estándares generalmente aceptados en la industria internacional y el conocimiento particular que haya desarrollado en el diseño de unidades comerciales de probado éxito, cumpliendo los objetivos, metas, especificaciones y otras indicaciones dadas por el EMPLEADOR y especificando los equipos y sistemas en armonía con la seguridad y el ambiente.

EL Licenciante establecerá un resumen de las Bases de Diseño que servirá como base para que desarrolle el Diseño Básico. La planta deberá ser diseñada considerando seguridades adecuadas y factores de diseño, condiciones climáticas, vientos, sismicidad, etc.





b) Sistema de Medición:

Se usará el sistema Internacional de medidas, sin embargo para las medidas de volumen se indicarán asimismo en barriles por día y las medidas de presión se darán tanto en kilogramo/centímetro cuadrado y en libras/pulgada cuadrada.

c) Caracterización de cargas y productos:

• El BDP del proceso de coquificación de residuo de vacío, se inicia y completa con la caracterización de la carga a ser efectuada por el mismo Licenciante.

• El BDP del proceso de Ampliación y Modernización de la unidad de FCC, se inicia y completa con la caracterización de la carga a ser efectuada por el mismo Licenciante.

d) Factor de carga mínima estable:

Si bien se prevé operar las plantas a máxima carga de diseño, el EMPLEADOR desea que se considere en el diseño flexibilidad para operar a una carga segura mínima estable suficientemente baja.

e) Tiempos de parada y mantenimiento:

Se desea paradas programadas generales de mantenimiento en principio cada 4 años para unidades de procesos, excepcionalmente cada 3 años.

f) Flexibilidad Operativa:

El diseño básico de la Unidad será elaborado considerando las siguientes condiciones:

• Normales, según casos de diseño considerados, por ejemplo 50 ppm o 10 ppm S, alta o baja severidad, etc.

• De arranque y parada de planta • De parada de emergencia

g) Limites de diseño:

Se indicarán para el BDP, las condiciones máximas de diseño (contaminantes en cargas, temperaturas, presiones, etc.), límites de diseño hidráulico, térmico, etc.





h) Selección de materiales y metalurgia:

Los materiales de la planta para partes críticas de los equipos principales (estructuras, soportes, carcazas y otras partes que no sean frecuentemente renovables) deberán ser diseñados en principio para por lo menos 40 años de servicio, considerando seguridades adecuadas y factores de diseño, condiciones climáticas, vientos, sismicidad, etc.

Se identificará asimismo los códigos y normas de aplicación internacional: NACE, ASME, ASTM, TEMA, API, ANSI, NEC, etc, los mismos que serán utilizados como requisito mínimo que acompañen a las hojas de especificación de equipos del BDP. En adición el Licenciante complementará los anteriores códigos con especificaciones generales para diseño y construcción desarrolladas por él mismo y generalmente provistas en los paquetes BDP. Por ejemplo en el caso de tuberías preparará especificaciones por clases apropiadas para los fluidos y condiciones de cada proceso.

i) Requerimientos especiales de performance

Considerar requerimientos específicos para optimizar la operación de los principales equipos de procesos, señalando condiciones como: eficiencia mecánica mínima, actividad de catalizador, eficiencia de transferencia de masa y energía, velocidades lineales, velocidades másicas, velocidades espaciales, tiempos de residencia, etc.

j) Catalizadores y Productos químicos

Para desarrollar el Diseño Básico considerar las garantías de performance ofrecidas y determinados márgenes que permitan el cumplimiento de los límites máximos o mínimos ofertados sin sobrepasarlos, en especial en lo relacionado al tipo y volumen de catalizador. De ser estrictamente necesario se especificará el empleo de aditivos y productos químicos para el control de ensuciamiento, deposición de coke en tubos, espumamiento, corrosión, oxidación, polimerización, formación de gomas, etc.

k) Ciclo de vida de catalizadores

Para lechos fijos de hidrodesulfurizadoras se desea en principio 4 años. Para otros procesos que económicamente sea aconsejable tener menos, se aceptará 3 años o será definido entre el Licenciante y el EMPLEADOR.





l) Servicios Industriales:

El Licenciante establecerá las condiciones mínimas requeridas de los servicios industriales provistos desde fuera de los límites de batería para su proceso. En caso los servicios industriales diseñados por el Contratista FEED-EPC, por razones de estandarización difieran de lo requerido en la unidad de proceso, los medios de adecuación de control, corresponderán ser especificados dentro del Paquete BDP.

m) Emisiones, Efluentes, Residuos Sólidos y Ruidos

El Licenciante Considerará el cumplimiento de los límites máximos establecidos en las guías de Banco Mundial 2007 para refinerías de petróleo.

n) Lista de Suministradores calificados

Proveer estas listas solo en aquellos casos que el Licenciante considere imprescindible para garantizar la performance de su proceso, para equipos críticos.

o) Estudios de riesgos HAZOP

El estudio de riesgos HAZOP, será realizado por el Contratista FEED-EPC. El Licenciante, elaborará un P&ID preliminar el cual será perfeccionado por el CONTRATISTA FEED-EPC. Un especialista del Licenciante participará en las discusiones del Pre HAZOP y HAZOP.

p) Instrumentación de control

El Licenciante tomará en cuenta en la preparación del BDP que el EMPLEADOR desea que en la etapa FEED-EPC se encargará el diseño detallado, implementación y servicio post-arranque de la instrumentación y automatización a un integrador que será un Sub-Contratista MAC del Contratista FEED-EPC, que estandarice los sistemas y provea mantenimiento y actualización a los mismos.

q) Planos

El Licenciante tomará en cuenta en la preparación del BDP que el EMPLEADOR desea que en la etapa FEED-EPC se encargará los planos del diseño detallado y As-Built bajo una plataforma única e integrada de data y gráficos, tipo PDMS (Project Design Management System) o equivalente, siendo deseable que en lo posible, los P&ID del Licenciante sean desarrollados utilizando el mismo concepto.





3.3.2 ESPECIFICACIONES PARA EL DISEÑO BÁSICO LICENC IADO

Las especificaciones para el diseño básico serán preparadas en un paquete de libros, conteniendo las bases y criterios de diseño, los balances volumétricos de materia y entalpía, las hojas de especificaciones de equipos e instrumentos, diagramas, especificaciones generales y otros, de manera que el Contratista FEED-EPC pueda completar sin inconvenientes el desarrollo de la FEED y posteriormente el EPC.

Cada paquete BDP contendrá lo siguiente:

a. Descripción del Proceso:

Proveer una breve descripción del proceso productivo, haciendo referencia al DFP (Diagramas del Flujo del Proceso) e indicando un resumen del balance de masa de la alimentación y los productos.

b. Cargas, Productos Principales y Sub-productos

Indicar los rendimientos y calidades de los productos principales y sub-productos del proceso, señalando su disposición final.

c. Balance de Masa y Energía

Presentar en forma tabular o como impresión (print out) de los software de diseño, los balances de masa y energía, identificando los flujos (másicos y volumétricos), y las propiedades termodinámicas de las principales corrientes para cada caso de diseño de procesos o tipo de operación.

d. Listado de equipos:

Proveer un listado de los equipos y sistemas de procesos; señalando un tag por cada ítem y las principales dimensiones y las condiciones de diseño.

e. Listado de Instrumentos y Tuberías

Proveer un listado de tuberías indicando su tag por cada ítem, diámetro, clase de diseño y otras características. Listado de instrumentos (válvulas, controladores, indicadores, analizadores, etc.) señalando un tag por cada ítem y las principales características.





f. Planos y Diagramas

Proveer un conjunto de planos y diagramas de los equipos y sistemas de procesos, que correspondan al diseño de la Unidad, según el listado siguiente:

f.1. Diagramas de Flujo del Proceso (DFP):

Mostrando el esquema de los flujos generales, la simbología de los equipos de procesos y la ubicación de los controles de procesos.

f.2. Diagramas de Banderas:

Diagramas PFD para cada caso de diseño u operación mostrando la data de las variables de procesos principales como: tasas de flujos, temperatura, presión y cargas calóricas transferidas.

f.3. Diagramas de Instrumentación y Tubería (P&ID):

Mostrando todos los equipos de procesos principales, tuberías de procesos, instrumentos, válvulas y los esquemas básicos de control con puntos de de control y monitoreo, se identificará así mismo las líneas y facilidades para el arranque, paradas y otras operaciones auxiliares. Los símbolos de los instrumentos y los números de etiqueta (tag por cada item) mostrados serán codificados, para indicar el tipo de control, el tipo de elemento primario y las ubicaciones de los instrumentos

Además, deberán mostrar:

� Identificación de las tuberías de proceso y de servicios auxiliares dentro del Límite de Batería.

� Especificación de las tuberías de procesos y accesorios, según clase.

� La instrumentación del sistema de parada por emergencia (ejm. Iniciadores, alarmas y elementos finales con entradas/salidas lógicas).

� Ubicaciones de las válvulas de bloqueo de emergencia.

� Venteos y drenajes.

� Requerimientos de aislamiento térmico.





� Posición de falla de las válvulas de control y requerimientos especiales como cierre hermético y servicio flash.

� Ubicación de los puntos de muestreo de los analizadores y los sistemas manuales de muestreo.

� Requerimientos especiales de tuberías y detalles (ejm. Puntos de mezcla líquido/vapor).

� Dimensionamiento preliminar de las líneas principales basado en caídas de presión y velocidades típicas y recorridos asumidos para las tuberías.

El Sub-CONTRATISTA MAC integrará todos los P&ID´s con el fin de definir la tecnología de información adecuada y estableciendo las especificaciones de ingeniería y construcción.

Las unidades existentes cuentan con sus respectivos diagramas de tuberías y instrumentación (P&ID). El CONTRATISTA, como parte de sus funciones, en las actividades de FEED deberá preparar los P&ID de las unidades modernizadas26.

Igualmente, las unidades existentes cuentan con las hojas de especificación de los instrumentos de control. El CONTRATISTA, como parte de sus funciones, en las actividades de FEED deberá preparar las hojas de especificaciones de los nuevos instrumentos27. También cuentan con las narrativas de control y diagramas lógicos. El CONTRATISTA, como parte de sus funciones, en las actividades de FEED deberá preparar las nuevas narrativas de control y diagramas lógicos28.

Se confirma que la documentación referente a la instrumentación y la lógica de control está disponible en papel impreso y que los instrumentistas y los técnicos de mantenimiento de la EMPRESA estarán desde el inicio de los trabajos para asistir a los técnicos del CONTRATISTA durante la inspección de las unidades existentes y la recopilación de información sobre el estado actual de los instrumentos29

26 Pregunta 176.a – Ronda 2. 27 Pregunta 176.b – Ronda 2 28 Pregunta 176.c – Ronda 2 29 Pregunta 176.d y e – Ronda 2





f.4. Diagrama de Distribución (Plot Plan):

Diagrama de distribución preliminar de equipos, basado en las prácticas usuales de ingeniería, considerando los factores de operación, mantenimiento, manipuleo de catalizadores, seguridad y flexibilidad. PETROPERÚ S.A. desea que los espaciamientos entre los equipos (interequipment spacing) cumplan con las guías de la ex IRI (Industrial Risk Insurers).:

f.5. Planos de detalles de los equipos principales:

Proveer los esquemas de los reactores, recipientes y equipos principales de la Unidad, que conforman el suministro estándar del Licenciante..

f.6. Definir, tablas de potencia de motores y otros equipos eléctricos del área de procesos, proporcionando un listado de información eléctrica de todo tipo: permanente, transitoria y de emergencia, necesaria para el desarrollo de la ingeniería detallada y de clasificación preliminar de áreas eléctricas dentro del límite de batería del proceso.

f.7. Los planos y diagramas serán elaborados y entregados de preferencia usando un sistema integrado de base de datos y plataforma gráfica, similar al sistema Plant Design Management System.





3.3.3 HOJAS DE ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS PRIN CIPALES:

Los Licenciantes proporcionarán como mínimo lo siguiente:

EQUIPOS DESCRIPCION

Incluye:

� Código y dimensionamiento definidos por el diseño básico.

� Determinación de las cargas calóricas transferidas y coeficiente general de transferencia de calor (thermal rating clean and fouled) y la especificación de procesos, lo cual incluye entre otros las temperaturas de entrada/salida, entalpías para cambio de fase, materiales y condiciones para el diseño mecánico.

� Integración calórica básica con otros intercambiadores de calor dentro del límite de baterías.

� Otros que complementen elecciones permitidas por los códigos.

Intercambiadores de calor, enfriadores atmosféricos

No incluye : el diseño mecánico de los equipos, hojas de especificación mecánica y análisis de vibración, la integración calórica rigurosa con equipos de otras unidades de procesos.

Incluye:


� Especificación de procesos y diseño básico hidráulico, incluye entre otros requerimientos de performance del proyecto, condiciones y propiedades de los fluidos, estimación del NPSHD, materiales y las condiciones para diseño mecánico.

� Definición de la flexibilidad de performance, turndown, máximo head, potencia requerida, selección de tipo de equipo y elemento motriz.

� Selección preliminar del tipo de sellos mecánicos, y plan de sellado según el estándar API correspondiente.


Bombas y compresores

No incluye : Hojas de especificación mecánica

Turbinas

Incluye:


� Especificación de procesos y diseño básico hidráulico, incluye entre otros requerimientos de performance del proyecto, condiciones y propiedades de los fluidos, materiales, sellos y las condiciones para diseño mecánico.

� Definición de la flexibilidad de performance, máximo RPM, potencia requerida (HP), y selección de tipo de equipo y elemento motriz.





� Selección preliminar del tipo de control (gobernadores electrónicos, medidores de vibraciones, sistema anti-surge, etc).

� Otros que complementen elecciones permitidas por los códigos

� No incluye : Hojas de especificación mecánica.

Incluye:


� Especificación de procesos y diagramas de arreglos generales que contengan altura y diámetro interno, boquillas, venteos, accesos, ubicación de termocuplas, nivel de líquido, requerimientos de aislamiento térmico, materiales, recubrimientos (lining), márgenes de corrosión y condiciones de diseño mecánico.

� Listado de boquillas (nozzles) y descripción de partes internas no propietarias tales como distribuidores de entrada, colectores de salida, dispositivos anti-vórtice, eliminadores de niebla o espumamiento, con las dimensiones críticas de procesos especificadas.


Recipientes, Acumuladores

No incluye: especificación mecánica ni planos de detalle.

En adición a lo especificado para recipientes, incl uye:


� Número, tipo y espaciamiento de los platos y/o zonas de rellenos empacados, distribuidores y colectores con la información de carga hidráulica para la verificación final por parte del suministrador de los internos.


Columnas

� No incluye : especificación mecánica ni planos de detalle.

Reactores

En adición a lo especificado para recipientes, incl uye:


� Especificación de procesos y diagrama de arreglos generales que contengan altura y diámetro interno, boquillas, venteos, accesos, ubicación de termocuplas, altura de lecho de catalizador, arreglos para carga de catalizador e inertes, requerimientos de aislamiento térmico, materiales y condiciones de diseño mecánico.

� Detalles de procesos de las partes internas tales como distribuidores de entrada, platos distribuidores, dispositivos de enfriamiento, colectores de salida, etc.

� Especificaciones mecánicas, planos de detalle para emisión de requerimientos de cotizaciones, que incluye la especificación





de procesos: presión y temperatura de diseño, metalurgia y dimensiones geométricas principales.


No Incluye:

Planos mecánicos de corte y soldadura de planchas y similares que normalmente son provistos por el fabricante.

Incluye:


� Definición del tipo de horno.

� Formato API 560 para hornos, conteniendo la especificación de la carga calórica y hoja de datos de procesos, incluyendo requerimientos de performance, condiciones y propiedades de las corrientes, calor absorbido, caída de presión permisible, materiales de los tubos y soportes, velocidades másicas, temperaturas de película o límites de flujos calóricos.

� Detalle de proceso de los elementos del Horno tales como: serpentines de tubos, distribución de quemadores, stacks o chimeneas, zona convectiva, radiante y cross over, etc.


Hornos de procesos

No incluye: Especificaciones mecánicas, planos de detalles para emisión de requerimientos de cotizaciones, que incluye la especificación de procesos.

Incluye:


� Lista sumaria de los instrumentos, lazos de control, sistemas interlock y permisivos, instrumentos de monitoreo de procesos identificados por número de procesos y servicios.

� Identificación de las alarmas críticas relacionadas al proceso

� Propiedades de las corrientes para los instrumentos de flujo y válvulas de control

� Especificación de procesos de los analizadores en línea.

� Descripción sumaria de los sistemas de parada por emergencia, para operación segura, listando las condiciones de inicio y respuestas.


Instrumentación y control de procesos

No incluye:

� Hojas de especificación de instrumentos y válvulas de control de los fabricantes.

� Diseño mecánico/eléctrico/lógico de los sistemas de control de procesos y parada por emergencia.





Incluye:


� Identificación de los dispositivos de alivio de sobrepresión controlados por instrumentación, definiendo las cargas a relevar, condiciones y propiedades de las corrientes, y ubicación de los dispositivos.

� Otros que complementen elecciones permitidas por los códigos Facilidades de seguridad

No incluye:

� La selección de catálogos de los dispositivos de alivio.

� Cálculo de válvulas de alivio menores que corresponden normalmente al diseño detallado.

� Dimensionamiento de los sistemas de antorcha, incluyendo los cabezales, entradas y recipientes de blow-downs.

Incluye:


� Especificación de procesos y cargas másicas, requerimientos de performance (filtros, eyectores, separadores, etc).


Equipos misceláneos

No incluye : especificación mecánica ni planos de detalle.

Incluye:


� Definir las principales características de las tuberías según clase en los diagramas de flujos, indicando el tipo y rating de las bridas, materiales de construcción, espesor por corrosión y necesidad de aislamiento térmico (conservación de energía, protección personal o venas de calentamiento por necesidades del proceso).


Tuberías

No incluye : Desarrollo de especificaciones mecánicas detalladas.

Nota: Los Licenciantes proveerán una relación con un mínimo de 03 proveedores calificados recomendados para cada tipo de equipo crítico. Será proporcionada con los paquetes de diseño básico licenciados; para los otros equipos y sistemas, el Contratista FEED-EPC presentará una propuesta para la aprobación del

EMPLEADOR30.

30 Pregunta 205 - Parte 1.





3.3.4 REVISIÓN Y CONFORMIDAD DE PLANOS Y DOCUMENTOS PARA CONSTRUCCIÓN

Revisar y dar conformidad a la documentación técnica y los planos de detalle de los equipos y recipientes principales, emitidos por el Licenciante, Contratista FEED/EPC o fabricante de equipos de procesos, antes de iniciar la construcción, para verificar el cumplimiento de las especificaciones de procesos y la filosofía de diseño.

El Licenciante prestará este servicio desde sus oficinas recibiendo por correo electrónico u otro medio la documentación a revisar.

El listado de documentación a ser revisada, será proporcionado previamente por el Licenciante a PETROPERÚ.

3.3.5 INSPECCIÓN DE LA FABRICACIÓN DE EQUIPOS

Participar en la inspección en talleres respecto de las características de proceso críticas de los equipos principales, durante la construcción y antes del envío de puerto de embarque.

El listado de equipos que requieran dicha inspección, será definido previamente por el Licenciante al EMPLEADOR.

3.3.6 ENTRENAMIENTO

Desarrollo de cursos técnicos sobre el proceso, operación, seguridad y control de calidad del producto dirigido al personal técnico y operativo del EMPLEADOR. Estos cursos serán dictados en la ciudad de Talara para aproximadamente 25 personas y una duración mínima de 40 horas previo al arranque de planta (start up).

La oportunidad de estos cursos será coordinada por el Licenciante con el EMPLEADOR en una fecha lo más cercana posible al arranque de la unidad.

Así mismo, el Licenciante se compromete a interponer sus buenos oficios y su máximo esfuerzo, para facilitar el entrenamiento operativo del personal del EMPLEADOR en otras refinerías de otros países, donde sea de aplicación los procesos motivo del presente licenciamiento.

3.3.7 ENTREGABLES

Paquetes de Diseño Básico (BDP o PB) del proceso, los cuales serán entregados:

• Para el EMPLEADOR 5 juegos de ejemplares impresos y 5 juegos de copias electrónicas en DVD o equivalente. Las copias anteriores





son adicionales a aquellas que se distribuyan para revisión o conformidad durante el desarrollo del diseño.

• Para el Contratista FEED-EPC del EMPLEADOR. 2 juegos de ejemplares impresos y 2 juegos de copias electrónicas en DVD o equivalente. El EMPLEADOR comunicará al Licenciante la oportunidad de esta entrega.

3.3.8 COORDINACIÓN:

Con la finalidad de integrar y armonizar el desarrollo de los Diseños Básicos Licenciados y No Licenciados, el Licenciante y el Contratista FEED-EPC, coordinarán adecuadamente la ejecución de las actividades que permitan que el conjunto del proyecto funcione como tal.

3.4 Información Adicional

3.4.1. Ubicación

La Refinería de Talara está ubicada en la costa noreste del Perú en la ciudad de Talara, Departamento de Piura, aproximadamente a 1100 Km. por carretera de la ciudad de Lima. La refinería limita por el norte con la Bahía de Talara y el área del puerto; por el sur por el área residencial de Punta Arenas, por el este con áreas urbanas de la ciudad de Talara, y por el oeste con el Océano Pacífico y playas públicas.

3.4.2. Plano de Localización de las Instalaciones E xistentes (Plot Plan)

El Plot Plan Preliminar de la Refinería de Talara (Etapa FED-2) se incluye como Anexo N° 5-1 en este MJS Parte B- Base s de Diseño, solamente con carácter informativo. Se espera que el Contratista FEED-EPC desarrolle su propio Plot Plan durante el trabajo FEED-EPC, que refleje las instalaciones óptimas e integradas.


a). Condiciones Sísmicas

El área de Talara está localizada en la costa del Perú la cual es considerada zona 3 para el diseño sísmico. La Clasificación de zona 3 corresponde a la zonificación sísmica usada en la “Norma sismo resistente E-030 del Reglamento Nacional de Construcción31.






b). Información Meteorológica

A continuación se proporciona un resumen por periodos de las condiciones meteorológicas para la ciudad de Talara.

CondiciónPeriodo

1973-1982Periodo1983 *

Periodo1984-1997

Periodo1998 *

Periodo1999-2007

Temperatura Promedio (°C) 22.1 24.9 22.4 23.4 24.3

Temperatura Promedio Alta (°C) 27.1 29.8 28.3 29.3 28.1Temperatura Promedio Baja (°C) 18.9 21.8 19.2 20.1 20.8Presión Atmosférica a nivel del mar (mb) 1011.9 1010.8 1011.9 1011.6 1012.5Promedio de humedad relativa (%) 77.1 78.5 74 79.3 66.4

Precipitaciones Totales (mm) 3.7 124.5 8.9 96.9 0.7

Visibilidad Promedio (km) 12.4 12.1 12.8 12.9 14.7Promedio de la velocidad del viento (km/h) 30.2 19.1 24.4 14.5 20.7 Velocidad de viento sostenido máximo (km/h) 39 32 39.1 21.4 26.7

(*) Fenómeno de Oscilación Sureña del Niño Referencia: website Tu Tiempo, www.tutiempo.net

PETROPERU S.A. VOLUMEN 2

PROYECTO MODERNIZACION REFINERIA TALARA PARTE B – BASES DE DISEÑO

INVITACIÓN PARA PROPUESTAS DE CONTRATISTAS FEED-EPC ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS A REALIZAR

PAGINA 75 DE 86 FECHA: 10 DE JULIO DE 2009


3.4.4. Especificaciones de Servicios Auxiliares Amp liado/ Modernizado

a) Vapor

Presión Baja

Presión Operativa 150 psig (10.35 Bar) 10.55 kg/cm2

Tipo de Vapor Saturado

Presión del Diseño 200 psig

Temperatura de Diseño 500°F

Presión Intermedia





Presión Alta





Presión muy alta

Presión Operativa 1200 psig (83 Bar) 84.4 kg/cm2




b) Potencia Eléctrica

4001 HP y por encima 13.2 kV, 3 fases

201 HP a 4000 HP 4.16 kV, 3 fases

0.5 HP a 200 HP 480 V, 3 fases

Más de 0.5 HP 120 V, 1 fase






c) Nitrógeno

Presión Normal 125 psig

Presión Máxima 150 psig

Presión Mínima 85 psig

d) Aire de Planta/ Aire para Instrumentos

Presión Normal 115 psig

Presión Máxima 150 psig

Presión Mínima 85 psig

Temperatura (Máxima) 115°F

Punto de Rocío (Aire de Instrumentos)

-20°F

e) Agua

1) Agua de Alimentación a Calderos

Temperatura 268 °F

Presión Como sea requerida para la caldera para superar la válvula de alivio configurada.

Apariencia General

Limpia y incolora

pH at 25°C > 9.0

Sílice como SiO2

<0.02 mg/kg

Oxígeno como O2

<0.02 mg/kg

Cobre Total como Cu

<0.01 mg/kg

Consumo Permanganato de Postasio

<10 mg/kg

Aceite <1.0 mg/kg






El Agua de Alimentación a calderos es tratada en una planta de ósmosis inversa cuya propiedad y manejo están a cargo de la firma PRIDESA. El agua sin tratar se obtiene del sistema de enfriamiento del agua de mar y el agua tratada por osmosis inversa se filtra proporcionando el Agua a calderos.

Ya que la confiabilidad operativa del sistema público de suministro de agua es bastante baja se asume que el sistema de tratamiento por Osmosis Inversa es la mejor Alternativa como fuente de agua procesada.

El Contratista FEED-EPC debe definir los requerimientos de agua de procesos para la refinería modernizada. Además, evaluará las alternativas disponibles y recomendará la mejor ellas. Si la propuesta fuera ampliar la capacidad de la Planta de PRIDESA, dicha actividad estará fuera del alcance de los servicios del Contratista. Si la alternativa no es ampliar la capacidad de planta de PRIDESA, en tal caso, dicha actividad estará dentro del alcance del contratista FEED-EPC32.

2) Agua sin Tratamiento (Agua de mar)

El agua de mar será la fuente principal para obtener el agua de procesos, enfriamiento y contra incendios, para las necesidades de la refinería. El Contratista FEED-EPC diseñará el nuevo sistema considerando un alto grado de confiabilidad para minimizar las fallas y disturbios del proceso.

El sistema de captación debe ser diseñado considerando el mínimo contenido de arena y temperatura. Se debe de proporcionar cloro o un sistema equivalente para minimizar las condiciones de ensuciamiento y corrosión.

3) Agua de enfriamiento

El agua de enfriamiento debe ser suministrada del Océano Pacifico, con una temperatura máxima cercana a los 62 °F. Se requiere un régimen de flujo de 65,000 gpm. (A ser confirmada durante el FEED)

4) Agua Contra incendios







El agua de mar deberá ser utilizada para el sistema contra incendios. Bombas Jockey deben estar instaladas para mantener en todo momento la presión requerida. Se requieren bombas de motor diesel para obtener el flujo de agua durante las fallas de electricidad.

5) Agua Potable

El EMPLEADOR comprará una pequeña cantidad de agua potable del sistema público de Talara para utilizarla con fines domésticos.

6) Efluente de Agua del Proceso de Refinación

El Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto proporciona la información relacionada con las normas Peruanas y el Plan aprobado para mitigar los impactos del proyecto, causados por estas corrientes.

f) Gas Natural (Calidad Típica)

La calidad típica del Gas Natural, adquirido de los productores locales, se da a continuación:

COMPOSICION % VOL

Metano 92.44

Etano 4.45

Propano 1.80

l-Butano 0.23

n-Butano 0.27

l-Pentano 0.03

n-Pentano 0.01

n- Hexano 0.00

Oxigeno 0.13

Nitrógeno 0.36

Dióxido de Carbono 0.28






Total 100.00

Gravedad Específica 0.6058

CAPACIDAD CALORIFICA

SCF/Pie3 Neto 970.9

SCF/Pie3 Bruto 1075.6

g) Hidrógeno

El hidrogeno de alta pureza de la Planta de Hidrogeno debe cumplir con las siguientes especificaciones:

Componente Unidades Especificación

H2 Mol % >99.9

Nitrógeno Ppmv <100

CO+ CO2 Ppmv <10

Psig 360

Temperatura °F A disponibilidad

Flujo Normal 800,000 scfh

Flujo del Diseño 900,000 scfh

h) Emisiones de Chimenea

Las regulaciones relacionadas con este tema están contenidas en el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto.

i) La disminución del ruido

De acuerdo al Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto, los equipos ruidosos como por ejemplo los quemadores, compresores, las válvulas de control y los motores, deben de diseñarse utilizando dispositivos especiales para la disminución del ruido. Como valor preliminar 80 decibeles es el nivel de ruido máximo permitido, en las áreas de proceso. Este valor no es






mandatario y será definido en cumplimiento de las normas vigentes y el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto33.

4. ESTÁNDARES

4.1. Códigos y especificaciones

El Contratista FEED-EPC desarrollará el Diseño Básico tomando en cuenta los códigos y regulaciones para el diseño, manufactura y construcción, como se indica en la Parte C – Instrucción N° 9 del Proy ecto, del MJS.

El Manual de Especificaciones Generales de Ingeniería (GES) pertinente será identificado por el EMPLEADOR durante el proceso de selección de CONTRATISTA FEED-EPC o al inicio del periodo de trabajos del FEED.

Dichas especificaciones GES serán proporcionadas por el CONTRATISTA FEED-EPC, y serán usados durante las actividades del Proyecto, un juego completo (archivos impresos y electrónicos) de GES serán proporcionados al Gerente de Proyecto del EMPLEADOR.

4.2. Regulaciones

El CONTRATISTA FEED-EPC desarrollará el Diseño Básico tomando en cuenta las siguientes regulaciones para el diseño, manufacturación y construcción de las instalaciones del Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara:

REGLAMENTOS PERUANOS

La Ley de Hidrocarburos, Ley 26221 y sus reglamentos. D.S. 051-93-EM, 052-93-EM, 015-2007-EM.

33 Preguntas 47 y 102 – Ronda 1






Para el diseño de las estructuras de las edificaciones, el Postor presentará su propuesta sobre normas, estándares de ingeniería y construcción para aprobación del EMPLEADOR, pero necesariamente debe considerarse el cumplimiento de las normas nacionales estructurales vigentes del Reglamento Nacional de Edificaciones34.

Norma E-050; Suelos y Cimentaciones.

Norma E-030; Diseño Sismorresistente.

Norma E-060; Concreto Armado, estas serán complementadas con el reglamento para el concreto estructural, normas y estándares del ACI; deberán tomarse en cuenta los requisitos mas exigentes.

Norma E-070; Albañilería.

Norma E-090; Estructuras Metálicas, deberán ser complementadas con las normas de acero estructural AISC-LRFD para zonas de alta sismicidad.

4.3. Prácticas de Diseño

El CONTRATISTA utilizará prácticas de diseño industrial generalmente aceptadas que aseguren el logro de los niveles solicitados de calidad, entregables, definición e integridad técnica, logrados a través de la documentación desarrollada y los servicios proporcionados para los Paquetes de Diseño Básico y la Ingeniería de Detalle.

Para lograr la integridad de la calidad técnica, se solicita que el CONTRATISTA utilice sus propios procedimientos internos de revisión de diseño, tales como las verificaciones intra departamentales e inter departamentales, revisiones de equipos de trabajo, revisiones de pares, auditorias de Diseño, etc. Estos procedimientos de control de calidad de diseño deben ser presentados al EMPLEADOR para su revisión y aprobación antes del inicio de los trabajos de diseño.

Los requisitos para la revisión/aprobación de la documentación técnica deben ser listados en una “Matriz de Distribución de la Revisión/Aprobación de la Documentación de Diseño” a ser preparada por el CONTRATISTA y aprobada por el EMPLEADOR, o el representante del EMPLEADOR (PMC) quien actuará en nombre del EMPLEADOR.

Se organizarán reuniones formales de revisión del diseño durante el curso del proyecto con la asistencia de personal multi-disciplinario y multi-organizacional. Un listado de las reuniones formales de revisión y sus

34 Pregunta 57 - Ronda 1.






participantes será preparado conjuntamente entre el contratista FEED-EPC y el EMPLEADOR (o el Representante del EMPLEADOR - PMC) antes de iniciar los trabajos de diseño.

La revisión/aprobación de la documentación técnica del EMPLEADOR (o el representante del EMPLEADOR) no eximirá al contratista FEED-EPC de su responsabilidad por la precisión e integridad del diseño.

4.4. Prácticas de Ingeniería del Valor (VIP)

Se espera que el Contratista FEED-EPC integre con las “Buenas prácticas” de diseño e ingeniería tales como las prácticas de Mejoras del Valor (PMV) en los paquetes de diseño básico no licenciado, y los servicios, actividades y entregables de los Paquetes de Diseño Básico y de la Ingeniería Detallada.

Las prácticas para las mejoras del Valor se definen como las aplicaciones específicas de la ciencia de la Ingeniería del Valor que se utilizan para mejorar el costo de inversión, el cronograma de ejecución y/o la operabilidad/confiabilidad de un proyecto de inversión en construcción. Se espera que el CONTRATISTA FEED-EPC proporcione al EMPLEADOR (o a los representantes del Empleador) las recomendaciones para la aplicación de dichas prácticas VIP y la manera en que éstas pueden ser aplicadas en el Proyecto TRM, dichas recomendaciones estarán basadas en las “buenas prácticas” generalmente aceptadas por la Industria. El EMPLEADOR tendrá en cuenta dichas recomendaciones para la aplicación de las prácticas VIP reconocidas y aceptadas, tales como:

• Clasificación de la calidad de la Instalación

• Estándares Personalizados y Especificaciones

• Diseño para la Capacidad

• Simplificación del Proceso

• Minimización del Gasto

• Optimización de la Energía

• Modelación de Confiabilidad del Proceso

• Mantenimiento Predictivo

• Revisiones de Constructibilidad






• Ingeniería del Valor

• Herramientas de diseño

El CONTRATISTA FEED-EPC presentará en su Plan preliminar de ejecución de Proyecto (P-PEP) tal como está establecido en la Parte A - Perspectiva del Proyecto, Sección 9 del MJS, su propuesta para la aplicación de dichas “Buenas Prácticas” y las Prácticas para Mejoras de Valor, las cuales (en opinión del CONTRATISTA), de ser adoptadas:

a) Acelerarán la Finalización del Proyecto

b) Reducirán los costos del EMPLEADOR respecto a la ejecución, mantenimiento u operación de las Instalaciones.

c) Mejorarán la eficiencia o valor para el EMPLEADOR de las Instalaciones terminadas, o

d) Otras que fueran de beneficio para el EMPLEADOR (sin incrementar los costos referidos en el párrafo (b) o que reduzcan la eficiencia o valor para el Empleador de las Instalaciones terminadas)

4.5. Estructura de desglose del trabajo (EDT)

Se incluye en este MJS Parte B - Bases de Diseño, como Anexo N° 5-2, una estructura de desglose del trabajo (EDT) para el Proyecto TRM.

4.6. Numeración de Equipo y Línea

Respecto al sistema de numeración por unidades, equipos, instrumentos y la simbología para los P&IDs y diagramas unifilares, el CONTRATISTA FEED-EPC presentará al inicio de los trabajos su propuesta para un nuevo sistema de numeración, que será empleado para el alcance integral de la ingeniería del Proyecto, incluyendo los paquetes de diseño básico licenciados35. Dicha propuesta será aprobada por el EMPLEADOR, teniendo en cuenta las normas y procedimientos vigentes de la Refinería

4.7. Sistema de Gestión de Planos

35 Preguntas 244 y 245 – Ronda 1.






Los dibujos y los diagramas para los trabajos de ingeniería y construcción serán elaborados y entregados utilizando un sistema integrado de base de datos y plataforma gráfica utilizando el sistema PDMSTM (Plant Design Management System) o similar.

Los diagramas de procesos (P&ID, PFD, Plot Plan, eléctricos unifilares, etc) deben ser elaborados utilizando la “tecnología inteligente 2D“ y cumpliendo con los estándares ISO 15926.

El Contratista presentará su propuesta para ser aprobada por el EMPLEADOR, la cual debe cumplir con los requerimientos del estándar ISO 15926.

El producto o suite que el contratista deberá de utilizar para el desarrollo de la tecnología de inteligencia en 2 dimensiones, esta deberá de generar en forma automática archivo(s) de salida que cumplan con el estándar ISO-15926.

La generación de los dibujos en 2 dimensiones deberá usar como plataforma gráfica Autocad o Similar; los dibujos podrán ser elaborados trabajando localmente o de manera remota. Los dibujos deberían estar sujetos a una verificación de consistencia de los elementos gráficos.

La aplicación usada deberá ser capaz de interrogar y visualizar mediante los gráficos generados en AutoCad, información específica y particular de cada uno de los elementos representados en el diagrama de 2 dimensiones. Esta información deberá ser almacenada en una Base de Datos, la cual no permita que los elementos se repitan con la misma identificación o número de tag, todos y cada uno de los registros serán almacenados mostrando el estado vigente y representando todo el ciclo de vida de la instalación.

La información contenida en la Base de Datos, deberá ser capaz de ser extraída en forma de hojas de datos, listados y reportes, utilizando una interfase propia y exportada a algún software de dominio público.

Las versiones de la herramienta electrónica deberá ser la más reciente, esta versión debe ser utilizada actualmente en industrias similares (Petróleo y Gas) a lo largo del continente americano. El desarrollador y dueño de la tecnología, deberá recomendar la versión más funcional y optima para el proyecto.

El CONTRATISTA FEED-EPC propondrá el sistema apropiado el cual será aprobado por el EMPLEADOR.






También, el CONTRATISTA FEED-EPC proveerá al EMPLEADOR, al inicio de los trabajos FEED, los paquetes de software y por lo menos tres licencias de tal manera que permita al EMPLEADOR revisar los dibujos y los diagramas desarrollados por el CONTRATISTA. Se requiere también de una computadora tipo work station. Las licencias estarán ubicadas conforme lo indique el EMPLEADOR y por lo menos una de las licencias estará ubicada en las oficinas del EMPLEADOR. 36

También, el CONTRATISTA FEED-EPC elaborará nuevos planos de las instalaciones existentes utilizando la tecnología de escaneo láser de 3 dimensiones (3D scanning surveying). Esta actividad se refiere al desarrollo de modelos 3D a partir de datos de nubes punteadas obtenidos del sistema de escaneo láser.

El alcance de los trabajos del Contratista incluye el desarrollo de los modelos 3D y la extracción de planos isométricos de la Refinería tanto de lo existente como de las nuevas instalaciones.

5. ANEXOS

5.1. Plano de Localización Preliminar (El Plan Plot incluido aquí servirá sólo de “Información referencial” el Contratista FEED-EPC deberá desarrollar su propio Plot Plan para el Proyecto).

5.2. Estructura del Desglose del Trabajo Preliminar

5.3. A.D. Little/ENGlobal Engineering, Inc. “Informe de Ingeniería Conceptual” (Documento 10-371257-004, Rev. 3 – Proyecto No. 10-371257) - incluido aquí solo como “Información Referencial”. Se advierte al CONTRATISTA FEED-EPC que cualquier información utilizada de este documento es no oficial y deberá ser evaluada y confirmada de manera independiente por el CONTRATISTA FEED antes de aceptar su uso. El uso directo de esta información será a cuenta y riesgo únicamente del Contratista.

5.4. A.D Little/ENGlobal Engineering, Inc. “Plan de Implementación” (Documento 10-371257-007). Se advierte al CONTRATISTA FEED-EPC que cualquier información utilizada de este documento es no oficial y deberá ser evaluada y confirmada de manera independiente por el CONTRATISTA FEED antes de aceptar su uso. El uso directo de esta información será a cuenta y riesgo únicamente del CONTRATISTA.

5.5. A.D Little/ENGlobal Engineering, Inc./Petro Perú “Estudio de Viabilidad Ambiental” (Documento 10-371257-033, Rev. 4, Abril de 2008). Se advierte al

36 Pregunta 208 - Ronda 1.






Contratista FEED-EPC que cualquier información utilizada de este documento es no oficial y deberá ser evaluada y confirmada de manera independiente por el Contratista FEED antes de aceptar su uso. El uso directo de esta información será a cuenta y riesgo únicamente del Contratista.

PETROPERU, S.A.

TALARA REFINERY MODERNIZATION PROJECT

FEED-EPC CONTRACTOR IFP

PRELIMINARY WBSPART B - BASIS OF DESIGN

MASTER JOB SPECIFICATION

App 5.2

REV. 0

DATE: 13 MAY 2008

Nivel 0 Proyecto

Nivel 1

Funciones Generales/Cruzadas de la Unidad

Planificación, Administración & Control 1P Optimización e Integración Compleja 1C

Nivel 2 Unidad General UDP UDV-1 UDV-2 UDV-3 UCK HDSN NS&R FCCU URG HDSG HDSD Amina H 2SO4 H2UTC (Unidad de

Craqueo Térmico) CogeneraciónServicios Auxiliares

…AServicios

Auxiliares…BServicios

Auxiliares…CServicios

Auxiliares…xInstalaciones fuera de

planta…A Instalaciones fuera de

planta…B Instalaciones fuera de

planta…C Instalaciones fuera de

planta…x Edificios…A Edificios…B Edificios…C Edificios…xServicios

Portuarios…AServicios

Portuarios…BServicios

Portuarios…CServicios

Portuarios…x

1 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 200 205 210 2xx 300 305 310 3xx 400 405 410 4xx 500 505 510 5xx

Nivel 3 Fase FEED Estudios 1 BDP's 2 FEED 3 OBE 4 Pre-Construcción 5

CONVERSIÓN EPC Ingeniería de Detalle 6 Procura - Equipo 7 Procura - Materiales a granel 8 Construcción 9 Pre-Comisionamiento 10 Comisionamiento 11 Evaluación de Rendimiento 12 Arranque 13 Cierre 14

Nivel 4 Disciplina No-Técnico Gestión del Proyecto 1 Controles del Proyecto 2 Procura & Logística 3 Contratos 4 Gestión de Construcción 5 Aseguramiento de calidad 6 HSE 7 Control de Documento 8 Técnico Gestión de Ingeniería 9 Ingeniería del Proyecto 10 Proceso 11 Mecánico - Estacionario 12 Mecánico - Equipo Rotativo 13 Tubería 14 Civil/Estructural/Arquitectural 15 Eléctrico 16 Instrumentación & Controles 17 Recubrimientos/Aislamiento 18

Nivel 5 Entregables & Servicios Entregables & Servicios No-Técnicos Gestión del Proyecto Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Controles del Proyecto Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Procura & Logística Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Contratos Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Aseguramiento de Calidad Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x HSE Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Control de Documento Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Entregables & Servicios Técnicos Gestión de Ingeniería Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Ingeniería del Proyecto Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Proceso Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Mecánico - Estacionario Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Equipo Rotativo - Mecánico Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Tubería Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Civil/Estructural/Arquitectural Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Eléctrico Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Instrumentación & Controles Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x Coatings/Insulation Entregable A Entregable B Entregable C Entregable D Entregable E Entregable ……x

NOTA: Se espera que esta EDT sea modificada o mutu amente acordada entre el Contratista FEED-EPC y el Empleador, incluyendo extensión/expansión de detall e en el Código del Nivel de Cuenta del Empleado

Ejemplo

T.00.105.02.11.0019 Proyecto Talara Unit Specific UDV-1 BD P Ingeniería del ID# del Entregable Proceso

Posiciones 1 = Nivel 0 (Proyecto)Posiciones 2,3 = Nivel 1 (Funciones Generales/Cruzada s del Proyecto)Posiciones 4,5,6 = Nivel 2 (Unidad)Posiciones 7,8 = Nivel 3 (Fase)Posiciones 7,8 = Nivel 4 (Disciplina)Posiciones 9,10,11,12 = Nivel 5 (Entregable)

ISBL OSBL

Arthur D. Little Conceptual Engineering Report Project No. 10-371257

ENGlobal Engineering, Inc. Document 10-371257-004 Rev. 3

2-1

Tabla de Contenidos

2.1 Introducción y Resumen .....................................................................................2-32.1.1 Conclusiones.............................................................................................................2-4

2.2 Sección 1 – Caso Seleccionado: .............................................................................2-52.2.1 Vista Panorámica del Caso Seleccionado ................................................................2-52.2.2 El Caso Seleccionado Consiste de las Siguientes Unidades ...................................2-6

2.3 Unidades del Caso Seleccionado............................................................................2-72.3.1 Destilación Primaria ..................................................................................................2-72.3.2 Destilación al Vacío.................................................................................................2-102.3.3 Flexicoking ..............................................................................................................2-102.3.4 Craqueo Catalítico Fluido........................................................................................2-132.3.5 Desulfurización de Diesel........................................................................................2-152.3.6 Desulfurización de Gasolina FCC ...........................................................................2-172.3.7 Desulfurización de Nafta .........................................................................................2-192.3.8 Reformación............................................................................................................2-212.3.9 Separador Hexano- Heptano ..................................................................................2-232.3.10 Nueva Planta de Gas ............................................................................................2-232.3.11 Despojador del Absorbedor de Aminas ................................................................2-232.3.12 Planta de Acido Sulfúrico ......................................................................................2-262.3.13 Planta de Hidrógeno .............................................................................................2-28Refinería Total ..................................................................................................................2-282.3.14 Sistemas de Mezcla ..............................................................................................2-44

2.3.14.1 Gasolina ......................................................................................................2-442.3.14.2 Diesel ..........................................................................................................2-452.3.14.3 En la Tabla 2.1 y 2.2. muestran la mezcla de gasolina y diesel. ................2-45

2.4 Unidades Descartadas para el Caso Seleccionado .............................................2-482.4.1 Coquificacion Retardada.........................................................................................2-482.4.2 Hidrocraqueo de Residuales...................................................................................2-482.4.3 Desasfaltado con Solventes (Unidad ROSE ):........................................................2-492.4.4 Hidrocraqueo de Mediana Presión..........................................................................2-492.4.5 Alquilación...............................................................................................................2-49Benzout Unit .....................................................................................................................2-502.4.6 Caldero de Lecho Circulante Fluidizado .................................................................2-502.4.7 Caldero de Lecho Fluidizado ..................................................................................2-502.4.8 Producción de Azufre en la Unidad Claus ..............................................................2-502.4.9 Columna de Isobutano ............................................................................................2-51

2.5 Reducción de Residual...........................................................................................2-512.5.1 Tecnologias disponibles..........................................................................................2-512.5.2 Coquificación...........................................................................................................2-51

2.5.2.2 Hidrocraqueo de Residuos..........................................................................2-522.5.2.3 Desasfaltado con Solventes........................................................................2-52

2.6 Consideraciones Medioambientales .....................................................................2-52

2.7 Plano de Planta y el Diagrama de flujo de Procesos ...........................................2-532.7.1 Unidades de Proceso..............................................................................................2-532.7.2 Servicios Auxiliares .................................................................................................2-532.7.3 Instalaciones en General ........................................................................................2-54



2-2

2.7.4 En la Figura 2.11 se ha presentado un Diagrama de Bloques de la Refinería Este diagrama muestra el tamaño de las unidades, los flujos entre las unidades de procesos en la refinería modernizada. ..................................................................................................2-542.7.5 En las Figuras 2.1 – 2.9 se proporcionan el Diagrama de Flujo para las unidades individuales. Las unidades que tiene diagrama de flujos son:.........................................2-542.7.6 Balance de Masa ....................................................................................................2-55

2.7.6.1 El balance de masa total de la refinería muestra que la refinería ampliada producirá: 2-55

2.7.7 Tabla 2- 4 Balance de Masa Unidad por Unidad ...................................................2-602.7.8 En la Tabla 2.4 se muestra el balance de gas en la refinería, se muestra las fuentes y la disposición de las varias corrientes de gas. En la Tabla 2.5 se da un específico balance de gas. Este balance muestra que la refinería puede esperar 377 MM BTU/hr de gas de refinería.................................................................................................................2-682.7.9 En la Tabla 2.6 se proporciona el balance de hidrogeno. Esta tabla muestra que la refinería necesita producir 20 MM scfd de hidrógeno en adición al hidrógeno producido en la reformadora. .................................................................................................................2-682.7.10 En la Tabla 2.7 se da el balance de azufre. El balance de azufre explica el 96% del azufre................................................................................................................................2-69

2.8 Consumo de Catalizador y de Productos Químicos...........................................2-69

2.9 Costo Operativo ......................................................................................................2-70

2.10 Estimado de Capital ................................................................................................2-72

Tabla de Figuras

Figura 2- 1 Unidad de Crudo .....................................................................................................2-9Figura 2- 2 Flexicoking.............................................................................................................2-12Figura 2- 3 Craqueo Catalitico Fluido ......................................................................................2-14Figura 2- 4 Desulfurización de Diesel . 2-16Figura 2- 5 Desulfurización de Gasolina FCC .........................................................................2-18Figura 2- 6 Desulfurización de Nafta .......................................................................................2-20Figura 2- 7 Reformación ..........................................................................................................2-22Figura 2- 8 Unidad de Amina ...................................................................................................2-25Figura 2- 9 Planta de Acido sulfurico – A.................................................................................2-27Figura 2- 10 Diagrama de Bloques de la Refineria..................................................................2-29Figura 2- 11 Diagrama de Resultados de la Simulacion de la Refineria .................................2-30

Table 2- 1 Calculo de mezcla de Diesel y Gasolina- Caso Seleccionado .............................2-46Table 2- 2 Calculo de la mezcla de Diesel y Gasolina. Caso Seleccionado .........................2-47Table 2- 3 Balance de masa de la refineria- Caso Seleccionado 2-56Table 2- 4 Balance de masa Unidad por Unidad- Caso Seleccionado..................................2-60Table 2- 5 Balance Especifico de Gas - Caso Seleccionado................................................2-68Table 2- 6 Balance de Hidrogeno- Caso Seleccionado .........................................................2-68Table 2- 7 Balance de Azufre – Caso Seleccionado .............................................................2-69Table 2- 8 Consumo de Catalizadores y productos Quimicos- Caso Seleccionado..............2-70Table 2- 9 Costo Operativo- Caso Seleccionado...................................................................2-71Table 2- 10 Estimado de Capital- Caso Seleccionado ..........................................................2-73



2-3

PETROPERUModernización y Ampliación de Refinería Talara

Caso Seleccionado

2.1 Introducción y Resumen

En el presente documento se presenta y discute el Caso seleccionado por

PETROPERU. Este caso incluye una Unidad de Destilación al Vacío de los residuos de

la Unidad de Destilación Primaria, una desulfurizadora de Nafta FCC para la producir de

gasolinas en especificación. Se produce las gasolinas en especificación y cetano en

especificación para el diesel. Se produce residuales. También se produce energía

eléctrica con una planta para tal fin para el consumo de la refinería.

El caso seleccionado tiene una unidad de Flexicoking, dos torres de vacío (una

existente) desulfurizadoras de diesel, nafta y de gasolina FCC, una reformadora, una

nueva planta de gas, una separador de hexano/heptano, una planta de hidrogeno y una

planta de ácido sulfúrico. No se incluye abastecimiento de electricidad a la red. No se

produce gas. El costo de capital para este caso, que incluye offsites es $1,306,000,000

incluyendo el 20% como factor local de internamiento y 12% de contingencia, este

ultimo fue proporcionado por PETROPERU. Se produce una estructura de productos

que incluye 39,800 bpdo de diesel, 10,800 bpdo of residuales de alto azufre y 488

toneladas cortas de coque por día.

Existe tres modos básicos para la disposición del residuo proveniente de la estructura

de crudos, estos son: coquificacion, hidrocraqueo (no esta considerado en el caso

seleccionado), y desasfaltado por solventes. De estas tres, Flexicoking, como una de

las alternativas de coquificacion, es la mejor. Esto se debe a que elimina el residuo

convirtiéndolo en combustible líquido y gas de bajo BTU. Este gas de bajo BTU puede

tener otros usos, tal como gas para refinería, generación de corriente eléctrica, o gas de

síntesis para la producción de otros hidrocarburos y alcoholes (con la adición de

hidrogeno).

Desde el punto de vista medioambiental el agua residual puede cumplir con los

estándares del Perú y del Banco Mundial si que esta corriente se segrega a su vez en

varias corrientes residuales. El agua de enfriamiento puede ser descargada



2-4

directamente en el Océano Pacifico sin tratamiento. A las otras corrientes se les puede

retirar el aceite con equipos de centrifugación y ser tratadas en una unidad de

tratamiento biológico para reducir el COD y el BOD.

Las emisiones al aire son controladas eliminando el sulfuro de hidrogeno y

convirtiéndolo en ácido sulfúrico para controlar el SOx. El NOx será controlado usando

Flexigas, el cual será quemado a temperaturas mucho mas bajas que el gas natural,

además del uso, de ser necesario, de quemadores que produzcan bajo NOx .

La refinería casi no tiene residuos sólidos. Los catalizadores que usaran algunas

unidades serán retornados al suministrador. Los lodos residuales pueden ser

procesados en el Flexicoking. Los pocos remanentes de residuos sólidos pueden ir a

un relleno.

2.1.1 Conclusiones

El proyecto de Modernización y Ampliación de Refinería Talara es técnica y

medioambientalmente viable.

El caso seleccionado no producirá corriente eléctrica para la red.



2-5

2.2 Sección 1 – Caso Seleccionado:

2.2.1 Vista Panorámica del Caso Seleccionado

Después de la revisión de los casos, PETROPERU decidió que el Caso Seleccionado debería

basarse en una unidad de Flexicoking para la disminución de los residuos y la disposición del

azufre en una planta de Ácido Sulfúrico Húmedo (WSA), para la producción de ácido

sulfúrico...,

Las restricciones fueron:

El gasto de Capital debe ser mínimo.

El consumo de gas natural debe ser mínimo o debe ser eliminado.

El GLP debe tener como mínimo 70% de C3s.

La gasolina debe tener como mínimo 91 de RON y 50 ppm de azufre como máximo.

El Diesel debe tener 47 de Índice de Cetano como mínimo y 50 ppm como máximo de azufre, con la posibilidad de reducirlo a 10 pm.

No se generara corriente eléctrica para la red, solo se producirá para el consumo de la refinería.

Las emisiones de la refinería cumplirán con los estándares del Perú y del Banco Mundial.

Se tiene una capacidad de almacenamiento de 30 días de crudo y 15 para el almacenamiento de productos considerando el almacenamiento actual y de los proyectos.

Se evaluaron varias y diferentes tecnologías. Se investigaron en lo posible varias

tecnologías que tenían la misma función o proceso. . Con estos estudios como base, se

seleccionaron los siguientes procesos:



2-6

2.2.2 El Caso Seleccionado Consiste de las Siguientes Unidades

1. Destilación Primaria.

2. Destilación al Vacío I y III.

3. Flexicoking.

4. Planta de Gas.

5. Craqueo Catalitico Fluido.

6. Desulfurización de Gasolina FCC.

7. Desulfurización de Diesel.

8. Desulfurización de Nafta.

9. Reformación Catalitica.

10. Planta de Aminas para remoción de H2S.

11. Planta de Ácido Sulfúrico.

12. Planta de Hidrógeno.

Se consideraron las siguientes unidades pero fueron rechazadas:

1. Coquificación Retardada.

2. Hidrocraqueo de Residuales.

3. Deasfaltado con Solventes.

4. Hidrocraqueo de Mediana Presión.

5. Alquilación.

6. Unidad Benout.

7. Caldero de Lecho Fluidizado Circulante.

8. Caldero de Lecho Fluidizado.

9. Unidad Claus para la Producción de Azufre.

10. Columna de Isobutano.

Se modificaran las siguientes unidades:

La Torre Atmosférica se modificara, y la sección del fondo será reemplazada con otra

de diámetro mas grande. Se incrementaran el numero de intercambiadores y se



2-7

tendrán otros nuevos para incrementar el intercambio de calor debido al incremento de

la carga de crudo.

La torre de vacío existente necesitara ser modificada o reemplazada. También se

necesitara añadir una segunda columna para procesar el mayor volumen producido de

crudo reducido de los fondos de la torre atmosférica generado por la estructura de

crudos mas pesados.

La unidad de FCC será ampliada de 19,000 bpdo a 24,000 bpdo con una alimentación

del gasóleo producido en la unidad de coquificación, complementada con el HVGO.

Para poder procesar esta mayor carga, se necesitara reemplazar el compresor de gas

húmedo, así como el soplador de aire, necesitándose también que el riser del reactor

sea modificado. Se cambiara de catalizador para que la unidad opere a baja severidad

con el fin de incrementar la producción de diesel y disminuir la producción de gasolina.

2.3 Unidades del Caso Seleccionado

2.3.1 Destilación Primaria

Refinería Talara cuenta con una torre atmosférica. Esta columna debe ser ampliada

para procesar 90,000 bpdo de la mezcla de crudo producido en Talara que constituye

el 64% del crudo complementario, que es el Napo. La columna necesita ser

descongestionada reemplazando los fondos de un diámetro de 5 pies con otro de por lo

menos 10 pies. Los platos de burbujeo existentes en la sección media de la torre

necesitan ser reemplazada con platos de válvula.

La simulación en el Refsys (en este simulador de procesos de refinería de Aspen Tech

se llevo a cabo el calculo plato por plato), indico que en la torre actual, modificada tal

como se ha descrito anteriormente, procesará entre 100,000 a 110,000 bpdo con la

estructura de crudos considerada. El factor limitante es el flujo de vapor dentro de la

columna, indicando que aun una estructura de crudos mas ligera podría limitar la

alimentación a la torre a un bajo nivel.

El horno existente ha sido construido por Tulsa Heaters, Inc. Se ha definido que el

actual horno probablemente procesara 100,000 bpdo, pero no 110,000 bpdo. Si se



2-8

carga una estructura de crudos más ligera a la torre, el horno no podría procesarlo en

vista que tomaría más calor para hacer hervir los líquidos que el necesario para

calentarlos.

Se necesita incrementar la superficie de intercambio de calor para recuperar el calor de

los productos para los niveles de carga más altos.

La desaladora fue diseñada y construida por Petreco. Esta empresa reviso la

capacidad de la unidad para operar a niveles más altos de carga. También indico que

100,000 BPDO de crudo Napo puede ser desalado incrementando la temperatura de

operación de la unidad.

El diagrama de flujo es presentado en la Figura 2.1.



2-9

Figura 2- 1 Unidad de Crudo



2-10

2.3.2 Destilación al Vacío

La torre de vacío existente con capacidad de 21 MBDO esta subdimensionada para las

ampliaciones previstas en el proyecto, necesitándose una renovación para que cumpla con

las exigencias de proceso y pueda operar a su capacidad de diseño. Adicionalmente, la

torre de vacío existente necesitara complementarse con una segunda torre de una

dimensión del doble de la existente, con el fin de procesar mayores volúmenes de fondos de

la torre atmosférica generada por los crudos mas pesados. Para lograr esto se requerirá un

gasto de capital estimado de $60 MM.

2.3.3 Flexicoking

Se eligió el Flexicoking de las tres tecnologías de procesamiento de residuales, por las

siguientes razones:

Este proceso puede eliminar todo el residuo de vacío sin generar grandes cantidades de

combustibles residuales y coque. Estos materiales presentan un problema para la refinería,

pues su venta en el mercado es muy difícil y poco rentable. Debido a la configuración del

Flexicoking, el calor para la destilación de los Gasóleos se originara por la quema de coque,

no por el empleo de gas natural o de gas de refinería.

El Flexicoking convierte el coque producido en Flexigas, un gas con bajo BTU que puede

ser usado como combustible para la refinería, minimizando o eliminando la necesidad de

comprar gas natural.

El capital requerido para este proceso es similar al de los otros casos considerados.

En el Flexicoking, la alimentación es enviada al tope del reactor, donde se somete a

ebullición los líquidos más ligeros, los líquidos más pesados se transforman en coque, los

vapores suben al tope mezclándose con los líquidos más ligeros de la alimentación y luego

enviados a la fraccionadora donde son destilados en varios cortes. El coque fluye en un

lecho fluidizado (Recipiente de Calentamiento), donde es parcialmente quemado para



2-11

suministrar calor la operación de coquificación. El coque va luego a un gasificador, donde

es convertido en gas de bajo BTU. Se produce una pequeña cantidad de coque que consiste

de carbón y de contaminantes inorgánicos presentes en la alimentación. Este coque será

usado en una planta cementera del Perú.

De acuerdo a lo que se quiera obtener, es posible reducir el Flexigas y producir mas coque.

Para este caso se tiene la siguiente relación: por cada 100 MM BTU/hr. de Flexigas no

producido, se tiene una producción adicional de coque de 200 toneladas cortas por día. El

balance indica que este gas de bajo Btu puede ser utilizado para generar vapor de alta

presión que será usada en los procesos.

En la Figura 2.2. se presenta el diagrama de flujo de esta unidad.



2-12

Figura 2- 2 Flexicoking



2-13

2.3.4 Craqueo Catalítico Fluido

La carga a esta unidad de Craqueo Catalítico Fluido ( FCC) se incrementara hasta 24000

bpdo . La alimentación provendrá del gasóleo pesado de vacío y del gasóleo pesado de la

unidad de coquificación.

Debido al incremento de capacidad se necesitara varias modificaciones en esta unidad.

Estas incluyen el reemplazo o incremento de capacidad del compresor de gas húmedo y del

soplador de aire. También se necesita modificar el riser para procesar estas altas cargas.

Será necesario que esta unidad retorne a su operación de diseño original con la finalidad de

controlar el contenido de C4 en el GLP. El C4 producido como producto de fondo en la

depropanizadora seria usado como componente en mezcla de las gasolinas para controlar

el RVP, como alimentación a una reformadora con vapor para la producción de hidrogeno o

para ser usado en el sistema de gas combustible de la refinería.

Debido al incremento de carga a la planta de gas de FCC, será necesario adicionar una

segunda planta de gas para procesar los gases de refinería de las otras unidades.

En la Figura 2.3. se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.



2-14

Figura 2- 3 Craqueo Catalítico Fluido



2-15

2.3.5 Desulfurización de Diesel

La desulfurización de diesel tendrá a cargo dos tareas importantes : eliminar el azufre del

diesel e incrementar el cetano rompiendo los anillos del formados por los componentes del

diesel. La empresa Exxon Mobil y otras empresas tienen tecnología para llevar a cabo estas

tareas. La tecnología de Haldor Topsoe no ha sido evaluada en detalle.

La tecnología de la empresa Exxon Mobil es capaz de producir un diesel con bajo azufre de

3 ppm y elevar el índice de cetano. Esta tecnología produce aproximadamente el 84% de la

alimentación como diesel de bajo azufre y el 11% como kerosene.

En la Figura 2.4 se muestra el diagrama de flujo de esta unidad



2-16

Figura 2- 4 Desulfurización de Diesel



2-17

2.3.6 Desulfurización de Gasolina FCC

Será necesario desulfurizar la Gasolina FCC para poder producir las gasolinas terminadas

en especificación. Las tecnologías de desulfurización convencional convertirán las olefinas

de la gasolina FCC en parafinas. Esta saturación de las olefinas disminuirá

significativamente el octano de la gasolina FCC. Para evitar esto es necesario usar una

tecnología y catalizador diferente. Un método comercial es la destilación reactiva, una

tecnología desarrollada por CD Tech. En esta tecnología, los platos o empaques en una

columna de destilación son reemplazados con un lecho de catalizadores.

La alimentación de hidrogeno va al fondo de la columna, mientras que la gasolina FCC es

alimentada al tope de la columna. Estas corrientes se mezclan en el lecho del catalizador

eliminándose el azufre. También, las diolefinas son convertidas en monoolefinas para

reducir el problema de la formación de gomas. Este es un método de bajo costo de capital

para desulfurizar la gasolina FCC.

Esta es una tecnología probada, con mas de 1,000,000 bpdo de capacidad instalada .

ExxonMobil y Chevron técnicamente tiene tecnologías equivalentes que usan

configuraciones más convencionales (y más caras).

En la Figura 2.5. se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.



2-18

Figura 2- 5 Desulfurización de Gasolina FCC



2-19

2.3.7 Desulfurización de Nafta

La unidad de desulfurización de nafta elimina el azufre de la alimentación a la reformación.

La alimentación de nafta a la desulfurización es una mezcla de nafta liviana de la UDP y la

nafta de coquificación. El catalizador de reformación tiene como base un metal noble

(platino) que es muy caro. El azufre contamina estos catalizadores. Se usa la tecnología de

Exxon Mobil para esta unidad, debido a que tienen tecnología para estos procesos, y

también a que están trabajando en otras unidades para el proyecto. UOP, Haldor Topsoe y

Chevron – Lummus tienen tecnologías equivalentes que deben ser consideradas.

En la Figura 2.6 se muestra el diagrama de flujo para esta unidad.



2-20

Figura 2- 6 Desulfurización de Nafta



2-21

2.3.8 Reformación

Las reformadoras incrementan significativamente el octano de la nafta por medio de la

deshidrogenación de los naftenos presentes en la nafta a compuestos aromáticos y también

isomerizando las normal parafinas a isoparafinas. El producto resultante es una mezcla de

alto octano. Esta mezcla tendrá cero de azufre. Sin embargo, tendrá alto contenido de

aromáticos, el cual será un problema, en vista que la especificación de aromáticos para las

gasolinas es de 35% como máximo. Si la nafta no es previamente sometida a un proceso

de fraccionamiento para retirar los precursores de benceno, tendrá alto contenido de

benceno. La especificación máxima de benceno en la gasolina es de 1%. La reformación

convierte aproximadamente 85% de la nafta de alimentación en gasolina reformada. La

reformación también genera hidrogeno con una producción de 1200 scft, dependiendo de la

severidad de la operación. Una severidad más alta produce un octano mas alto y más

hidrogeno a expensas del rendimiento de productos y la duración del tiempo entre

regeneraciones.

ExxonMobil también tiene tecnología en esta área de procesos. Esta utiliza una

regeneración semicontinua. En una reformadora semicontinua, el reformador es sacado de

operación periódicamente (de 6 meses a un año) para que el catalizador sea regenerado

por medio de la quema del coque del catalizador. Se espera que una carga de catalizador

nueva pueda durar 10 regeneraciones. Esta tecnología difiere de un reformador de

regeneración continua de catalizador, donde el catalizador es continuamente retirado del

reactor, regenerado y reciclado al mismo o a un reactor diferente. La refinería Talara no

tiene la suficiente nafta como para que se justifique una mayor inversión para la instalación

de un reformador de regeneración continua.

UOP también tiene la tecnología de reformacion que es muy respetada dentro de la

industria. La tecnología de ExxonMobil fue seleccionada para este caso debido que estamos

trabajando con ellos en diferentes tecnologías. La tecnología de reformación es casi una

tecnología abierta. En la Figura 2.7 se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.



2-22

Figure 2- 7 Reformación



2-23

2.3.9 Separador Hexano- Heptano

Esta unidad será usada en la corriente de nafta desulfurizada para retirar los precursores de

benceno a la reformadora. Con esta unidad se incrementa la producción de gasolina en

aproximadamente 200 bpdo, y el tamaño de la reformadora disminuye de 12,000 bpdo a

9,000 bpdo, con la correspondiente reducción de capital.

Esta unidad evita la necesidad de una unidad reducidora de benceno, tal como Benzout,

para retirar el benceno de las gasolinas. El efecto neto es la reducción de los

requerimientos de capital, incluyendo la reducción de capital para una reformadora más

pequeña, en aproximadamente $27,000,000.

2.3.10 Nueva Planta de Gas

Debido a que la expansión de FCC excederá la capacidad de la planta de gas existente, fue

necesario adicionar una nueva planta de gas para procesar el gas de refinería proveniente

de las unidades de desulfurización y reformación. Esta unidad recuperara los C3’s y C4’s, y

cualquier otro hidrocarburo pesado para que sea incluido en la corriente de GLP o de

gasolinas. En el diseño se incluye una planta de gas para procesar el gas producido por el

Flexicoking.

2.3.11 Despojador del Absorbedor de Aminas

Esta planta elimina el Sufuro de Hidrogeno (H2S) de la mezcla de corrientes de gas y lo

recupera como una corriente de H2S pura para ser alimentada a la planta de ácido sulfúrico.

Es una tecnología abierta. Para este estudio se seleccionó la unidad Crosstex, y debido a

que esta montada en patines es de bajo costo. Otros suministradores podrían proveer

equipo similar. ExxonMobil tiene incluido un absorbedor de sulfuro de hidrogeno en su

unidad de Flexicoking.

Los gases de los despojadores de agua ácida no pueden ser enviados a esta unidad, debido

al amoniaco que contienen los gases. El amoniaco se disolverá en el agua de dilución de la



2-24

amina, y causara problemas con el absorbedor. Estos gases serán enviados directamente a

la planta de ácido sulfúrico.

En la Figura 2.8 se presenta un diagrama de flujo.



2-25

Figura 2- 8 Unidad de Aminas



2-26

2.3.12 Planta de Acido Sulfúrico

La tecnología Wet Sulfuric Acid (WSA) de Haldor Topsoe fue seleccionada para este

Estudio. Esta tecnología puede convertir directamente el sulfuro de hidrogeno en ácido

sulfúrico, sin tener que producir azufre. Puede procesar el amoniaco presente en los gases

de los despojadores de agua ácida, convirtiéndolo en nitrógeno. Los gases del despojador

de agua ácida serán alimentados directamente a esta unidad, sobrepasando la unidad de

Aminas.

Esta tecnología tiene dos ventajas para el proyecto, reduce significativamente el

requerimiento de capital, comparado con la unidad Claus, y proporciona un producto como

el ácido sulfúrico que tiene mercado en el Perú y evita la producción de azufre de la cual

América del sur esta sobresaturada.

No se conoce que existan tecnologías comparables. Existen varias plantas en operación

alrededor del mundo, de tal forma que la tecnología esta probada.

En la Figura 2.9 se muestran el diagrama de flujo de esta unidad.



2-27

Figura 2- 9 Planta de Ácido Sulfúrico – A



2-28


La planta de hidrógeno es parte de los servicios auxiliares y esta considerado en la Sección

3.2.7 de Servicios Industriales.

Refinería Total

En la Figura 2.10 se muestra el diagrama de bloque total de la refinería.

Los resultados de la simulación de la refinería se encuentra el la Figura 2.11. Los flujos para

esta simulación son similares, pero no iguales a los usados en el balance de masa unidad

por unidad. Esto era de esperarse debido a que en el balance de masa unidad por unidad

se usa los estimados del suministrador de la tecnología, mientras que en las simulaciones

se usan estimados generales. La cercanía de los números confirma la información que nos

proporcionaron los suministradores de tecnología.



2-29

Figura 2- 10 Diagrama de Bloques de la Refineria



2-31



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2-44

2.3.14 Sistemas de Mezcla

2.3.14.1 Gasolina

La gasolina que se produzca estará conformada por cuatro diferentes componentes. Estos

son la Gasolina FCC de 93.5 octanos de la actual operación de FCC (no se dispuso de

datos provenientes del suministrador del catalizador para el caso futuro), gasolina

reformada, etanol y butano, La gasolina de FCC desulfurizada tendrá bajo contenido de

benceno y azufre. El Reformado tendrá bajo contenido de azufre y tendrá poco o casi nada

de benceno. La mezcla de gasolinas cumple con todas las especificaciones y tiene un

octano de 93.5, siendo la especificación mínima de 91.

PETROPERU instruyo a ADL para que maximice la producción de diesel, de este producto

el Aceite Cíclico Ligero (LCO), es un componente importante. Se conoce que la operación

con un catalizador a baja severidad incrementa el rendimiento de LCO de 15%-18% a 30-

33% vol.

No obstante lo anterior, ADL no pudo obtener respuesta de los suministradores de

catalizadores de FCC para una operación a baja severidad, y como resultado opto por

efectuar un Balance Volumétrico del Diseño Conceptual usando un rendimiento de diesel

menos atractivo con la operación de FCC en alta severidad tal como se produce en la

operación actual de la refinería.

Si Petroperu revisara la ampliación del Diseño Básico de FCC a uno basado en uno de

diseño y operación en baja severidad, la rentabilidad del proyecto puede incrementarse.

El retiro de C5 y C6 de la gasolina reformada incrementara el octano haciendo que la

totalidad de la gasolina incremente también su octano más de la requerida.

El reformado tendrá muy poco azufre. Es necesario destilar la alimentación a la reformadora

para eliminar los precursores de benceno. La mezcla de estos materiales esta dado en la

Tabla 2.1. El octanaje de la gasolina reformada pesada es también calculado en esta tabla.



2-45

El butano (o butileno) se adiciona a la gasolina para el RVP de la mezcla. Para este estudio

se considero un RVP de 10. En vista que el butano tiene un octanaje de 100, al añadir

butano a la gasolina incrementara aun mas el octanaje de la mezcla. Si hubiese butano

excedente este ira a la planta de hidrógeno o al sistema de gas combustible de la refinería.

2.3.14.2 Diesel

El diesel de refinería Talara estará constituida por la mezcla de dos diferentes corrientes.

Estas serán la corriente de diesel desulfurizado y la nafta pesada de la desulfurización de

diesel. La mezcla esta dada en la Tabla 2.2. El exceso de Turbo A-1 es desulfurizado y

mezclado en diesel.

La hidrotratamiento de diesel, desulfurizara la mezcla de la corriente de diesel de la Unidad

de Destilación Primaria, LCO de FCC, y el corte de diesel de Flexicoker

La mezcla de diesel tendrá un índice de cetano de 47.1, la especificación mínima es 47 y el

contenido de azufre es menor a 2 ppm.

2.3.14.3 En la Tabla 2.1 y 2.2. muestran la mezcla de gasolina y diesel.



2-46

Table 2- 1 Calculo de la mezcla de gasolina y diesel – Caso Seleccionado

Tabla 2.1 Mezcla de Gasolina y Diesel

Caso Seleccionado Calidad de Productos

Producto:

Gasolina BBLS RON RON-bbls Azufre ppm

S - bbls Benzene, %

BZ-bbls

Aromaticos, %

Nafta FCC 8916 93.4 832754.4 3.0 26748.0 0.5 4279.7 29.6 Nafta Liv 4196 58.8 246934.0 0.0 0.0 1.3 5454.8 1.3 Reformado 6195 110.9 686801.6 0.0 0.0 0.0 0.0 44.7 Etanol* 1498 120.0 179760.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Mezcla 20805 93.5 1946250.0 1.3 26748.0 0.5 9734.5 26.3

Especificación 91,min 50. max 1.0, max 35, max

Diesel BBLS CetanoCetano -

bbls Azufreppm S - bbls

0.0 Diesel Desulfurizado 28075 47.2 1325140.0 0.1 2807.5

Nafta Pesada desulfurizada 973 30.4 29579.2 0 0.0 Mezcla 29048 46.6 1354719.2 0.1 2807.5

Especificación 47,min 50, max

* De acuerdo a la Ley Peruana.



2-47

Table 2- 2 Cálculo de la Mezcla de Diesel y Gasolina – Caso Seleccionado

Tabla 2.2

Calculo del Octano*

Caso Seleccionado

Nafta Liviana Nafta Liviana de la Reformadora

Componente Fracción RON Componente Fracción RON

n-Pentano 0.0518 62 3.2 n-Pentano 5.15 62

i-Pentano 0.0131 92 1.2 i-Pentano 7.17 92

Ciclopentano 0.0033 83 0.3 Ciclopentano 0.43 83

n-Hexano 0.1037 25 2.6 n-Hexano 5.17 25

2m-Pentano 0.1008 75 7.6 2m-Pentano 13.51 75

m-Ciclopentano 0.0215 103 2.2 m-ciclopentano 0.25 103

Ciclohexano 0.0215 97 2.1 Ciclohexano 0.02 97

Benceno 0.005 101 0.5 Benceno 4.56 101

n-Heptane 0.01317 0 0.0 n-Heptano 1.34 0

2m-Hexano 0 44 0.0 2m-Hexano 0 44

Mezcla 0.33387 58.8 19.6 Mezcla 37.6 0.0

Reformado Pesado

Componente Fracción RON

Lt Nafta 0.253 58.8 14.9 Calculado arriba

Reformado Pesado 0.4636 111 51.4

Reformado 0.7166 92.5 66.3 De Exxon

* Se asume una mezcla lineal



2-48

2.4 Unidades Descartadas para el Caso Seleccionado

2.4.1 Coquificacion Retardada

El proceso de Coquificación Retardada se baso en la tecnología de Foster Wheeler. Esta

tecnología tiene dos desventajas principales por las cuales fueron descartadas. El primero es que

el capital requerido es más grande que el capital requerido para el Flexicoker. A primera vista

esto no pareciera cierto. Sin embargo efectuando una verificación con Foster Wheeler y con

ExxonMobil, confirmaron que sus estimados originales eran correctos.. La diferencia entre los dos

procesos es la enorme cantidad de coque generado por el proceso de coquificación retardada del

crudo pesado procesado. Esto significa que se deba tener recipientes más grandes para el coque

y equipos más grandes para su manipuleo. Por lo tanto el estimado de capital será más elevado.

La segunda desventaja es la gran cantidad de coque producido por la coquificación retardada. No

existe en la actualidad, una manera razonable de disponer el coque. Actualmente el mercado de

coque esta sobre abastecido, de tal forma que será muy difícil su venta. El lugar en el que esta

situado la Refinería Talara no le permitirá manipular grandes cantidades de coque. No se tiene el

muelle o el equipo necesario disponible para manejar este material. Tampoco se tiene el terreno

disponible para almacenar el coque. Una posible solución es convertir el coque en electricidad y

enviarlo a al red. Los ingresos generados en este caso no producen un retorno aceptable del

capital requerido.

2.4.2 Hidrocraqueo de Residuales

El hidrocraqueo de residuales no convierte la totalidad de estos, deja grandes cantidades de

residuales para ser mezclados como petróleos industriales. No existe ventaja para efectuar un

gasto de capital si se sigue este esquema. Las grandes cantidades de fondos son similares a las

grandes cantidades de coque generado por la coquificación retardada.

Uno de los objetivos del proyecto es minimizar o eliminar la cantidad de petróleos industriales que

son vendidos por la refinería. Esta opción no cumple con este objetivo. Por lo tanto no fue

considerada.



2-49

2.4.3 Desasfaltado con Solventes (Unidad ROSE ):

Esta tecnología tiene el mas bajo costo de capital para el proyecto de modernización. Sin

embargo, tiene dos inconvenientes importantes: Genera gran cantidad de residuo y para la

máxima cantidad de residuo desasfaltado (DAO), el contenido con carbón del DAO es demasiado

alto para procesarlo en un MPHC. La gran cantidad de residuo resulta en altas ventas de

petróleos industriales, lo cual esta en contra del objetivo del proyecto que es la minimización de

estos productos. Esta opción fue descartada.

2.4.4 Hidrocraqueo de Mediana Presión

Para este proceso la tecnología de ExxonMobil es muy buena, pero cara. La producción de diesel

y kerosene totalizan el 60% de la alimentación a la unidad. Haldor Topsoe, y Chevron – Lummus

tienen tecnologías similares que pueden ser consideradas. Todas estas podrían ser evaluadas en

profundidad en la etapa FEED del proyecto. La comparación de las tecnologías de ExxonMobil y

Chevron - Lummus estas dadas como ejemplo en el reporte de selección de tecnología el RFP

para las tecnología seleccionadas.

El proceso ExxonMobil es un proceso con dos etapas que desulfuriza, abre anillos de

hidrocarburos, craquea, e isodeparafina la alimentación a la unidad. Lo hace de tal forma que

maximiza la producción de diesel y kerosene. El kerosene mas el diesel producido del crudo

Napo constituye el 65% de la alimentación. La unidad también produce nafta, GLP, gas de

refinería y H2S. El nitrógeno sale como amoniaco. El producto de fondos es altamente parafínico

de baja fluidez, por lo que es un buen producto para FCC, excepto por su bajo contenido de con

carbón. A pesar de las ventajas de esta tecnología para la Refinería Talara, el capital requerido

es demasiado alto, por lo cual fue descartada.

2.4.5 Alquilación

Si bien el FCC genera isobutano y olefinas, el volumen producido no permite tener una planta de

alquilación de tamaño comercial mínimo. No hay necesidad de adicionar una nueva corriente con

alto octanaje, debido a que el reformado y la gasolina FCC proporcionan más que suficiente

octanaje para satisfacer el mercado de gasolinas. Con esta consideración, esta unidad fue

descartada.



2-50

Benzout Unit

Esta unidad esta diseñada para retirar el benceno de la gasolina, haciéndolo reaccionar con

etileno o propileno para formar o etil benceno o cumeno. Tiene además la ventaja adicional de

convertir las olefinas de la corriente de gas de la refinería en gasolina.

Para una refinería pequeña como la Talara, el costo de esta unidad no esta económicamente

justificada. Esta costaría US$ 15,000,000. En adición, la reformación de nafta liviana

incrementaría el tamaño de la unidad de reformación en 50%, lo cual incrementaría el costo de la

reformadora en $17,000,000. El gasto de $32,000,000 para evitar la compra de gasolina de alto

octano no esta económicamente justificada.

2.4.6 Caldero de Lecho Circulante Fluidizado

Con el proceso de Flexicoker, se tendrá insuficiente coque para ser quemado en un caldero. Este

tiene un costo de capital muy alto y requerirá mas de tres veces estequeometricamente hablando,

la cantidad de piedra caliza para operar y controlar las emisiones de azufre. El lugar mas cercano

en Talara para obtener la arcilla esta a mas de 60 millas y requerirá gran numero de camiones de

carga por día. No se tiene necesidad de esta unidad o de su justificación económica.

2.4.7 Caldero de Lecho Fluidizado

Con el Flexicoker, tal como se ha indicado en el anterior ítem, habrá poco coque para quemar en

un caldero. Este es el segundo caldero con alto costo de capital, y requerirá solamente la cantidad

estequeometrica de piedra caliza para el control de emisiones. No hay justificación para esta

unidad.

2.4.8 Producción de Azufre en la Unidad Claus

La corriente H2S puede ser convertida en azufre en una unidad Claus o en ácido sulfúrico en una

unidad WSA. El ácido sulfúrico triplicara la producción de azufre. El ácido sulfúrico se vende al

doble que el precio del azufre. El capital requerido para una unidad WSA es un tercio o la mitad del

capital requerido para la unidad Claus.

Por estas razones económicas, esta opción fue descartada.



2-51

2.4.9 Columna de Isobutano

Esta columna fue considerada conjuntamente con la unidad de alquilación. No hay necesidad de

separar la corriente de butano para aislar el isobutano como alimentación a la unidad de

alquilación. Por lo tanto, se requerirá ajustar la proporción de C4s en la corriente de GLP. Esto

puede ser efectuada aumentando la temperatura de operación del despropanizador de la planta

de gas de FCC para producir más butano (C4s) hacia el tope conjuntamente con el propano (C3s).

Las razones para que la columna de isobutano deba ser eliminada es que se dejara de usar

isobutano, teniéndose otra alternativa para adicionar butano al GLP.

2.5 Reducción de Residual

2.5.1 Tecnologias disponibles

2.5.2 Coquificación

Coquificación es un craqueo térmico lento de residuos de hidrocarburos en productos más ligeros

y coque. En el proceso, casi todo el hidrógeno del residuo va hacia los productos más ligeros,

mientras que el coque contiene el carbón remanente, cenizas, metales y otros sólidos contenidos

en el crudo.

2.5.2.1.1 Coquificación Retardada

Uno de los métodos de coquificación es la coquificación retardada. En este proceso la coquifición

se lleva a cabo en un recipiente con coque. Los productos ligeros dejan el recipiente con coque

como vapor y el coque se forma en este recipiente. Periódicamente (cada 12 horas o mas) el

coque es cortado para ser sacado del recipiente, con presión de agua o vapor y colocado en un

pozo. Esta tecnología es abierta y puede ser usada por cualquiera. Algunos licenciatarios como

Foster Wheeler, han efectuado mejoras en algunas partes del proceso y cobran un derecho por el

uso de tales mejoras.

2.5.2.1.2 Flexicoking

Un segundo método es el Flexicoking. En esta tecnología, la operación de coquificación tiene

lugar en un reactor, antes que en un recipiente con coque. El coque generado en la operación de

coquificación va a un calentador, donde intercambia calor con el coque del gasificador, que se

encuentra después del anterior equipo. Este coque caliente proporciona el calor de operación para



2-52

la coquificación. El coque finalmente entra al gasificador, donde es gasificado en un combustible

de bajo BTU. Exxon es la única empresa que tiene disponible esta tecnología.

Las ventajas de esta operación son la relativamente poca producción de coque, y la producción de

gas de bajo BTU para ser quemado en hornos y caldero CO.

2.5.2.2 Hidrocraqueo de Residuos

En este proceso, el residuo es puesto en contacto con el hidrógeno con la presencia de un

catalizador. Este convierte los asfáltenos del residuo en productos hidrogenados que pueden ser

posteriormente procesados y convertidos en productos ligeros. Este proceso necesita grandes

cantidades de hidrógeno para convertir la mayoría de los asfáltenos en productos hidrogenados.

El consumo de catalizador es alto, debido a que los metales normalmente presentes en el crudo

envenenan el catalizador que es requerido para el proceso de hidrocraqueo.

2.5.2.3 Desasfaltado con Solventes

El desasfaltado disuelve todos los hidrocarburos excepto los asfáltenos del residuo usando un

solvente parafínico ligero, como el propano o pentano. Los dos líquidos son separados y el

solvente es destilado para ser reciclado. Esta es una tecnología antigua que fue usada por

refinadores de aceites lubricantes. Ha sido adaptado para el procesamiento de crudo pesado

como el Napo.

Este es un método de más bajo costo para reducir el volumen de residuo, debido a que no

requiere gran número de equipos y no opera a altas temperaturas y presiones.

Este proceso, sin embargo, solamente concentra el asfáltenos en el residuo. No convierte el

asfálteno en productos que puedan ser usados. Por esta razón, en este proceso, se producen

grandes cantidades de petróleos industriales.

2.6 Consideraciones Medioambientales

En el Reporte de Viabilidad Ambiental se dan detalles de viabilidad medioambiental.



2-53

2.7 Plano de Planta y el Diagrama de flujo de Procesos

El plano de planta proporcionado por PETROPERU ha sido actualizado para mostrar la

localización de las nuevas unidades, servicios controles medioambientales, e instalaciones

generales. Este plano de planta esta dado en el Apéndice A-1.

La nuevas unidades han sido marcadas en un panal azul

Todos los asuntos considerados en el plano de planta serán revisados durante la preparación

del FEED. Se espera que la localización final será actualizada con información mas detallada

durante el desarrollo del FEED.

2.7.1 Unidades de Proceso

Las unidades existentes no se moverán. En este estudio no se incluye el mejoramiento del

Tratamiento Cáustico de Turbo, debido a que estará incluido en un proyecto previo a la

ampliación y modernización de Refinería Talara.

Las nuevas unidades fueron colocadas en el mismo corredor que las unidades existentes, con

el fin de hacer la refinería modernizada tan compacta como sea posible y mantener la

operación de las unidades dentro del área de la refinería y fuera de la vista del público. Las

nuevas unidades fueron también colocadas para minimizar la distancia para la conexión de

tuberías, cables de corriente y cables en general.

El espaciamiento en las unidades y entre ellas, esta conforme lo establece la NFPA y las

buenas practicas de diseño de refinería. El espaciamiento tiene en cuenta la accesibilidad por

seguridad, operación y mantenimiento. Además se proporciona un adecuado espaciamiento

para todos los hornos para mantenerlos a una distancia segura de los hidrocarburos.

2.7.2 Servicios Auxiliares

La refinería esta internamente casi balanceada en servicios. Se requerirá la compra de 10 MM

BTU/hr de gas natural para operar los generadores de energía operados a gas natural.

Durante el arranque se requerirán grandes cantidades de gas natural antes que la refinería



2-54

empiece a generar su propio combustible y calor residual. Las cantidades de gas natural para

el arranque podrían llegar hasta 850 MM BTU/hr.

La entrada y la descarga de agua de mar fueron trasladados al Océano Pacifico en el lado de

la refinería. La entrada esta al sur de la descarga y tiene la ventaja de la Corriente de

Humboldt que fluye de sur a norte. Esta localización ayudara a evitar la corta circulación entre

la entrada de agua caliente y el agua de enfriamiento.

Las nuevas instalaciones offsite, tal como compresores e instrumentación y la unidad de

nitrógeno PSA serán colocados en el área de la unidad de servicios industriales existentes y

en el área de la nueva unidad de servicios industriales.

2.7.3 Instalaciones en General

Ver Instalaciones en General para una discusión detallada.

2.7.4 En la Figura 2.11 se ha presentado un Diagrama de Bloques de la Refinería

Este diagrama muestra el tamaño de las unidades, los flujos entre las unidades de procesos en la refinería modernizada.

2.7.5 En las Figuras 2.1 – 2.9 se proporcionan el Diagrama de Flujo para las unidades individuales. Las unidades que tiene diagrama de flujos son:

Flexicoking

Desulfurización de Diesel

Desulfurización de Gasolina FCC

Desulfurización de Nafta

Reformación

Nueva Planta de Gas

Unidad de Aminas

Unidad de Ácido Sulfúrico

Planta de Hidrógeno



2-55

2.7.6 Balance de Masa

2.7.6.1 El balance de masa total de la refinería muestra que la refinería ampliada producirá:

8831 BPDO de GLP

19352 BPDO de Gasolina

8200 BPDO de Turbo

39819 BPDO de Diesel

10837 BPDO de Asfalto y residuales pesados

Para un total de 87039 BPDO de productos líquidos

344 toneladas cortas por dia de ácido sulfúrico

488 toneladas cortas por dia de coque

De:

57500 BPDO de Crudo Napo

12350 BPDO de Crudo Petrotech

13000 BPDO de Crudo Petrobras

7150 BPDO de Crudo Varios (Talara)

El balance general se muestra en la Tabla 2.3.



2-56

Tabla 2- 3 Balance de Masa Total de la Refinería – Caso Seleccionado

Tabla 2.3A Productos de Refinería para el Caso Seleccionado

GasCombustible

GLP GasolinaTurbo

A-1Diesel

ÁcidoSulfúrico

Residual

Alimentaciones

Crudo Napo bpdo Crudo Reducido de Iquitos bpdo

Productos:

Torre Atmosferica Gas de Refienria kscfd

Nafta Liviana bpdo Nafta Pesada bpdo

Kerosene bpdo 8200 Diesel l bpdo

Crudo Reducido bpdo 1160

Flexicoking Sulfuro de Hidrógeno kscfd

Hidrogeno kscfd Metano kscfd

Etano kscfd Propano bpdo

Butano bpdo Nafta bpdo

Diesel bpdo Residual bpdo

Coque toneladas cortas/día

Coque Gasificado, MMBTU/día



2-57

Tabla 2.3BProductos de Refinería para el Caso Seleccionado

Gas

CombustibleGLP Gasolina

TurboA-1

DieselÁcido

SulfúricoResidual

Craqueo Catalítico Fluído Sulfuro de Hidrógeno kscfd

Amoníaco kscfd Metano kscfd

Etano kscfd Propano bpdo

i - Butano bpdo n - Butano bpdo

Nafta bpdo Kerosene bpdo

Diesel bpdo Residual bpdo 1677



2-58

Tabla 2.3C Productos de Refinería para el Caso Seleccionado

GasCombustible

GLP Gasolina Turbo

A-1Diesel

ÁcidoSulfúrico

Residual


Sulfuro de Hidrógeno kscfd Amoníaco kscfd Hidrógeno kscfd

Metano kscfd Etano kscfd

Propano bpdo i-Butano bpdo

n-Butano bpdo i-Pentano bpdo

n-Pentano bpdo Nafta bpdo

Nafta Pesada bpdo 1168 Kerosene bpdo 4943

Diesel bpdo 33708 Desulfurización de Nafta





n-Pentano bpdo Nafta Ligera bpdo 8893

Nafta bpdo



2-59

Tabla 2.3D Productos de Refinería para el Caso Seleccionado

GasCombustible

GLP GasolinaTurbo

A-1Diesel

ÁcidoSulfúrico

Residual

Reformación Hidrógeno kscfd



n-Butano bpdo i-pentano bpdo

n-Pentano bpdo Nafta Ligera bpdo 4224 Reformado bpdo 6235

Planta de Gas Sulfuro de Hidrógeno kscfd

Amoníaco kscfd Hidrógeno kscfd


Propano bpdo 7048 i-Butano bpdo 655

n-Butano bpdo 1129 i-Pentano bpdo 139

n-Pentano bpdo 196 Planta de Aminas

Sulfuro de Hidrógeno kscfd Amoníaco kscfd Hidrógeno kscfd 6123

Metano kscfd 7564 Etano kscfd 4680

Ácido Sulfúrico Ácido Sulfúrico st/día 344

Producción Total de Refinería 8831 19352 8200 39819 344 10837

El balance de masa unidad por unidad esta dado en la Tabla 2.4.



2-60

2.7.7 Tabla 2- 4 Balance de Masa Unidad por Unidad

Tabla 2- 4 Balance de Masa Unidad por Unidad – Caso Seleccionado

Tabla 2.4A Balance de Masa para el Caso Seleccionado

Destilación

PrimariaDestilación

al Vacío Flexicokin

gFCC


Desulfurización Gasolina FCC

Reformación Desulfurización de Diesel

Alimentación

Mezcla Talara bpdo 90,000 Napo bpdo

Productos:

Destilación Primaria Gas de Refinería kscfd 0 Nafta Ligera bpdo -7996 7996 Nafta Pesada bpdo -1150 1150Kerosene bpdo -12700 4500 Diesel bpdo -14880 14880 Crudo Reducido bpdo -53300 51300 840 Destilación al Vacío LVGO -6396 6396 HVGO -24580 24580 Residual de Vacío -20300 20300 Flexicoking Sulfuro de Hidrógeno kscfd -2033 Hidrógeno kscfd -1279 Metano kscfd -2880 Etano kscfd -1450 Propano bpdo -591 Butano bpdo -421 Nafta bpdo -4243 4243 Diesel bpdo -1888 1888 Residual bpdo -6882 6882

Coque tonelada corta/día -488

Coque Gasificado, MMBTU/hr -1099



2-61

Tabla 2.4B Balance de Masa para el Caso Seleccionado

Destilación


al Vacío Flexicoking FCC


Desulfurización Gasolina FCC

ReformaciónDesulfurizació

de Diesel

Craqueo Catalítico Fluído 24302 Sulfuro de Hidrógeno kscfd -209

Amoníaco kscfd Metano kscfd -1657

Etano kscfd -573 Propano bpdo -5526

i - Butano bpdo -5 n - Butano bpdo -6

Nafta bpdo -8992 8992Kerosene bpdo

Diesel bpdo -

10110 10110 Residual bpdo -1677



2-62

Table 2.4C Balances de Masa para el Caso Seleccionado

Destilación




Desulfurización de Gasolina FCC

ReformaciónDesulfurización

de Diesel Desulfurización de Diesel 38923

Sulfuro de Hidrógeno kscfd -271Amoníaco kscfd -15Hidrógeno kscfd -3344

Metano kscfd -1527 Etano kscfd -1266

Propano bpdo -240i-Butano bpdo -185

n-Butano bpdo -178i-Pentano bpdo -21

n-Pentano bpdo -20Nafta bpdo 467 -467

Nafta Pesada bpdo -1168 Kerosene bpdo -4943

Diesel bpdo -33708 Desulfurización de Nafta 12239 0

Sulfuro de Hidrógeno kscfd -31 -23Amoníaco kscfd Hidrógeno kscfd

Metano kscfd Etano kscfd -30 -11



n-Pentano bpdo Nafta Ligera bpdo

Nafta bpdo -12104 -8893 12104



2-63

Tabla 2.4D Balance de Masa para el Caso Seleccionado

Destilación




Desulfurización de Gasolina

FCCReformación

Desufurización de Diesel

Reformación 12571

Hidrógeno kscfd -10822 Metano kscfd -1500

Etano kscfd -1346 Propano bpdo -690i-Butano bpdo -465

n-Butano bpdo -523i-pentano bpdo -119

n-Pentano bpdo -175Nafta Liviana bpdo -4224

Reformado bpdo -6235

Planta de Gas Sulfuro de Hidrógeno kscfd

Amoníaco kscfd Hidrógeno kscfd




n-Pentano bpdo Planta de Aminas



Ácido Sulfúrico Ácido Sulfúrico st/día

Producción Total de la

Refineria

Gas Combustible MMBTU/hr Gas Bajo BTU MMBTU/hr 1099

Total Fuel Gas Available MMBTU/hr



2-64

Tabla 2.4E Capital Minimo para el Balance de Masa de la Refinería

Planta de Gas Unidad

deAminas

ÁcidoSulfúrico

Tratamiento Caústico

Alimentación

Crudo Napo bpdo Crudo Reducido de Iquitos bpdo

Productos:

Destilación Primaria Gas de Refineria kscfd 5 Nafta Ligera bpdo Nafta Pesada bpdo Kerosene bpdo 12700Diesel bpdo Crudo Reducido bpdo

Flexicoking Sulfuro de Hidrógeno kscfd 2033 Hidrógeno kscfd 1279 Metano kscfd 2880 Etano kscfd 1450 Propano bpdo 591 Butano bpdo 421 Nafta bpdo Diesel bpdo Residual bpdo Coque ton corta/day

Coque Gasificado, MMBTU/day



2-65

Tabla 2.4F Capital Mínimo para el Balance de Masa de la Refinería

Planta de Gas

Unidadde

Aminas

ÄcidoSulfúrico


Sulfuro de Hidrógeno kscfd Amoníaco kscfd Metano kscfd Etano kscfd Propano bpdo i – Butano bpdo n – Butano bpdo Nafta bpdoKerosene bpdo Diesel bpdo Residual bpdo Craqueo Catalítico Fluido Sulfuro de Hidrógeno kscfd 209 Amoníaco kscfd Metano kscfd 1657 Etano kscfd 573Propano bpdo 5526 i - Butano bpdo 5 n - Butano bpdo 6 Nafta bpdoKerosene bpdo Diesel bpdo Residual bpdo



2-66

Tabla 2.4G Capital Mínimo para el Balance de Masa de la Refinería

Planta de

Gas

Unidadde

Aminas

ÁcidoSulfúrico



Sulfuro de Hidrógeno 271 Amoníaco 15 Hidrógeno 3344

Metano 1527 Etano 1266

Propano 240 i-Butano 185 n-Butano 178 i-Pentano 21 n-Pentano 20

Nafta Nafta Pesada

Kerosene Diesel

Nafta Desulfurizada Sulfuro de Hidrógeno 54

Amoníaco Hidrógeno

Metano Etano 41

Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano

Nafta Ligera Nafta



2-67

Tabla 2.4H Capital Mínimo para el Balance de Masa de la Refinería

Planta de

Gas

Unidadde

Aminas

ÁcidoSulfúrico


Reformación Hidrógeno Metano 1500 Etano 1346 Propano 690 i-Butano 465 n-Butano 523 i-pentano 119 n-Pentano 175 Nafta Ligera bpdo Reformado Planta de Gas Sulfuro de Hidrógeno -2567 2567 Amoníaco -15 15 Hidrógeno -6123 6123 Metano -7564 7564 Etano -4680 4680Propano -7048 i-Butano -655 n-Butano -1129 i-Pentane -139 n-Pentano -196 Planta de Aminas Sulfuro de Hidrógeno -2567 2567 Amoníaco -15 15 Hidrógeno -6123 Metano -7564 Etano -4680 Ácido Sulfúrico Ácido Sulfúrico -344



2-68

2.7.8 En la Tabla 2.4 se muestra el balance de gas en la refinería, se muestra las fuentes y la

disposición de las varias corrientes de gas. En la Tabla 2.5 se da un específico balance

de gas. Este balance muestra que la refinería puede esperar 377 MM BTU/hr de gas de

refinería.

Tabla 2- 5 Balance Especifico de Gas – Caso Seleccionado

Table 2.5 Gas Combustible de Refinería para el Caso

Seleccionado

Gas Combustible MMBTU/hr 811 1216 BTU/scf Gas de Bajo BTU MMBTU/hr 1099 130 BTU/scf

Gas combustible total disponible MMBTU/hr 1910

2.7.9 En la Tabla 2.6 se proporciona el balance de hidrogeno. Esta tabla muestra que la

refinería necesita producir 20 MM scfd de hidrógeno en adición al hidrógeno producido

en la reformadora.

Tabla 2- 6 Balance de Hidrógeno – Caso Seleccionado

Tabla 2.6 Balance de Hidrógeno

Fuente: Tamaño Consumo

UnidadConsumo Total

BPDO scfb MMscfd

Planta de Hidrógeno 20Reformación 8300 1350 11

Producción Total 31

Usos:

Desulfurización Gasolina FCC 9000 -350 -3 Desulfurización Diesel 25099 -760 -19 Desulfurización Nafta 13793 -350 -5

Consumo Total -27



2-69

2.7.10 En la Tabla 2.7 se da el balance de azufre. El balance de azufre explica el 96% del azufre.

Tabla 2- 7 Balance de Azufre – Caso Seleccionado

Tabla 2.7 Balance de Azufre

Entrada de Ázufre: Feed Specific Gravity Weight % Sulfur

Weight Sulfur

BPDO lbs/day lbs/dayCrudo Napo 57500 0.9414 18945675 2.18 413016 Petrotech 12350 0.8389 3626145 0.065 2357Petrobras 13000 0.8593 3909815 0.094 3675Varios 7150 0.8542 2137636 0.071 1518

Ázufre Total 420566

Salida de Ázufre:

Ácido Sulfúrico tpd 344 688000 0.326531 224653.1Residual 11681 1.014 4145587 3.25 134732 Coque 230000 1.5 3450 Turbo A-1 16817 0.85 230000 0.3 690 Gasolina 19307 0.75 5068088 0.0003 15

Azufre Total 363540

Contenido en Azufre, % 86

2.8 Consumo de Catalizador y de Productos Químicos

En la Tabla 2.8 se muestra el consumo de productos químicos y catalizadores. Esta

tabla muestra que el costo anual de productos químicos es US$430,000, y el costo

anual de catalizadores es US$9,458,000. Probablemente existen otros pequeños

consumos de productos químicos que se sumaran al total de productos químicos.



2-70

Tabla 2- 8 Consumo de Catalizadores y Productos Químicos-Caso Seleccionado

Table 2.8 Consumo de Catalizadores y Productos Químicos

Caso Seleccionado

Unidad P. Quimicos Catalizadores (K $) (K $)

Flexisorb SE 175 Proprietary

AmineFCC 4460

Desulfurización Diesel 3900

Desulfurización Nafta 360

Desulfurización Nafta FCC 260

Reformación 478

Aminas 5 Amine

WSA 250 Hydrogen Peroxide

Costo Anual Total 430 9458

2.9 Costo Operativo

Los rubros correspondientes a los costos operativos se resumen en la Tabla 2.9 . Esta

tabla resume la mano de obra, supervisión, mantenimiento, y otros factores, mostrados

como número de personal, un factor de número de personal, catalizadores y costo de

productos químicos o como factor basado en el gasto de capital.

Estos datos son típicos de la Costa del Golfo de los Estados Unidos (USGC), y son

presentados de esta manera para que PETROPERU pueda adaptarlos a su particular

estilo y filosofía de operación. ADL ha efectuado su estimado de costo operativo basado

en su experiencia en la industria, operaciones similares, análisis de Solomon y otras

fuentes.



2-71

Table 2- 9 Costo Operativo para el Caso Seleccionado

Tabla 2.9 Base para el Costo Operativo

Caso Seleccionado

UnitMen/Shift Total Men Men/Shit

TotalMen

Atmospheric Column 2 Technical: Vacuum Column I 2 Vacuum Tower II 2 Flexicokier 6 FCC Gasoline Desulfurizer 2 Process Engineers 7 Diesel Desulfurizer 2 Maintenance Engineers 7 Naphtha Desulfurizer 1 Reformer 1 Utilities: FCC 2 New Gas Plant 2 Supervisors 4 Hydrogen 2 Amine Plant 2 Engineers 1 WSA 2 Blending 2 Environmental: Swing Operators 3

Utility Operators 4 Supervisors Share with Utilities

Environmental Operators 2 Engineers Share with Utilities

TotalOperators/Shift 39

Supervisors 25 Total Operators on Staff 156

Laboratory Technicians 20 Labor: Laboratory Supervision 4 Coke Handling 25 Shipping & Receiving 24 General 20

Total Laborers 69



2-72

Tabla 2. 9 (continuación) Bases para el Costo Operativo

Caso Seleccionado

Personal Total

Mano de Obra 69 Operadores 156 Tecnicos 20 Supervisores 33 Ingenieros 15

Suministros de Operación 10% de Operadores más mano de obra Utilities Ver Sumario de Utilites Catalizadores & Químicos Ver Tabla

Mantenimiento 3% del Capital (Incluye mantenimiento mecanico)

Impuestos & Seguros 5% del Capital (Puede variar con las Regulaciones Peruanas y regimens de Impuestos)

2.10 Estimado de Capital

El capital es mostrado en la Tabla 2.10. Este estimado muestra que el

capital total requerido es $954,000,000, en lUSGC. En la Tabla 2.10 se

incluye el factor de contingencia de acuerdo a la política de Petroperu.

En la sección 3.2.5 se describe la generación de corriente eléctrica como un

servicio auxiliar. El estimado incluye un control remoto, programador,

pruebas, control e instalación del sistema de control. Este estimado incluye

un Sistema de Parada de Emergencia (Emergency Shutdown System, ESO)

como esta indicado en la Sección 4.



2-73

Tabla 2- 10 Estimado de Capital – Caso Seleccionado

Tabla 2.10 Caso Seleccionado para Refineria Talara

Estimado de Capital ISBL OSBL

Tamaño Costo, $MM Unidades Tamaño

Costo, $MM

Cost, $MM

Utilities FacilidadesGenerales

MedioAmbiente

Destilación Primaria BPDO 90000 10

Generación Energia MW 44 60 Muelle 45 Agua Residual 6

Destilación al Vacío BPDO 53000 61

Subestación & Energía

Lineas 10 Tancaje 20 Humo

Antorcha 3

Flexicoking BPDO 20000 193 Agua de

Enfriamiento MM gpm 65 25 Agua Contra

Incendios 7 Quimicos

Alcantarillado 1

FCC BPDO 24000 40 CW Bombas MM gpm 65 6 Nitrógeno 2 Alcantarillado

Sanitario 1 Desulfurización

de Diesel BPDO 39000 50 Caldero CO M#/hr 421 6 EdificiosOficinas 5

Desulfurización de Gasolina de

FCC BPDO 9000 14 Laboratorio 5 Desulfurización

de Nafta BPDO 12600 24 Deaerador gpm 3500 1 Instrumentación & Sistema de Control 64

Total Medio Ambiente 11

Reformación BPDO 9000 40 BFW

Bombas gpm 3500 7 Equipo para

venta del Coque 21 Separador de

Nafta BPDO 13000 5 Planta RO 0 Total OSBL 301 Nueva Planta

de Gas 30 Aire

Instrumentos scfm 6 Total General

Facilidades 169 Aminas gpm 600 8 Conexiones 71

Ácido Sulfúrico ST/day 344 28 UtilitiesTotales 121

Hidrógeno MMscfd 20 79 Total, USGC 954 Total ISBL 582 Locación 20% 191

Contingencia 12% 140Costos de

Propietario 21



2-74

Costo Total 1,306

Arthur D. Little Reporte de Ingenieria Conceptual Project No. 10-371257 ENGlobal Engineering, Inc. Traducido por PETROPERU

3-1

Tabla de Contenidos

TABLA DE CONTENIDOS .....................................................................................1

TABLAS

FIGURAS

3 SERVICIOS AUXILIARES DE REFINERIA TALARA .......................................4

3.1 Descricion Conceptual de los Sistemas ...................................................................................... 43.1.1 Calculos Efectuados............................................................................................................... 4

3.2 Enfriamiento con Agua de Mar ................................................................................................... 113.2.1 Agua de Enfriamiento ....................................................................................................... 11

3.2.1.1 Descarga de Agua Residual/Agua de Mar: ............................................................ 13

3.2.1.2 Bomba de Enfriamiento de Agua de Mar ...................................................................

3.2.1.3 Agua Desalinizada......................................................................................................... 15

3.2.1.4 Agua Deionizada para Alimentacion a Calderos.................................................. 16

3.2.1.5 Agua de Lavado de la Desaladora ............................................................................ 17

3.2.1.6 Agua de Alimentacion a Calderos ............................................................................ 17

3.2.1.7 Bomba de Agua de Alimentacion a Calderos ....................................................... 17

3.2.2 Vapor ........................................................................................................................................ 18

3.2.3 Deareador ................................................................................................................................ 19

3.2.4 Energia Electrica ................................................................................................................... 20

3.2.5 Generador de Turbina a Gas .............................................................................................. 20

3.2.6 Gas Combustible ................................................................................................................... 21

3.2.7 Planta de Hidrogeno............................................................................................................. 22

3.2.8 Aire de Instrumentos............................................................................................................ 25

3.2.9 Planta de Nitrogeno.............................................................................................................. 25

3.2.10 Cálculos ................................................................................................................................... 25

3.3 Diagrama de Flujo Conceptual de Procesos ........................................................................... 26

3.4 Diagramas y Descripcion Conceptual de los Procesos ..................................................................... 31

3.5 Diagrama y Descripcion Conceptual de los Procesos....................................................................... 32

3.6 Consumo de Productos Quimicos............................................................................................... 32

3.7 Efluentes Liquidos y Emision de Gases.................................................................................... 32

3.8 Razones Técnicas para las Opciones Descartadas ................................................................. 32


3-2

3.9 Inversiones......................................................................................................................................... 32

3.10 Requerimientos de Mano de Obra .............................................................................................. 33

3.11 Plan de Implementacion.................................................................................................................. 33

Tablas

TABLA 3- 1 RESUMEN DE SERVICIOS AUXILIARES – CASO SELECCIONADO ......................................................... 5

TABLA 3- 2 SERVICIOS AUXILIARES USADOS – CASO SELECCCIONADO ............................................................... 9

TABLA 3- 3 CONSUMOS NETOS DE LA REFINERIA .............................................................................................. 10


3-3

Figuras

FIGURA 3 A...................................................................................................................................................... 23

FIGURA 3 B ...................................................................................................................................................... 24

FIGURA 3- 1 SISTEMA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO............................................................................. 27

FIGURA 3- 2 SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE ....................................................................................... 28

FIGURA 3- 3 SISTEMA DE VAPOR ............................................................................................................... 29

FIGURA 3- 4 SISTEMA ELECTRICO ............................................................................................................. 30

FIGURA 3- 5 FLUJO DEL GAS COMBUSTIBLE ,VAPOR Y ENERGIA ELECTRICA HACIA LA PLANTA

Y DE LA PLANTA ................................................................................................................................ 31


3-4

3 SERVICIOS AUXILIARES DE REFINERIA TALARA

3.1 DESCRIPCION CONCEPTUAL DE LOS SISTEMAS

3.1.1 CÁLCULOS EFECTUADOS

Se han preparado el balance general de los servicios auxiliares para el Caso

Seleccionado los cuales se adjuntan en las Tablas 3.1 - 3.3. Las Tablas muestran

tanto la generación como el consumo para todos los servicios auxiliares.

El Caso Seleccionado debe comprar 10 MM BTU/hr de gas natural.


Tabla 3- 1 Resumen de Servicios Auxiliares – Caso Seleccionado

Tabla 3.1REFINERIA TALARA AMPLIADA Y MODERNIZADA

Caso Seleccionado Resumen de Servicios Auxiliares

UnitFCC

GasolineDesulfurizer

Atmospheric Tower

Flexicoker

UtilityFeedRate

Consumption per barrel

TotalConsumption

FeedRate


TotalConsumption

Feed Rate


TotalConsumption

Power KW 90000 0.029 2610 51300 0.5684 29158.92 9015 0.00239 21.54585 FuelGas

MMBTU/hr

90000 0.002122 191 51300 0 9015 0.00123 11.08845

LowBTUGas

MMBTU/hr

90000 0 51300 -0.0401 -2057.13 9015 0 0

Cooling Water

gpm 90000 0.075 6750 51300 0.3336 17113.68 9015 0.063 567.945

BoilerFeedWater

gpm 90000 0 51300 0.01262 647.406 9015 0

LPSteam

Mlbs/hr

90000 0.0002 18 51300 -0.0123 -630.99 9015 0

MPSteam

Mlbs/hr

90000 0 51300 0 0 9015 0.00331 29.83965

HPSteam

Mlbs/hr

90000 0.0000173 1.557 51300 0.0105 538.65 9015 0

3-5


3-6

Tabla 3.1 Con’tREFINERIA TALARA AMPLIADA Y MODERNIZADA

Caso SeleccionadoResumen de Servicios Auxiliares

Unit FCCDiesel

Desulfurizer Naphtha

Desulfurizer

UtilityFeedRate


TotalConsumption

FeedRate


TotalConsumption

FeedRate


TotalConsumption

Power KW 10950 0.066 722.7 25099 0.1552 3895.3648 13793 0.00239 32.96527

FuelGas

MMBTU/hr 10950 0 0 25099 0.0014 35.1386 13793 0.00123 16.96539

LowBTUGas

MMBTU/hr 10950 0 25099 0 0 13793 0 0

Cooling Water gpm 10950 0.442 4839.9 25099 0.15 3764.85 13793 0.063 868.959

BoilerFeed

Water gpm 10950 0 25099 0 13793 0

LPSteam

Mlbs/hr 10950 0.00104 11.388 25099 0.00584 146.57816 13793 0

MPSteam

Mlbs/hr 10950 0 25099 0 13793 0.00331 45.65483

HPSteam

Mlbs/hr 10950 0.00525 57.4875 25099 0 13793 0


Tabla 3.1 (cont) REFINERIA TALARA AMPLIADA Y MODERNIZADA Caso Seleccionado Resumen de Servicios Auxiliares, Continuacion

Unit Reformer Hydrogen*

UtilityConsumption

per barrel

TotalConsumptio

nFeedRate

FeedRate

Consumption per MMscf/hr

TotalConsumption

FeedRate

Consumption per gpm Total Consumption

MM scfd gpmPower KW 13099 0.125 1637 20 16.03 321 600 0.833 499.8

FuelGas

MMBTU/hr 13099 0.0126 165 20 15.52 310 600 0.069416667 41.65

LowBTUGas

MMBTU/hr 13099 0 0 20 0.70 14 600 0

Cooling

Water gpm 13099 0.278 3642 20 8.57 171 600 0

BoilerFeedWater gpm 13099 0 20 5.10 102 600 0

LPSteam

Mlbs/hr 13099 0.00131 17 20 0 600 0

MPSteam

Mlbs/hr 13099 0 20 0 600 0

HPSteam

Mlbs/hr 13099 0 20 -1.50 -30 600 0

* Based upon

Refinery gas as the

feedstock

3-7


Tabla 3.1 (cont) REFINERIA TALARA AMPLIADA Y MODERNIZADA

Caso SeleccionadoResumen de Servicios Auxiliares, Continuacion, Continuacion

UnitVacuum Tower Sulfuric Acid

UtilityFeedRate


TotalConsumption

Feed Rate

Consumption per ton

TotalConsumption

tpdPower KW 51000 0.029 1479 344 2.1 722

Fuel Gas MM

BTU/hr 51000 0.002122 108 344 0Low BTU

GasMM

BTU/hr 51000 0 344 0Cooling Water gpm 51000 0.075 3825 344 3.14 1080BoilerFeedWater gpm 51000 0 344 262

LP Steam M

lbs/hr 51000 0.0002 10.2 344 0MP

SteamM

lbs/hr 51000 0 344 0

HP Steam M

lbs/hr 51000 0.0000173 0.8823 344 -0.2 -69

3-8


Tabla 3- 2 Uso de Servicios Auxiliares – Caso Seleccionado

Tabla 3.2REFINERIA TALARA AMPLIADA Y MODERNIZADA

Uso de Servicios Auxiliares Refinery

TotalConsumption

RefineryRequirement

FromSteam

FromLowBTUGas

FromRefinery

Gas

AmountProduced

Net Required

MM BTU/hrMM

BTU/hrMM

BTU/hrKW MM BTU/hr

Power KW 41101 0 315 95

Fuel Gas MM

BTU/hr 880 377 -484 -396 773 0Natural Gas 23 23

Low BTU Gas MMBTU/hr 484 1228 169Cooling Water gpm 42623 42623

Boiler Feed Water gpm 1011 1011

LP Steam M#/hr -428 400 -28MP Steam M#/hr 75 -75 0

HP Steam M#/hr 500 -500 0

3-9


3-10

Tabla 3- 3 Consumos Netos de Refineria

Table 3.3 REFINERIA TALARA AMPLIADA Y

MODERNIZADAConsumos Netos de Refineria

Power 0 KWFuel Gas 23 MM BTU/hr Low BTU Gas 0 MM BTU/hr Cooling Water 42623 GPM


3-11

3.2 Enfriamiento de Agua de Mar

3.2.1 Agua de Enfriamiento

La cantidad total de agua de enfriamiento requerida para la refineria ampliada es

nominalmente de 50,000 gpm

El sistema de agua de enfriamiento actualmente utiliza el agua de la Bahía de

Talara. La succion esta al sur del muelle de carga de productos. En la Bahía de

Talara la temperatura del agua puede alcanzar los 82o F durante el verano. Es

una temperatura relativamente alta comparado con la temperatura del Océano

Pacifico, que es típicamente 62 oF en el verano. Las bombas de enfriamiento de

agua de mar descargan a un cabezal común que alimenta a 5 líneas de agua de

mar de enfriamiento hacia la planta. Están en operación normalmente cuatro

bombas, con una en espera. Durante el verano las bombas de agua de

enfriamiento tienen problemas con la arena contenida en el agua de mar que

ingresa. Esto es causado por los cambios temporales de la corriente dentro de la

bahía.

La Bahía esta solamente de 10 a 11 metros de la entrada de agua de mar. Las

bombas están localizadas dentro del canal natural de la Bahía de Talara. La malla

de ingreso en la succion tiene aberturas excesivas de 50mm. Normalmente se

incrustan con percebes. Conforme la malla envejece, presenta una mayor

corrosión. La localización actual de las bombas esta muy cercana a la costa, para

colocar unas de mayor tamaño y más finas. Como una solución intermedia, se

recomendó que las bombas se trasladen al actual amarradero situado al noreste

del muelle de carga existente. Sin embargo, esto no proveerá agua de

enfriamiento y no resolverá el problema de la poca profundidad de la bahia que no

proveerá un área adecuada para disminuir la velocidad de entrada para las

nuevas unidades que es 0.5 pies/seg con aberturas de malla de 5 mm. Un

problema en la Bahía de Talara y en el Océano pacifico es la presencia de

Medusa (pescado gelatinoso adulto), que causa taponamiento en las entradas de

agua de mar. Para poder controlar esto se colocara un resguardo en la entrada de

agua de mar.


3-12

La mejor solución es tener un sistema de captación de agua de mar

adecuadamente profundo en el Océano Pacifico. Esto proveerá agua fría todo el

año, teniendo en cuenta el mayor requerimiento de flujo de agua de enfriamiento

para las nuevas unidades. Se requerirá de líneas adicionales para lograr este

mayor consumo de agua para los lugares requeridos. PETROPERU ha operado

sistemas similares sin ningún problema.

El diseño de agua de enfriamiento proveerá un sistema de captación en la

entrada. El diseño para la captación de agua de mar tendrá una profundidad de 18

metros en el Océano Pacifico. Esta agua fluirá a través de un tubo recubierto con

concreto para terminar en un sumidero, donde captan tres o más bombas de agua

de enfriamiento y dos bombas de agua contra-incendio que funcionan con diesel.

Este sistema de agua de enfriamiento será dimensionado para proveer el agua de

enfriamiento necesaria para la refineria. Este sistema de agua de enfriamiento

necesitara ser clorado con un bajo nivel residual de cloro a fin de controlar

crecimiento de vida marina en el sistema de agua de enfriamiento.

El uso del Océano Pacifico como fuente para el enfriamiento de agua de mar

proveerá bajas temperaturas de agua de mar en época de verano.

Adicionalmente con la baja velocidad de diseño para la captación (0.5 pies/seg

como velocidad maxima y 5 mm de abertura de malla), se minimizaran los

problemas con la vida marina en movimiento. Este problema es actualmente

experimentado en la refineria, con el sistema existente.

El agua de mar caliente es actualmente mezclada con las otras corrientes de agua

residual y tratada antes de ser descargadas al Océano Pacifico. Esta

actualmente fluye a través del separador CPI y API para remover el aceite que es

acumulado del patio de tanques, unidades de procesos, derrames, fugas y goteos.

En el presente el sistema no esta funcionando bien y la carga adicional que

provendrá de la ampliación hará imposible que la descarga de agua cumpla con

los requerimientos exigidos.


3-13

Un sistema mejorado segregaría las varias corrientes de agua. Si se considera

deseable, parte del agua caliente usado como agua de enfriamiento, podría

intercambiarse con un circuito cerrado de enfriamiento para eliminar la

contaminación por hidrocarburos. Parte de la descarga caliente de estos

enfriadores pueden enviarse a la unidad de desalinizacion para mejorar la

eficiencia de la desalinizadora.

El aceite residual del agua de lavado de la desaladora será una fuente de

contaminación debido al incremento de capacidad. La separación de aceite agua

será diseñada para retirar la mayor parte del aceite de la desaladora usando el

separador CPI existente seguido de un separador centrifugo que disminuira aun

más el contenido de aceite hasta 10 ppm o menos. Luego será seguido por una

unidad DAF (Dissolved Air Flotation) o por un lecho de arcilla para absorber el

aceite para asegurar que la corriente de agua residual este debajo de 10 ppm en

aceite y grasas todo el tiempo.

Los metodos exactos que deben usarse y la sensibilidad del océano serán

evaluados durante la preparación la Evaluación de Impacto Ambiental.

Actualmente no se dispone de un estudio batimétrico en Talara para detallar la

topografía del subsuelo. Tampoco, esta disponible la información acerca de las

mareas, corrientes, temperaturas del agua y variación de estaciones. Esta

información ayudara en la determinación de la longitud y localización de la línea

de captación de agua de mar. Para el propósito de este estimado, se asume que

la tubería tendrá una extensión de aproximadamente 300 metros respecto de la

estructura de captación de agua de mar y el sumidero de captación estará

localizado en la superficie, aproximadamente a 100 metros de la costa.

3.2.1.1 Descarga de Agua Residual/ Agua de Mar

La descarga de agua de mar actualmente usa tres salidas. Las salidas están a

una elevación entre las mareas altas y bajas. De acuerdo a las regulaciones

medioambientales, la tubería de descarga debe ser enterrada y extenderse lo

suficientemente adentro de la playa para eliminar el impacto de la contaminación.


3-14

Actualmente, la descarga de agua residual es un flujo combinado por los

Separadores API y CPI. Los separadores API y CPI emiten un olor a

hidrocarburos indicando excesiva descarga de hidrocarburos a la atmósfera. Los

separadores aceite/ agua existentes no están cubiertos lo cual es considerado

inaceptable por las normas y buenas practicas de diseño medioambientales. La

descarga abierta en la playa deja remanentes de manchas de aceite negras en la

arena. Adicionalmente la descarga principal emite olores a hidrocarburos

conforme esta descargando. Este olor sugiere que el aceite y grasas libres en la

descarga están por encima de los límites regulados.

La regulación aplicable más restrictiva para efluentes de aguas residuales es la

que proviene del Banco Mundial. Esta regulación requiere que el sistema de agua

residual debe producir una descarga de agua que no exceda el máximo de 10

ppm de aceite y grasa libre.

La descarga de agua de mar debe ser situada para no mezclarse con el agua

proveniente de la captación y descargar el agua usando dispersadores para

mantener una temperatura que no exceda los 2.5°C en limite de la zona de mezcla

el cual estará 100 metros o menos de la tubería de descarga. Si se usa el agua de

mar proveniente del Océano Pacifico no debería ser un problema con un

incremento de temperatura razonable de 10 to 15°C para el agua de enfriamiento.

Si la fuente de agua de enfriamiento de la Bahía de Talara sube hasta 20°C mas

caliente que el Océano Pacifico seria caro construir un apartato de dispersión que

permitiría que la temperatura esperada se incremente hasta 35°C.

3.2.1.2 Bomba de Agua de mar para Enfriamiento

La fuente de agua de enfriamiento será el Océano Pacifico. A su vez el agua de

enfriamiento del Océano Pacifico vendrá de un sistema de captación de

aproximadamente de 18 metros de profundidad en el océano. Esta agua fluirá a

través de una tubería revestida con concreto a un sumidero, donde habra por lo

menos tres bombas de agua, incluyendo una en espera. El agua de enfriamiento

será bombeado a la refineria para cumplir con las necesidades de agua de

enfriamiento.


3-15

La planta de Osmosis Inversa debe ser alimentada con la corriente de

alimentacion de agua salada lo mas caliente posible y libre de aceite. Una parte

del agua de mar usado como agua de enfriamiento podría ser calentada en un

intercambiador de placas en un circuito cerrado secundario de enfriamiento o un

intercambiador de casco y tubos con tubos de titanio eliminando la posibilidad de

contaminación con hidrocarburos. Como alternativa, el agua de mar caliente

podría ser enviada a la unidad de desalinizacion. En la unidad de desalinizacion,

el agua desalinizada será enviada al sistema de agua de procesos., mientras la

descarga de agua salada será enviada de regreso a la tubería de descarga de

agua de mar limpia.

El uso del Océano Pacifico en lugar de la Bahía de Talara como fuente de agua de

mar de enfriamiento proveerá agua de la mas baja temperatura en época de

verano y de menos vida marina que la actualmente esta siendo usada en la

refineria. El agua de mar aun necesitara ser tratada con cloro usando metodos de

cloración convencional o metodos avanzados que usan niveles bajos de

clorinacion para solamente controlar el crecimiento de la vida marina en el sistema

de agua de enfriamiento.

Las bombas de agua de mar serán especificadas en la fase de diseño detallado.

El material para estas bombas debe ser resistente a la corrosión por agua de mar,

tal como níquel, aluminio y bronce. Los motores y el material de suministro

eléctrico deben ser capaces de resistir el medio ambiente marino incluyendo los

efectos de alguna tormenta.

3.2.1.3 Agua Desalinizada

El agua desalinizada es proporcionada por la planta de Osmosis Inversa que es

operada por la compañia española Pridesa, S.A. Esta planta necesitara por lo

menos duplicar su capacidad actual para suministrar la suficiente cantidad de

agua desalinizada para la refineria ampliada y modernizada. Un suministro de

aproximadamente 1800 gpm será necesario como agua de alimentacion para los

calderos y para la desaladora. Usos adicionales como agua potable será en

adición a este requerimiento básico.


3-16

En el sistema actual, el agua de alimentacion a la unidad de desalinizacion viene

del sistema de enfriamiento con agua de mar de la refineria. Es filtrada a través

de cuatro etapas de filtración antes de ingresar a las membranas de Osmosis

Inversa. La planta opera a 64 bars (~900psig) recubrimientos de FRP, tubería de

entrada de SS y tuberías de PVC en la descarga. La planta actualmente produce

2,200 m3/dia (403 gpm) de agua desalinizada, 1,500 m3/dia (275 gpm) de agua

industrial con 5 ppm de Sólidos Totales Disueltos (TDS) y 700 m3/día (128 gpm)

de agua con 200 – 300 ppm deTDS.

La planta ampliada de Osmosis Inversa recibira el agua de mar caliente del

sistema de enfriamiento con agua de mar. Esto es deseable, debido a que con

una temperatura de agua más caliente la desalinizacion es más efectiva.

La construcción actual en la que se encuentra la Planta de Osmosis Inversa fue

diseñada para duplicar la capacidad dentro de la misma construcción. La

instalación tiene turbinas de recuperación de energía para el mejoramiento de la

eficiencia de la energia interna de la planta.

El agua salada de la planta de Osmosis Inversa será mezclada con el agua de

mar caliente y será retornada al Océano Pacifico.

3.2.1.4 Agua Deionizada para Alimentación a Calderos

El agua desalinizada de la planta de Osmosis Inversa requiere ser deionizada

antes de ser usada como agua de alimentación a calderos. Generalmente los

calderos que operan encima de 600 psi requieren de agua deionizada. En vista

que los calderos operaran a presiones de hasta 1200 psi, la deionizacion es

requerida.

La tecnología de Electrodeionizacion (EDI) debería considerarse para el

tratamiento del efluente de la Ósmosis Inversa antes de su ingreso a los calderos.

Este tecnología es muy importante para lograr la corriente más pura de agua

desalinizada de la planta de Osmosis Inversa. El lecho de regeneración es por


3-17

medio de un campo eléctrico. No se usan productos químicos, pero es limitado a

alimentaciones poco contaminadas.

Una alternativa a la tecnología EDI es la antigua tecnología de deionizacion de

lecho mixto. Esta tecnología funciona pero tiene la desventaja de requerir

regeneraciones alternas con soluciones de soda cáustica y acido sulfúrico. Estos

liquidos necesitan tener disposición y requiriendose neutralizarlos antes de la

descarga.

3.2.1.5 Agua de Lavado para la Desaladora

Los residuos aceitosos del efluente del agua de lavado de la desaladora es una

fuente de contaminación. Se debe considerar centrifugadoras, interceptores de

platos corrugados, separadores (CPI) para remover los residuos aceitosos antes

del ingreso a la tubería de retorno del agua de mar caliente. También se debe

usar una unidad DAF o de absorción por arcilla para asegurar que la descarga

tiene menos 10 ppm de aceite y grasa.

3.2.1.6 Agua de Alimentacion a Calderos

La refineria modernizada requerirá grandes flujos de agua de alimentacion para

calderos, debido al incremento de la generación de vapor. Esta agua es requerida

por los calderos que quemen Flexigas para la producción de vapor que es usado

en la generación de energía.. En adicion, la refineria tendrá bastante calor residual

recuperado como vapor en los economizadores. Esta agua de alimentacion a los

calderos necesitara ser tratada, deareada y bombeada hasta la presión de los

calderos.

3.2.1.7 Bomba de Agua de Alimentacion a los Calderos

Las bombas de agua de alimentacion a los calderos suministrara el agua

deareada desde los tanques de alimentacion hasta la entrada al economizador.

Las bombas suministran la presión necesaria para vencer las perdidas por fricción

en los calentadores de agua de alimentación de alta presión, tubería y la presión

requerida de ingreso al caldero y para la configuración de las válvulas de alivio.


3-18

Las bombas serán capaces de suministrar el 133% del flujo al caldero, incluyendo

la configuración del sistema de desfogue de la válvula de alivio a fin de asentar la

válvula de alivio del caldero. Se tendrá una bomba de relevo.

Los calderos serán equipados con tres bombas de 66%, incluyendo la de espera.

Normalmente con altos requerimientos de vapor, operan dos bombas en todo

momento. Para un requerimiento de vapor del 50% o menos, operara solamente

una bomba de alimentación.

3.2.2 Vapor

Actualmente la refineria produce vapor en un caldero CO, calderos,

economizadores de las chimeneas de los hornos...

En el caldero CO, se admitirá un gas de bajo poder calorífico junto con el aire de

combustión. La cámara de combustión será mantenida a aproximadamente

985°C. La temperatura en la cámara de combustión es controlada por el

combustible y el flujo de aire. Se arrancara el caldero usando gas natural como

combustible para obtener la temperatura de operación de la cámara de

combustión. Una vez que se alcanza la temperatura de operación se hace

ingresar el combustible de bajo poder calorífico en la cámara de combustión. Una

ventaja del Caldero CO es que es confiable y operara a menos de 100% del

diseño sin problemas.

Los calderos CO son normalmente empaquetados y limitados para producir

aproximadamente 300,000 lb/hr de vapor. Esto puede ser superado usando

varios calderos. Adicionalmente el gas combustible de bajo poder calorífico puede

ser mezclado con el gas producido de refineria y usado en los hornos de procesos

existentes. Desde que este combustible es un combustible de bajo azufre, el

control de SOx no es requerido para la combustión. En vista que se usara un gas

con bajo poder calorífico, los gases se quemaran a una temperatura de llama más

baja, por lo que no serán necesarios quemadores que produzcan bajo NOx.


3-19

El vapor generado por este caldero es de 600 psi y es supercalentado. La

presión de este vapor puede ser disminuida para que alimente a las unidades y a

una o mas turbinas para generar energia eléctrica.

La convención refinera para la presión de vapor es como sigue:

Vapor de 600 psi es de alta presión.

Vapor de 450 psi es de mediana presión.

Vapor de 150 psi es de baja presión.

La refinería ampliada y modernizada generara y consumirá vapor.

En el Caso Seleccionado,

La refineria consumirá vapor de mediana y de alta presión. El vapor será producido a

partir de un gas de bajo poder calorífico en un caldero CO

3.2.3 Deareador

El propósito del deareador es eliminar los gases disueltos (N2, O2, NH3, CO2, etc.)

del agua de alimentacion a los calderos y proporcionar una adecuada succión neta

positiva para las bombas de agua de alimentación al caldero. El ingreso del agua

fluye a través de rociadores autoajustados e hidráulicamente balanceados y entra

a la cámara de condensación que esta llena de vapor. El vapor despoja los gases

no condensables del agua de alimentación y el condensado. Los gases no

condensables salen del sistema a través de los venteos del deareador. Luego el

agua fluye en cascada en contracorriente con el vapor y es calentado a la

temperatura de saturación del vapor. El agua deareada fluye por gravedad al

tanque de almecenamiento del deareador como agua de alimentacion para

calderos.

De acuerdo con los estándares de la industria, la presión de operación del

deareador esta basado en la presión requerida por la succión de las bombas de

agua de alimentacion al caldero, el cual también determina la temperatura de

operacion del caldero. La típica práctica de la industria es un tiempo de residencia


3-20

de 5 – 10 minutos en el tanque de almacenamiento del deareador. Este tiempo de

residencia determina el tamaño del tanque de almacenamiento. En un deareador

típico el contenido de oxigeno será reducido a menos de 0.005 cc/L y el CO2 a

cero, ambos son estándares de la industria.

3.2.4 Energia Electrica

La refineria actualmente usa aproximadamente 8 MW de energia. Con la

ampliación la demanda de energia se incrementara. La subestación actual de

corriente eléctrica no admite energia adicional. Tampoco el sistema eléctrico

dentro de la planta.

Fallas de energía ocurren dos veces por año en EEPSA y una ves por mes en el

sistema de distribución interna de Talara. Estas paradas de energía son un

problema para las operaciones de la refinería y será considerado en la

modernización.

La energía eléctrica es actualmente suministrada por EEPSA desde Malacas.

Existen dos circuitos de 33 kV que recorre 6 km desde Malacas a la subestación

de Talara. Luego el circuito de 33 kV es transformado a 2.4 kV para la distribución

de energía a la refineria, donde el consumo de energia es de 7,300 kW.

La energia eléctrica para la refineria será suministrada por turbinas de gas que

quemaran gas combustible de refinería y gas natural y será independiente de la

red local de energia.

3.2.5 Generador a Turbina de Gas

Un generador a turbina a gas hace funcionar una turbina quemando gas, que

puede ser gas de refineria o gas natural. Esta turbina, a su vez, hace accionar un

generador produciendo electricidad. El calor residual de la turbina a gas es

recuperado como vapor. El vapor es usado para el abastecimiento de vapor de


3-21

procesos, tal como es descrito en la sección anterior. Estas unidades se llaman

Generadores de Vapor de Calor Recuperado. ( HRSGs).

La mayor ventaja del HRSGs es que recuperan energia adicional del combustible

usado para hacer funcionar la turbina a gas, y por lo tanto son térmicamente más

eficientes. La mayor desventaja es que requieren mantenimiento regular cada 6

meses. El mantenimiento rutinario estará probablemente disponible en Talara,

pero las reparaciones mayores e inspecciones generales nececitan ser llevados a

un taller de reparaciones probablemente en Lima.

Operacionalmente, sin un sistema de red, se esta sujetos a salir de servicio en

cualquier momento. Si la capacidad adicional no es capaz de manejar el 100% de

la carga en ese momento, todas las unidades saldrán de servicio. Esto requiere

que la operación de las turbinas a gas sea menos del 66% de la carga total. El

100% de la carga total es el punto de operacion mas eficiente para una turbina de

gas con reducciones de eficiencia a medida que la carga disminuye. La eficiencia

y disponibilidad de energia de la turbina de gas depende de la temperatura

ambiente, que hará un poco más complicado el balance de carga a la turbina a

gas.

3.2.6 Gas Combustible

Para el Caso Seleccionado, la refineria ampliada y modernizada requerirá 1920

MM BTU/hr de combustible, incluyendo el gas para la generación de hidrogeno y

energia eléctrica. El gas de refineria proporcionara 850 MM BTU/hr, incluyendo el

exceso de butano que esta incluido en el gas combustible. El Flexicoking

suministrara un adicional de 1099 MM BTU/hr de gas de bajo BTU Se requerirá

una compra adicional de 10 MM BTU/hr de gas natural.

Gas Natural: La refinería esta actualmente comprando gas natural para su quema

en hornos y calderos de la refineria. Este es un elevado gasto que necesita ser

minimizado.

La refineria reconfigurada producirá gas de refineria del Flexicoking, FCC y de los

varios procesos de hidrotratamiento.


3-22

El Flexicoking producirá una gran cantidad de gas de bajo poder calorífico que

puede ser utilizado en la refineria como fuente de combustible.

Gas de Refineria: Es producido por FCC, el Flexicoking, y las

hidrodesulfurizadoras. Incluye también el exceso de butano que no puede ser

mezclado con el GLP. El butano será usado para ajustar el RVP de las gasolinas.

Gas de bajo BTU: Este gas tiene un contenido calorífico de 130 BTU/scf y es

producido por el Flexicoking, y esta también en el gas producido de FCC. Puede

ser quemado en hornos usando quemadores especiales. También puede ser

quemado en un caldero CO.

3.2.7 Planta de Hidrogeno

La tecnología seleccionada para la producción de hidrógeno es la reformación de

metano con vapor. Haldor Topsoe tiene una gran experiencia con esta tecnología,

que puede ser extendida para producir metanol. Su tecnología es capaz de usar

gas natural, gas de refineria, butano o nafta liviana como alimentación, otorgando

flexibilidad a la refineria en su operación. Por estas razones la tecnología de

Haldor Topsoe fue usada para el caso óptimo. La unidad consumirá el gas

combustible de refineria o nafta como hidrocarburo de alimentación.

El Flexigas no se puede usar como fuente de hidrocaburos de alimentación para la

producción de hidrógeno. El Flexigas del Flexicoking será usado como fuente de

gas combustible, no como gas de alimentacion de procesos en la planta de

hidrógeno. La unidad consumirá flexigas mezclado con gas combustible de

refineria, para uso como gas combustible.

Están en uso otras tecnologías de reformación de metano. Ninguna tiene un uso

tan difundido como la tecnología de Haldor Topsoe.

Diagramas de flujo se presentan en las Figuras 3A y 3B.


3-23

Figura 3 A


3-24

Figura 3 B


3-25

3.2.8 Aire de Instrumentos

El sistema de aire de instrumentos es inadecuado para el funcionameimto de la

nuevas unidades que se agregaran a al modernización. Para la refineria ampliada,

la presión del sistema debería ser incrementado a 125 – 150 psig. El sistema

actual opera a 50 psig.

Los compresores actualmente en servicio (con aceite) deberían ser reemplazados

con compresores libre de aceite. Los actuales secadores de aire son secadores

Pressure Swing Adsorption (PSA). Los acumuladores de salida tienen una

presión desconocida, que significa que pueden o no pueden ser capaces de

resistir altas presiones. Se recomienda que estos acumuladores sean

reemplazados por otros. Los nuevos recipientes serán colocados antes y después

de los secadores de aire. Esto asegura que cuando un compresor se pare, la

refineria tendrá todavía abastecimiento de aire de instrumentos hasta que otro

compresor este en servicio.

3.2.9 Planta de Nitrógeno

Se recomienda una planta de nitrógeno Pressure Swing Adsorption (PSA) para

purgar los equipos del aire antes de entrar en servicio con los hidrocarburos. El

gas nitrógeno es producido del aire por absorción con tamiz molecular. Este

proceso usa un carbón basado en tamiz molecular que preferentemente elimina el

oxígeno del aire. El nitrógeno se necesita para inertizar los recipientes antes de

introducir hidrocarburos, limpiar el sistema de aire de instrumentos y proporciona

una capa para mantener los productos secos.

3.2.10 Cálculos

El balance de servicios auxiliares esta dado en la Tabla 3.1, tal como es

presentada en la Sección 3.1.

El BTU disponible esta dado en la Tabla 3.2 y fue multiplicado por .00029 para

convertirlo a KW. El KW fue multiplicado por .35 para incorporar las ineficiencias

en el sistema de vapor y luego dividirlo por 1000 para convertirlo a MW.


3-26

3.3 Diagrama de Flujo Conceptual de Procesos

La Figura 3.2 muestra el sistema de agua de enfriamiento y el flujo hacia y

desde la Planta de Desalinización de Agua...

La Figura 3.3 muestra el Sistema de Gas Combustible, incluyendo el gas de

refineria, gas natural, gas de FCC y Flexigas.

La Figura 3.4 muestra el sistema de vapor.

La Figura 3.5 muestra el sistema eléctrico

La Figura 3.6 muestra el flujo del gas combustible, vapor y energia hacia y

desde la refineria ampliada y modernizada y como ellos están

interrelacionados.


3-27

Figura 3- 1 Sistema de Agua de Enfriamiento


3-28

Figura 3- 2 Sistema de Gas Combustible


3-29

Figura 3- 3 Sistema de Vapor


3-30

Figura 3- 4 Sistema Eléctrico


3-31

Figura 3- 5 Sistema de Vapor, Gas Combustible y Electricidad


3-32

3.4 Diagramas y Descripciones de los Procesos Conceptuales

Ver los diagramas 3A al 3.6 en la in Seccion 3.2.

3.5Unidad de Consumo de Productos Químicos

Ver Tabla 2.8.

3.6Efluentes Liquidos y Emision de Gases

Estas cubiertos en el reporte medioambiental

3.7Razones Técnicas para el descarte de Opciones

El Caldero de Lecho Fluidizado (CFB) fue incluido como una opción para quemar

coque de petróleo para producir vapor y energia , esta unidad esta diseñada para

quemar carbón que tiene un contenido más elevado de cenizas que requiere la

adición de arena para reemplazar las cenizas. Además para parcialmente

reemplazar el carbón y principalmente para controlar las emisiones de SOx se

añade piedra caliza junto con el coque en la cámara de combustión. El caldero

CFB requiere cerca de tres veces la cantidad estequeometrica de piedra caliza

para una operación adecuada cuando se usa coque. Esta opción fue desechada

desde que toda la piedra caliza tendría que ser traída desde un lugar distante de

la refineria. El caldero CFB tiene un costo de capital más elevado que el Caldero

de Lecho Fluidizado (FBB).

El caldero lecho fluidizado (FBB) fue una mejor opción por su costo mas bajo que

el CFB y solamente requiere la cantidad estequeometrica de piedra caliza para

operar apropiadamente con poca arena. Esta opción fue descartada cuando se

decidió usar el flexicoking y enviar el coque a una planta cementera.

3.8Inversión

La inversión total para los servicios auxiliares en el caso seleccionado esta dado en la Tabla 3.3.


3-33

3.9Requerimiento de Mano de Obra

El sistema de servicios auxiliares requerirá tres operadores de panel y dos en la

planta. Se requerirá un supervisor y un ingeniero, si bien este personal puede ser

compartido con otras funciones de la refinería.

3.10 Plan de Implementación

El plan será implementado en la construcción y arranque del nuevo sistema y

parando el sistema antiguo.

El sistema de enfriamiento con agua de mar se pondrá en servicio antes que el

sistema antiguo sea parado. En este arranque, se establecerá el flujo hacia y de

la planta de desalinización. El agua caliente será segregada de los otros

efluentes, y la salmuera de la planta de Osmosis Inversa será mezclada con el

agua caliente efluente antes que la existente unidad sea parada.

El arranque de la planta de desalinizacion será efectuado por Pridesa.

El agua de alimentacion del caldero será tratada y deareada antes del arranque.

Este sistema se necesitara que arranque y funcione antes que se intente arrancar

el caldero. El sistema de tratamiento existente puede o no puede ser adecuado

para la refineria ampliada.

La nueva refineria tendrá nuevos calderos para la generación de vapor de alta

presión. Estos calderos serán usados conjuntamente con el caldero CO existente.

El actual conjunto de calderos en la refineria serán operados y posiblemente

removidos cuando entren en funcionamiento los nuevos.

La refineria ampliada requerirá una nueva subestacion y línea de energia. Se

efectuaran diseños para mejorar y manejar los requerimientos de energia en el

arranque. El sistema eléctrico existente esta limitado por la capacidad y el voltaje.

Las mejoras eléctricas deben ser instaladas antes del arranque de la refineria

ampliada.


3-34

El gas combustible se necesitara para arrancar la planta. Después del arranque,

la refineria generara, grandes cantidades de gas y Flexigas que serán usados

como combustible de la refineria y para producir hidrógeno. Se necesitara

comprar algún volumen de gas natural. El Flexigas que no es consumido se

convertirá en coque para no generar mucho flexigas.

La planta de hidrógeno necesitara estar en línea y funcionando antes del arranque

de las unidades que consumen hidrógeno, tales como las hidrodesulfurizadoras.

La planta de hidrógeno se arrancara con gas natural y luego convertida a gas de

refineria (como materia prima) y Flexigas (como combustible). La planta de

hidrógeno solamente producirá hidrógeno lo necesario para que la refineria

funcione y complementara el hidrógeno de la reformadora.

La planta de nitrógeno estará en línea antes del arranque de las unidades de

proceso de hidrocarburos. Esto se debe a que los recipientes en la refineria

necesitaran ser purgados con nitrógeno y deben estar libres de oxigeno antes del

arranque.

Arthur D. Little Conceptual Engineering Report Project No. 10-371257 ENGlobal Engineering, Inc. Document 10-371257-004 Rev. 2

4-1

Tabla de Contenidos

4 Control e Instrumentación .........................................................................................34.1 Introducción.......................................................................................................34.2 Estándares y Códigos ........................................................................................44.3 Sistemas Existentes ...........................................................................................4

4.3.1 Destilación de Crudo ..................................... ¡Error! Marcador no definido.4.3.2 FCC ...............................................................................................................44.3.3 Servicios Auxiliares 54.3.4 Almacenamiento de Productos y Transferencias ...........................................54.3.5 Sistema de Agua Contraincendio ..................................................................54.3.6 Terminal de Carga de Productos....................................................................64.3.7 Tratamiento de Agua de Lastre......................................................................64.3.8 Subestaciones Eléctricas................................................................................64.3.9 Separadores de Aceite ...................................................................................6

4.4 Sistemas de Control Integrado Propuesto ..........................................................74.4.1 Vista Panoramica ..........................................................................................74.4.2 Sistemas de Control Distribuido ....................................................................94.4.3 Sistema SIS ................................................................................................104.4.4 Almacenamiento y Movimiento de Crudo ...................................................124.4.5 Administración de Activos ..........................................................................134.4.6 Control Avanzado de Procesos ....................................................................134.4.7 Sistema de Televisión de Circuito Cerrado..................................................134.4.8 Sistema de Comunicación............................................................................144.4.9 Sistema de Detección de Gas y fuego ..........................................................154.4.10 Instrumentación .......................................................................................164.4.11 Protección de Instrumentos Remotos ......................................................164.4.12 Sistema de Analizadores..........................................................................174.4.13 Monitoreo continuo de Emisiones ...........................................................174.4.14 Reunión de Transferencia en Custodia ....................................................184.4.15 Infraestructura de las Comunicaciones ....................................................18

4.5 Ejecución del Proyecto y Programa del Proyecto............................................194.5.1 Contratista de la Automatización Principal..................................................194.5.2 Modernización Front End Engineering & Design.........................................204.5.3 Ingenieria Detallada.....................................................................................214.5.4 Prueba..........................................................................................................224.5.5 Prueba Factor de Aceptacion .......................................................................234.5.6 Prueba de Aceptacion Integrada ..................................................................234.5.7 Prueba de Aceptacion en el Sitio .................................................................234.5.8 Verificación .................................................................................................23

4.6 Instalación .......................................................................................................244.7 Opciones y Recomendaciones .........................................................................24

4.7.1 Herramientas de Productividad de Ingenieria ..............................................244.7.2 Pre-Selección de Vendedores.....................................................................254.7.3 Red de Analizadores/Acceso Remoto .........................................................254.7.4 Sistema de Monitoreo de Emisiones Continuo ............................................25


4-2

4.7.5 Medición de Tanques de Productos .............................................................254.7.6 Sala de Control Central...............................................................................26


4-3

4 Control e Instrumentación

4.1 Introducción

La intención de este capitulo es describir en un nivel alto, el alcance del trabajo y

la funcionalidad que se espera del nuevo sistema de control que es parte de la

ampliación y modernización de la Refinería Talara.

A un nivel conceptual el alcance del trabajo incluye la instrumentación y control

asociado con las nuevas unidades de proceso y la modernización de lo que se

conserven de las unidades de procesos modificadas.

La filosofía para la ejecución del sistema de control es tener tantos sistemas

como sea posible e instalados en sistemas de protección/ edificios para permitir

una completa prueba integrada de las partes mas importantes del sistema antes

de su embarque. Esto dará una significativa reducción en la duración y los

recursos requeridos para la instalación del equipo y prueba de aceptación

también, ambos en el sitio.

Debido a que ninguno de los suministradores de tecnología han sido

seleccionados y contratados por PETROPERU la información de los equipos es

general y el número de analizadores no esta disponible en esta etapa. Sin

embargo el, sistema I/O y el numero de analizadores proveerán adecuada

información para estimar los costos de instrumentación. Los detalles de que

instrumentación y analizadores son requeridos estarán disponibles en el FEED y

en la fase de la ingeniería detallada.

La lista de equipos durante la fase de factibilidad del proyecto será solamente un

estimado de que es lo que se requiere, en vista que los vendedores de

tecnología tienen diferentes listas de los equipos que son requeridos para que

su tecnología funcione apropiadamente. Una lista de equipos detallada se

generara durante el diseño detallado cuando todos los suministradores de

tecnologías sean contratados para abastecer todos los detalles de su tecnología

al contratista del diseño detallado.


4-4

4.2 Estándares y Códigos

IEC 61508 Part 1 - 7: Functional safety of E/E/PES safety-related

system

ISA 5.1 1984 Instrumentation Symbols and Identification

ISA 5.3 1983 Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display

Instrumentation, Logic, and Computer Systems

ISA 5.4 1991 Instrument Loop Diagrams

NEC 2008 National Electrical Code

NFPA 72 National Fire Protection Association

4.3 Sistemas Existentes

Detalles de los sistemas de control de las unidades se indican mas abajo:

4.3.1 Unidad de Destilación Primaria

Actualmente la Unidad de Destilación Primaria tiene el sistema Siemens DCS y

APACS SIS y usa los instrumentos de campo HART, si bien los instrumentos

están operando como aparatos convencionales de 4-20mA . La modificación

estará asociada a los cambios en los procesos; la incorporación del DCS/SIS en

la refinería ampliada, la arquitectura y la integración de la data del HART.

4.3.2 Unidad de Craqueo Catalítico Fluido (FCC)

La unidad FCC es actualmente 80% neumática con controladores aislados.

Algunos subsistemas electrónicos están presentes e incluyen controles para las

válvulas hidráulicas, gobernadores electrónicos en los sopladores, e indicadores

de temperatura múltiple. El tratamiento de Agua Residual asociada con esta

unidad tiene un sistema PLC híbrido. Toda la instrumentación y controles serán

reemplazados con la nueva instrumentación HART integrada en un nuevo

sistema DCS y SIS. Este sistema también será integrado a la refinería.


4-5

4.3.3 Utilities

La Planta de Servicios Auxiliares tiene una sala de control separada y es 95%

neumática con controladores de panel.

Los dos calderos tiene controladores neumáticos con sistemas de

quemadores electrónicos

El control de aire de instrumentos y de planta son completamente

neumáticos.

La desmineralización es actualmente operada a través de una secuencia

electrónica obsoleta.

Toda la instrumentación y control serán reemplazados con el nuevo sistema

HART de instrumentación integrada en un Nuevo sistema DCS y SIS. Esto

también será integrado a toda la refinería.

4.3.4 Transferencia y Almacenamiento de Productos

El sistema PLC esta actualmente instalado para hidrocarburos y la transferencia

en custodia del GLP. Estos Sistemas son obsoletos y requerirán reemplazo e

integración en toda la refinería

4.3.5 Sistema de Agua Contra Incendio

El complejo tiene dos estaciones de agua contra incendio, el sistema de agua

salada tiene data que es transferida al sistema Jetty Loading Control SCADA,

mientras que el sistema de agua fresca tiene un sistema PLC que se comunica

con la estación Contra Incendio. No existe coordinación entre los dos sistemas.

Estos sistemas son obsoletos y requerirán reemplazo. La integración incluirá

coordinación del control de los dos sistemas; la habilidad para monitorear y

controlar desde el Edificio de Control principal y la estación; y la integración en el

sistema de la refinería. Se prevee que las bombas de agua contra incendio

serán trasladadas desde el muelle al sumidero de captación para prevenir

arenamiento y serán mejoradas a bombas verticales a diesel. El sistema de


4-6

agua fresca será reemplazado con un tanque contra incendio de agua fresca y

nuevas bombas eléctrica y a diesel. Todas las bombas de agua contra incendio

serán controladas desde la sala de control principal.

4.3.6 Terminal de Carga de Productos

El Terminal de Carga de Productos esta controlado por un antiguo Allen Bradley

PLC 1990’s. Este sistema es obsoleto y requerirá reemplazo e integración en el

sistema de la refinería.

4.3.7 Tratamiento de Agua de Lastre

El sistema de Tratamiento de Agua de Lastre esta controlada por un antiguo

Allen Bradley PLC 1990’s que se comunica con el Terminal de Carga de

Productos vía DH+. Este sistema es obsoleto y será retirado cuando el sistema

de tratamiento de agua de lastre sea retirado, en vista que el agua de lastre no

estará presente cuando empiece la ampliación de la refinería.

4.3.8 Subestaciones eléctricas

La subestación principal tiene un sistema de monitoreo basado en un PC que

utiliza los relevos conectados vía Modbus. Este sistema es obsoleto como lo es

la subestación principal que será reemplazada con un sistema de alto voltaje y

de capacidad más grande. Los controles desde la nueva subestación principal

estarán integrados a todo el sistema de la refinería y será controlado desde la

sala de control principal.

4.3.9 Separadores de Aceite

Los Separadores de Aceite son en parte control on/off control y en parte manual.

Este sistema es obsoleto y será demolido y modificado junto la demolición y

mejoramiento del sistema de tratamiento aceite/agua. El nuevo sistema de

tratamiento de agua segregada de residuo estará controlado no solamente

localmente sino que interactuara con la sala de control principal con el monitoreo

y el control de calidad disponible en línea y alarma a la sala de control central.


4-7

4.4 Sistema Propuesto de Control Integrado

4.4.1 Vista panorámica

El sistema de control estará constituido por:

Sistema de Control Distribuido (DCS)

Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS)

La interface primaria sera a travez los graficos DCS. Estos graficos seran

Abnormal Situation Management (ASM).

Los sistemas DCS y SIS estarán fuertemente integrados con el sistema,

sincronizados para mantener la data en el caso que se que se interrumpa la

integridad de los datos históricos. Esta integración incluirá los detalles estándar

del SIS mostrados gráficamente en las Consolas DCS.

En adición se suministraran los siguientes subsistemas los cuales se

comunicaran y serán integrados con el DCS:

Detección de Gas y Fuego (F&G en ingles)

Monitoreo Continuo de Emisiones (CEMS, en ingles)

Mediciones de Transferencias en Custodia

Analizadores

El método preferido para la comunicación entre los subsistemas y el DCS será a

través OPC. Si la interfase OPC no esta disponible entonces el Modbus es una

alternativa aceptable.

Para la interfase de los actuales equipos de los subsistemas (i.e. control de

turbinas, sistema Jetty SCADA, etc) el método preferido será vía OPC, si esta


4-8

disponible, con el Modbus siendo una alternativa aceptable. Si estos

subsistemas no apoyan protocolos de comunicación entonces se debe pensar

en reemplazarlos.

Con el DCS se tendrán las siguientes aplicaciones:

Control Regulatorio Avanzado.

Unidad de Optimización de Procesos.

Manejo de Activos.

Balance de Material Masico.

Almacenamiemto y Movimiento de Crudos.

Detección de Fugas en Tuberías (si es aplicable).

Registro y alarma acerca de los parámetros medioambientales.

Historización (PI).

Manejo de Alarmas.

Para el apoyo a las operaciones a cada unidad se le proveerá de:

Sistema de Intercomunicadores.

Circuito Cerrado de Televisión.

Toda la instrumentación de campo será apoyada por el protocolo HART. Los

datos del HART serán apoyada con el sistema DCS para el funcionamiento del

mecanismo o si esto no es apoyado entonces se proveerá la Aplicación

PC/Host. Estos datos estarán disponibles para el uso futuro en el Manejo de

Activos y/o Sistema de Administración de Mantenimiento.


4-9

4.4.2 Sistema de Control Distribuido

El DCS será la última tecnología basada en una arquitectura “abierta”. Esto

quiere decir que el sistema tendrá la capacidad para integrarse e intercambiar

información con otros subsistemas y equipos de otros vendedores.

El sistema hardware y software del DCS será de ultima versión, con pruebas

exitosas y probadas en aplicaciones similares para configurar el funcionamiento

de Control Avanzado sin modificaciones del hardware suministrado.

El Contratista será responsable de preparar la especificación detallada que

reúna todos los requerimientos funcionales del sistema. El Contratista también

será responsable de la ingeniería total del sistema, incluyendo arreglos de

gabinete/ consola, compatibilidad de equipos, carga y distribución de energía,

protección del circuito, tamaño del cableado, sistema a tierra y los

requerimientos de hardware y software para el DCS y los subsistemas.

El Contratista proveerá el hardware, organización de gabinetes, documentación,

cables de interconexión y todos los servicios del proyecto incluyendo el

suministro del DCS con el montaje del hardware de la consola y de todos los

otros equipos y servicios. El suministro de los Contratistas incluirá, pero no

estará limitado al sistema redundante del hardware, hardware de entradas

redundantes, requeridos para hacer interfase con el sistema SIS / Computadores

de flujo / Sistema de Administración de Activos / Sistema de Administración de

Alarmas y otros mecanismos, estaciones de trabajo, cableado de la consola con

anunciador, botones de arranque, selectores de cambio, lámparas indicadoras,

e impresoras con pedestales, etc.

El hardware DCS será segregado por unidad de proceso. El alcance del

Contratista incluirá también suministro de software y configuración del software

para todo el sistema DCS incluyendo el software para integración del sistema

DCS y SIS, alarmas y sistema de manejo de reportes, controlador primario red

de control de la planta e impresoras a color, etc. La integración usada como la


4-10

que se menciona arriba es más avanzada y más deseable que una integración

RTIS.

El Contratista proveerá todo el hardware y el software necesario para una

comunicación con fibra óptica entre el control central y las otras instalaciones ,

que incluye el DCS remoto y el equipo en los edificios RIE; Analizadores ;

sistemas CEMS; Sistemas de Mediciones ; Sistemas CCTV ; subsistemas

Tercer Paquete y redes la planta. Este alcance del suministro incluirá paredes

contra incendio, cables de fibra óptica, paneles, etc.

Como parte del estudio C-HAZOP, todo el sistema de control (DCS & SIS) y

sistemas asociados como Sistema de Medición de Tanques, computación,

interfaces etc, tendrá un análisis Hazop.

El Contratista también será responsable de proveer los siguientes servicios:

Sistema de Emsamblaje.

Prueba del sistema en el sitio.

Sistema de Operación, entrenamiento en ingeniería y mantenimiento.

Sistema de verificacion instalado.

Circuito de Transferencia / servicios de cortes calientes y de arranque.

El Contratista proveerá un protocolo y llevara a cabo una Prueba de Aceptación

integrada de Fábrica. Esto incluirá todos los subsistemas.

El Contratista proveerá una lista de sistemas redundantes recomendados y una

lista de pruebas especiales de equipos requeridos para un apropiado

mantenimiento del sistema propuesto así como una lista de cualquier programa

especial/ opciones requeridas para lo indicado líneas arriba.

4.4.3 Sistemas SIS

El sistema Redundante Modular Triple (TMR) y el Redundante Modular

Cuadruple (QMR) son los únicos Sistemas de Arquitectura, lo cual es aceptable.

El sistema SIS propuesto por el Contratista proveerá salvaguarda funcional para


4-11

varias unidades y equipos asociados. Estos sistemas serán con aprobación

TÜV- y la implantación será de acuerdo con el IEC 61508. Un estudio SIL será

efectuado para determinar la clase AK y el correspondiente nivel SIL.

El Contratista realizara el diseño y la ingeniería de todos los hardware;

configuración de I/O; configuración de la comunicación SIS - DCS; configuración

de las aplicaciones DCS asociadas, alarmas y gráficos. Se proveerán de

interruptores claves para pruebas en línea del sistema SIS y para el

mantenimiento de las funciones de by-pass.

Cuando estos sistemas SIS reemplacen al PLC existente y al sistema de

relevos, el Contratista propondrá una ejecución para la implementación de las

modificaciones requeridas con las mínimas interrupciones para las plantas de

procesos. El plan de ejecución propuesto incluirá las implicaciones

operacionales, se establecerá claramente como se implementara y probara en

línea todas las modificaciones planeadas, con el mínimo problema para la

operación. Los sistemas SIS serán configurados para realizar las funciones

como se detallan en el actual sistema SIS de Causa y Efecto y/o Diagramas de

Secuencia Lógica y/o escalas lógicas y/o diagramas de cables donde las

unidades de procesos no serán modificadas. El Contratista verificara los

diagramas contra el actual, del Sistema de Seguridad Actual. Para las nuevas

unidades de procesos o donde las modificaciones de la unidad existente

impacten el sistema SIS, el Contratista proveerá diagramas de causa y efecto y

la documentación asociada.

Cada uno de los sistemas SIS será completamente probado durante los trabajos

del Contratista en el Sistema SIS FAT. La interfase y la integración con el DCS

será probado durante la prueba de Aceptación Integrada (FAT) de los sistemas

que incluirá la provisión de todas las pruebas requeridas en las instalaciones,

pruebas de panel, donde las señales de todos los ingresos y salidas pueden ser

simulados por interruptores y lámparas con la correspondiente categoría I/O,

características, estaciones de trabajo temporal, estaciones para facilitar un FAT

completo del nuevo hardware y aplicaciones. Durante el FAT integrado un


4-12

subconjunto de I/O será probado para validar y confirmar la integración del SIS

con el DCS.

El Contratista recomendara la lista de repuestos y una lista de equipos de

pruebas especiales requeridos para un mantenimiento apropiado para el sistema

propuesto, así como también programas especiales y opciones requerido para

lo indicado líneas arriba.

4.4.4 Almacenamiento y Movimiento de Crudos

La aplicación de Almacenamiento y Movimiento de Tanques (OM&S) funcionara

en la plataforma DCS seleccionada. Esta aplicación optimizara el planeamiento y

la ejecución de todos los aspectos de inventarios de productos., mezcla de

productos y embarque. La aplicación proveerá la siguiente funcionalidad:

Proveer manejo de inventario y de reporte.

Optimizar el uso del almacenamiento del patio de tanques.

Programas de mezcla y transferencia de productos.

Manejo de producción por lotes, mezclas y embarques.

Minimizar el potencial de contaminación de productos.

Proveer selección automatizada, aislamiento, alineamiento y ejecución del movimiento de productos..

Cumplimiento obligatorio de los reglamentos y de las políticas operacionales y de procedimientos para prevenir el mal uso o daños en los equipos.

Proveer balances de materiales y reconciliaciones.

Proveer de reportes y datos históricos.

Como parte de la Administración de Inventario, exactitud de la transferencia de

custodia (+1 mm), se instalara la medición de tanques (radar o servo

mediciones) en todos los tanques de almacenamiento.


4-13

4.4.5 Administration de Activos

El sistema de Administración de Activos (AMS) será un producto estándar, que

esta dentro del sistema de control DCS. El sistema de Administración de Activos

recibe data los dispositivos de campo y los transforma en un formato que es

utilizable por la Operación de la Planta y del Mantenimiento que permitirá tomar

decisiones para la mejor disponibilidad de planta y de la productividad.

4.4.6 Control Avanzado de Procesos

El Control de Avanzado de Procesos (APC) se aplicara a las unidades de

proceso para maximizar el rendimiento; disminuir costos de producción;

asegurar la calidad de los productos ajustando automáticamente cambios en las

condiciones de los procesos. El APC usara controladores multivariables y

Optimización en Tiempo real para lograr estos objetivos.

4.4.7 Sistema de Televisión en Circuito Cerrado

El sistema CCTV será un sistema en red basados en cámaras IP localizados en

puntos de seguridad y de áreas de procesos críticos en toda la refinería. Las

cámaras estarán fuera y tendrán lentes duales que permitirá monitorear en

forma continua de día y de noche

Las cámaras estarán en red usando la red de fibra óptica de la planta y cableado

Ethernet. Para lugares remotos de la planta donde las redes de fibra /cobre no

sean accesibles se consideraran radios digitales de Ethernet. Para lugares

peligrosos, se montaran cámaras con cubiertas a pruebas de explosión con un

lente de vidrio.

Se colocaran computadoras especiales en CCR para monitorear y registrar la

actividad de las cámaras. Todos los software de videos y registro de

funcionalidad están integrados a la cámaras. Se verán las múltiples cámaras

desde una computadora.


4-14

El Contratista será responsable de preparar la especificación que reúna los

requerimientos de funcionalidad del sistema CCTV durante la ingeniería

detallada. El número de cámaras y su localización será definida en esta etapa.

4.4.8 Sistema de Intercomunicadores

El sistema de intercomunicación será un microprocesador controlado

intercambiable y libremente programable. La programación será por medio de un

software amigable.

El sistema de intercomunicadores tendrá un modulo procesador para el control

de intercambio con la central. Los diagramas de expresiones y otros, tal como

todas las llamadas, llamadas en grupo, llamadas de alarma, llamadas

prioritarias, conferenciamiento etc., estarán incluidos en el modulo procesador

como uno que será reprogramable en el sitio usando una PC laptop con el uso

de una estructura amigable del menú para el usuario . Se proveerán distintos

botones para varios tonos y su reasentamiento. El sistema de comunicación

central tendrá incorporado una unidad de diagnostico de falla que usara módulos

de monitoreo y prueba.

El sistema de intercomunicación tendrá pero no se limitara a lo siguiente:

Sistema de Intercomunicación basado en un Microprocesador.

Prueba de Explosión / estaciones a prueba de cambios climáticos / la estación será clasificada y adecuada como área peligrosa.

Prueba de Explosión /parlantes a prueba de climas externos adecuados para clasificación para área peligrosa.

Estación de llamadas conveniente para áreas no clasificadas para uso interno o externo.

Todas las estaciones exteriores serán protegidas con cabinas acústicas industriales.


4-15

Estaciones principales, interfaces, instalaciones para comunicaciones, intercomunicador individual/parte/ instalaciones de conferencias/alarmas y otras instalaciones, etc.

Todos los montajes complementarios de soportes y cableado.

El número de unidades de control central (intercambio central) serán igual al

número de unidades de proceso, los aparatos periféricos, parlantes, etc., serán

definidos en la ingeniería detallada.

4.4.9 Sistema de Detección de Gas y Fuego

El sistema de F&G será certificado de acuerdo al NFPA 72 (2002). El sistema

incluirá paneles independientes autónomos para apoyar los requerimientos de

detección de fuego y gas en varias áreas de proceso. Los paneles F&G serán

localizados en los edificios RIE o edificios eléctricos existentes. Cada panel

incluirá lo siguiente:

Controlador y modulos I/O.

Panel local de visualización para monitoreo.

Suministro de energía y batería de reserva NFPA 72.

Modbus o interfase OPC para integración a DCS.

Cada panel tendrá capacidad I/O para apoyar los siguientes mecanismos:

Detectores de gas combustible.

Detectores de H2S.

Detectores de fuego.

Faro/Luz intermitente.

Arrancadores.


4-16

Sistemas de eliminación de fuego

Cada panel F&G podra incluir las pruebas de fabrica del contratista y del

propietario en la instalación del vendedor.

Cada panel F&G estará disponible durante la Prueba de Aceptación Integrada

de Fabrica para la prueba con el sistema DCS y SIS.

El Contratista será responsable por la especificación del sistema F&G durante la

ingeniería detallada que incluirá:

Cantidad de aparatos de campo.

Localización de aparatos de campo.

Localización de paneles.

Detalles de instalación.

4.4.10 InstrumentaciÓn

Todos los transmisores de campo y posicionadores de válvula apoyaran el

protocolo digital HART.

4.4.11 Protección de Instrumentos Remotos

Se han incluido tres edificios RIE en el alcance de este estudio para permitir la

instalación del equipo de control para que este cercano a las unidades de

proceso mientras tenga una performance de control para un área segura fuera

del área de procesos. Las actuales salas de control DCS pueden ser usados

como edificios RIE.

El RIE tendrá gabinetes para equipos DCS; gabinetes para equipos SIS;

gabinetes y equipos el Tercer Subsistema; e infraestructura de comunicaciones

asociadas. El RIEs también tendrá un Sistema Ininterrumpible de Energía

dimensionado para que pueda abastecer a los equipos dentro del edificio por un


4-17

periodo de 20 minutos en caso de falla de corriente. El edificio será presurizado

y tendrá un HVAC redundante e incluye detección y supresión de fuego. El

estimado actual para cada edificio es de 14’ ancho por 40’ de longitud y 13’ de

altura; estas dimensiones serán confirmadas durante la ingeniería de detalle.

Cada uno de los edificios RIE tendrá equipos de control para múltiples unidades

de procesos; con el equipo de cada unidad de proceso siendo físicamente

segregada. Todo el sistema de cableado dentro del edificio tendrá que ser

completado y probado con el equipo de la Sala de Control Central y otros

subsistemas antes de su embarque. Cuando se tengan detalles disponibles se

puede solicitar una propuesta específica al grupo de sistemas de ENGlobal.

4.4.12 Sistemas de Analizadores

Los analizadores serán suministrados como sistemas en paquete, que incluirán

los analizadores instalados en cubiertas prefabricadas con muestreo, drenaje,

sistemas de purgas necesarios para la operación de los analizadores

individuales. En adición todo el sistema de sondas y de muestreo será parte del

alcance del suministro. Para la base de este estimado hemos asumido que abra

cinco protectores de analizadores, cada uno con cinco analizadores

4.4.13 Monitoreo de Emisiones Continuas

Los analizadores CEMs serán suministrados para monitorear SO2, NOx, O2,

CO, CO2 y Opacidad. Estos serán suministrados como un sistema en paquete

que incluye el controlador CEMs y los analizadores instalados en cubiertas

prefabricadas que tienen sistemas de muestreo, drenaje, venteo, sistema de gas

de arrastre y de purga necesaria para la operación del analizador individual. En

adición algunas sondas y/o sistemas de muestreo serán parte del alcance del

estudio. Para la base de este estimado hemos asumido que habrá cinco

protectores de analizadores cada uno con cinco analizadores

El controlador CEMs comunicara y pasara la data al DCS a través de una

interfase OPC.


4-18

4.4.14 Medición Transferencia en Custodia

Se asume para el propósito del Estudio de Factibilidad que la medición de la

transferencia en custodia será requerida para las siguientes corrientes:

Crudo.

GLP.

Gasolina – Bajo Octanaje.

Gasoline - Medio Octanaje.

Gasolina – Alto Octanaje.

Turbo A-1.

Diesel.

Petróleos industrials.

Ácido Sulfúrico.

Agua.

Se proveerán de dos medidores para producto, estos podrian ser de flujo

multivariable de Coriolis no intrusivo y untransmisor de densidad.

4.4.15 Infraestructura de las Comunicaciones

La red existente de fibra óptica se usara o se ampliara para apoyar a los nuevos

procesos y el edificio de control. Las áreas de los nuevos procesos estarán

enlazadas con la sala de control principal vía cables de fibra óptica redundante.

El cable de fibro optica estara fuera con proteccion. El número de hilos por cable

será especificado para apoyar la topología del nuevo sistema de control. Se

prefieren cables separados para las fibras redundantes con el fin de suministrar

integridad al sistema.


4-19

Para lugares remotos de la planta donde la red de fibra/cobre no es accesible se

consideraran radios digitales. De preferencia se debe cablear todo el control, de

la planta y sistemas de interfase donde sea posible.

El Contratista será responsable de la especificación de las fibras ópticas de la

planta y los requerimientos de comunicación durante la ingeniería detallada.

Se considera un estimado de 10 Km. de fibra óptica para todas las nuevas y

existentes áreas de procesos.

4.5 Ejecución del proyecto y Programa del Proyecto

4.5.1 Contratista de la Automatización Principal

En esencia desde una perspectiva de sistemas de control hay dos proyectos

aprobados en Talara

i. Reemplazo del equipo de control obsoletos existentes con un sistema

moderno de control.

ii. Construcción de nuevas unidades de procesos, con probablemente

diferentes licenciadores de /EPCs en diferentes lugares.

Esto añade complejidad a la ejecución del proyecto y requiere alto grado de

coordinación entre los equipos del proyecto para asegurar que la

implementación de los sistemas de control sea consistente; proveyendo

operadores de planta con el mismo “parecer y sentimiento” y consistencia en los

enfoques de ingeniería para facilitar el mantenimiento futuro y modificaciones en

el largo plazo y simplificación de la implementación; y las actividades de antes

de puesta en marcha y puesta en marcha en el corto plazo.

Para lograrlo el Contratista de Automatización Principal ( MAC) debería asignar

este objetivo al principio del proyecto. La función del MAC será establecer los

estándares para el diseño e implementación de los controles, en parte serán

documentos estándar y también incluirá el desarrollo de la lista de vendedores

preferidos para la aplicación a equipos específicos; selección y


4-20

administración/manejo de herramientas de ingeniería; desarrollo de gráficos,

bibliotecas, desarrollo de bloques lógicos estándar para funciones estándar; etc.

Durante la ejecución del MAC puede ser directamente responsable por la

implementación de las soluciones (el enfoque preferido) o de monitorear para

asegurar que todo el sistema funcione bajo los estándares establecidos.

4.5.2 Modernización Front End Engineering & Design

Para la modernización de las unidades existentes el primer paso será entender

las estrategias de los controles actuales y requerimientos de cambios y mejoras

que se requieren. El primer paso en este proceso será revisar y actualizar

completamente los P&IDs de las unidades de proceso al actual “Instalado”; esto

requerirá un examen completo y detallado del lugar. El próximo paso será

modificar estos P&IDs para mostrar los cambios que se requieren y proveer los

nuevos controles e instrumentación .Estos P&IDs modificados tendrán dos

partes, los nuevos controles y el equipo que será demolido a fin de llegar al

estado final. Esto empezara a formar las bases para la definición del alcance.

El próximo paso será revisar la documentación actual con el fin de comprender

mas profundamente lo que esta disponible, si ha sido actualizado, y si esta de

acuerdo con lo que esta instalado, y lo que será necesario para revertirlo a fin de

empezar a añadir detalles al diseño de sistemas de control. Se debe dar

suficiente tiempo a la comparación entre lo documentado y lo instalado con el fin

de asegurarse que las modificaciones efectuadas en las instalaciones estén en

la documentación de la planta.

En la base que los controles serán en cierto modo reemplazados se requerirán

inspecciones para recolectar la data de la instrumentación, mucho de esto será

obtenido de las hojas de datos de los instrumentos existentes y documentos de

especificación, pero algunos necesitaran ser obtenidos por inspección física de

los componentes del control que incluyen parámetros de afinamiento de

controladores, alarma de set points; ingeniería inversa de mecanismos de


4-21

función auxiliares; conexiones de instrumentos; etc. Estos datos deberían estar

en formato electrónico como base de datos del instrumento.

Armado y compilado este grado de detalle para las unidades de procesos

actuales y su modificaciones, la ingeniería detallada puede empezar.

4.5.3 Ingenieria de Detalle

Con el desarrollo del alcance del trabajo para cada una de las áreas de procesos

por el licenciador de procesos o a través del proceso FEL en las unidades

existentes, la ingeniería de detalle puede empezar con el marco definido por el

MAC. Esto considera las siguientes actividades:

Desarrollo del cronograma del proyecto y el plan de ejecución.

Estudios Hazop y LOPA.

Desarrollo de la arquitectura total del sistema.

Especificación de los Sistemas de Control y arreglo de los componentes.

Desarrollo de la Base de Datos del Instrumento; localización; conexiones; hojas de datos; etc.

Preparación de las especificaciones de Detalles Funcionales.

Configuración DCS y SIS.

Desarrollo de los Gráficos HMI.

Implementación del SIS Lógico.

Implementación de las estrategias de control DCS.

Preparación para el recibo de los paquetes y materiales/recibo de los equipos.

Preparación de paquetes de trabajos de construcción.

Preparación de planes de prueba.


4-22

Cierre y transferencia.

4.5.4 Pruebas

Las pruebas serán llevadas a cabo en los locales de los vendedores (FAT) y en

el sistema de integración total (IFAT) para asegurar que el sistema de control

sea probado a la máxima extensión posible antes del embarque. Esta inversión

reducirá los problemas y reducirá el tiempo requerido de la prueba; verificación;

preparación para el comisionamiento y arranque. Específicamente esta prueba

incluirá:

Prueba de Aceptación de Fabrica de cada subsistema en el local del vendedor.

Prueba Integrada de Aceptación de Fabrica – Todos los subsistemas como sistemas integradores.

Test de Aceptación en el sitio – Un sub-juego del FAT/IFAT en el sitio.

Preparación para el arranque y Circuito de verificación.

Para cada una de estas pruebas habrá un plan de pruebas documentado que

seguirá un enfoque estructurado y metódico para llevarlos a cabo. Será también

una oportunidad para una prueba “no estructurada” para el cliente.

Los sistemas de los vendedores y los sistemas de los integradores realizaran y

documentaran estas pruebas a su propia satisfacción y estándares de calidad

antes de ofrecer los sistemas para la prueba al cliente. Copias de estas pruebas

internas deben estar disponibles para su revisión.

Durante cada etapa de la prueba se emitirán listas claves de no cumplimiento o

de no finalización. Cada fase de la prueba requerirá solución de las listas claves

y de aceptación del cliente para ser considerado completo. Cualquier deficiencia

o de asuntos incompletos serán identificados junto con los planes para su

finalización.


4-23

4.5.5 Prueba de Aceptación de Fabrica

Esta prueba será llevada a cabo en cada subsistema en el local del vendedor y

la intención es verificar que el sistema haya sido implementado de acuerdo con

los requerimientos y las especificaciones aprobadas y documentadas. El sistema

será inspeccionado para asegurar que todas las partes estén presentes y que el

trabajo esta finalizado de acuerdo a los estándares requeridos. Las pruebas

requerirán simulación de I/O, puntos para verificar cableado y parámetros;

visualización grafica; configuración del controlador lógico; datos históricos; etc.

En el caso de Sistemas de Seguridad requerirá que todos los puntos sean

simulados a fin de probar la funcionalidad del sistema lógico.

4.5.6 Prueba de Aceptación Integrada de Fabrica

Esta prueba será llevado acabo en el Integrador de Sistemas y probara el

sistema de control total como si fuera instalado en el sitio con todos los cables

del sistema de interconexión (temporales) en el lugar. El propósito de esta

prueba es asegurar que los subsistemas de comunicación pasen los datos e

interactúen correctamente. Los I/O serán simulados para la verificación de la

transferencia de datos, comunicaciones e interacciones entre los subsistemas.

4.5.7 Prueba de Aceptación en el Sitio

Una vez que el sistema ha sido instalado en el sitio y haya sido inspeccionado;

se debe energizar los sistemas y cargar todo el software y configuraciones y se

ha verificado la comunicación entre los subsistemas, entonces se puede

empezar la prueba en el sitio. Esta prueba será un subconjunto del FAT e IFAT y

es con el fin de asegurar que todos los sistemas estén funcionando como lo

estaban haciendo antes del embarque.

4.5.8 Verificacion de Circuito

Con este proyecto que es parcialmente una conversión de las unidades

existente de sistema neumático a control DCS y parcialmente nuevas unidades y

con cambios en las existentes se visiona que la verificación del circuito podría

ser para cortes fríos y calientes, sin embargo para el propósito de este

documento la asunción es que la verificación de todos los circuitos serán en


4-24

plantas de procesos “frías”. La verificación del circuito chequera que las

instalación de campo haya sido completada correctamente; los circuitos hayan

sido energizados y funcionando correctamente, los transmisores y las

calibraciones de las válvulas estén en especificación; las acciones de control son

las correctas; las alarmas estén correctamente configuradas y que estén

visualizados correctamente en los gráficos. Una vez que estas pruebas estén

completas los circuitos son apagados y listos para su funcionamiento para la

operación y actividades de prearranque.

4.6 Instalación

Mientras que se anticipa que el Contratista de la Construcción se comprometa a

suministrar los recursos en el sitio para llevar a cabo la instalación de la consola

y equipo CCR; las edificaciones RIE; los Protectores de los Analizadores; los

Sistemas CEMs, los especialistas del Contratista de Controles estarán presentes

para dirigir y supervisar este trabajo.

Antes de entregar el trabajo se incluirá el funcionamiento de los cables de

energía a todos los lugares de los edificios RIE; los Protectores de Analizadores;

los Sistemas CEMs a fin que la energía pueda ser suministrada por los sistemas

HVAC para proteger el equipo de las condiciones medioambientales locales. La

instalación de cables internos, de tierra y el sistema de comunicaciones serán

efectuados por un contratista calificado.

La instrumentación de Campo habrá sido instalada de acuerdo con las

especificaciones del proyecto y detalles de soporte de los instrumentos.

4.7 Opciones y recomendaciones

4.7.1 Herramientas de Productividad de Ingenieria

Con el fin de facilitar el diseño de los procesos de los sistemas de control e

instrumentación recomendaríamos la selección de una herramienta de

productividad de ingeniería tal como SPI (INtools). La decisión de tal herramienta

necesita que sea efectuada en los comienzos del ciclo de vida del proyecto, de


4-25

tal forma que todo el trabajo de diseño sea comenzado con esta herramienta

haciendo uso de la los ahorros generados por la eficiencia y productividad.

4.7.2 Pre Selección de Vendedores

Nuestra recomendación seria que se efectúe una lista corta de vendedores

aceptables y calificados antes del comienzo de la ingeniería detallada y se lleve

a cabo un proceso para preseleccionar un vendedor en los equipos más

importantes. Esta preselección reducirá el ciclo de abastecimiento durante la

ejecución del proyecto; promoverá la estandarización y dará una implementación

más consistente que beneficiara al proyecto durante el ciclo de vida.

4.7.3 Acceso remotos/Red de Analizadores

Para facilitar el mantenimiento y la parada del sistema de analizadores

propuestos se debería implementar una red de canales para permitir el acceso

remoto, diagnostico y reparación.

4.7.4 Sistema de Monitoreo de Emisiones Continuas

El alcance del trabajo requiere la provisión de Sistemas CEMs, que ha sido

incluido en las bases de diseño, seria nuestra recomendación que a menos que

estos sistemas CEMs sean requeridos, el presupuesto del CEMs debería ser

usado para reducir emisiones. El estimado del CEMs permite 10 sistemas con

un presupuesto aproximado de US$2.5 million. Basado en el gas que será

quemado en los hornos de proceso y calderos las emisiones de estos equipos

con quemadores de bajo NOx debería ser lo suficientemente bajas como para

no requerir el uso de una unidad CEMs. El uso del CEMs no reducirá las

emisiones pero incrementara el mantenimiento y el costo operativo más que el

beneficio medioambiental que se pueda obtener.

4.7.5 Medición de Tanques de Productos

El requerimiento para medir los tanques de productos y crudos a ±1 mm es un

excelente objetivo pero si el sistema de medición de tanques existentes es

confiable y será entrada para el sistema DCS entonces con la exactitud añadida

usando medición de tanque con radar, no valdría cambiar el sistema de


4-26

medición de tanques actualmente en uso. Sin embargo, se recomienda la

medición de tanque con radar para todas las nuevas instalaciones y para

cualquier equipo de medición que este siendo reemplazado.

4.7.6 Sala de Control Central

No es recomendable el sistema automatizado de control con la prohibición de

usar Halon, en vista que los sistemas de dióxido de carbono no son usualmente

efectivos y seguros para los operadores. Los diseños modernos de salas de

control no regeneran el calor y tienen combustible adecuado en un pequeño

espacio para sostener el fuego. La adición de detectores de humo es una

prevención antes que el fuego empiece y además todos los gabinetes tendrán

monitoreo de temperatura.

Tabla de Contenidos

5. Instalaciones Generales de la Refinería de Talara………………………………….….2

5.1 Descripción de las Instalaciones Generales……………………………....2 5.1.1 Instalaciones de Almacenamiento…………..………………….….2

5.1.1.1 Cambio Total del Servicio de Tanque……………………4 5.1.1.2 Almacenamiento del Coque……………………………….4

5.1.2 Carreteras 5.1.3 Edificios

5.1.3.1 Edificio del Laboratorio 5.1.3.2 Edificio de la Oficina 5.1.3.3 Central de Control/DCS

5.1.4 Sistema contra incendios 5.1.5 Otras Instalaciones Generales

5.1.5.1 Sistema contra incendios 5.1.5.2 Instalación del Muelle 5.1.5.3 Muelle de carga y descarga en la Bahía de Talara 5.1.5.4 Alcantarillado sanitario 5.1.5.5 Grúa 5.1.5.6 Camión Grúa

5.2 Cálculos para las instalaciones generales 5.2.1 Cálculos de Requerimientos del Tanque

5.3 Descripción de los diagramas de flujo para las Instalaciones Generales

5.4 Unidad de consumos químicos 5.5 Efluentes y Emisiones 5.6 Opciones Descartadas

5.6.1 La Refinería de Talara ha adecuado tanques de almacenamiento para todos los productos de hidrocarburos a ser producidos en el caso optimo. Se necesitaran varios tanques para otros servicios. Sin embargo, no se necesitará agregar ningún tanque de techo flotante

5.6.2 La excepción a esto es el almacenaje GLP. Para tener un almacenamiento adecuado, se necesitara agregar almacenaje del GLP.

5.6.3 El uso de la sala de Control existente como sala de control central de la planta fue descartada tal como se discute en el capítulo 6 de Control e Instrumentación. La razón principal es el asunto de seguridad, en una situación de desastre el personal de la sala de control no estará seguro en la sala de control existente.

5.6.4 La reubicación del laboratorio y el edificio de oficinas es por razones de seguridad, para reducir el personal en peligro en caso de un desastre en la refinería.

5.7 Los Gastos de Capitales para las instalaciones Generales en el capítulo 2.

5.8 Labor requerida – Ver capítulo 2 5.9 Implementación Plan 5.10 Plot Plan

5. Instalaciones Generales de la Refinería de Talara

5.1 Descripción de las Instalaciones Generales

5.1.1. Instalaciones del almacenaje

Los requerimientos de tanques de almacenamiento de la nueva y ampliada

refinería se basan en 30 días de alimentación de crudo y 15 días de

almacenamiento de los productos terminados.

Los requerimientos del almacenamiento total fueron calculados y comparados con

la capacidad de almacenamiento disponible.

Con el propósito de cumplir con los requerimientos de almacenamiento, se

adicionaron 81,000 barriles de almacenamiento de GLP que necesitan estar

construidos junto con el nuevo almacenamiento de ácido sulfúrico. Esto se discute

líneas abajo.

Se requiere un nuevo tanque de agua de 30,000 barriles para el almacenaje de

agua fresca.

El resto de requerimientos del almacenaje puede cumplirse cambiando el servicio

de los tanques existentes como a continuación se indica:

320,000 barriles de tanques de almacenaje de gasolina convertidos en

almacenaje para petróleo crudo.

30,000 barriles de tanques de almacenaje de Turbo A-1 convertidos en

almacenaje para diesel.

127,000 barriles de tanque de almacenaje de residuales para ser convertidos

en almacenaje para diesel.

41,000 barriles de tanques de almacenamiento de residuales para ser

convertidos en almacenamiento de crudo reducido.

Esto dará a la refinería las siguientes capacidades de almacenamiento total:

2,700,000 barriles de crudo de petróleo

135,000 barriles de crudo reducido

132,000 barriles de LPG

626,000 barriles de gasolina

255,000 barriles de combustible jet

645,000 barriles de diesel

320,000 barriles de residuales

Nota: Productos menores, como solventes y asfalto, no fueron considerados,

desde que ellos ya cuentan con tanques para almacenaje y no se cree que la

producción de estos productos aumente.

La Refinería de Talara tiene dos grandes patios de tanques: uno en el Tablazo

y el otro en el patio de tanques principal de la refinería.

El patio de tanques Tablazo recibe el crudo local de Talara en cuatro tanques y

el crudo internacional en dos tanques. Adicionalmente, un tercer tanque se

convierte de tanque de agua a tanque crudo.

El patio de tanques que esta en la parte baja tiene 30 tanques (20 de productos

y 10 de crudo). Actualmente la Refinería está expandiendo su capacidad para

almacenar tanto el petróleo crudo como los productos. Se agregaran cuatro

nuevos tanques a este patio de tanques para almacenamiento de crudo con

proyectos existentes que están bajo construcción. El almacenaje del petróleo

necesitará establecer un suministro de 30 días y el almacenaje del producto

necesitaría establecer una capacidad de 15 días de cada producto más 14 días

de capacidad para el almacenaje del ácido sulfúrico.

Requerimientos del almacenaje del Ácido Sulfúrico:

Los requerimientos del almacenaje del Ácido Sulfúrico dependen del

almacenaje requerido basado en 14 días de producción o el monto requerido

para la carga completa del buque.

En base a 750 toneladas cortas por día de producción de ácido, una capacidad

de 14 días del almacenaje del ácido sulfúrico estaría en dos tanques con una

capacidad de 20,000 barriles cada uno. El mondo de ácido sulfúrico

almacenado en cada tanque sería de 5,836 toneladas.

La capacidad de un barco para ácido sulfúrico es de 35,000 toneladas

métricas; o 50 días de producción. Con el propósito de cargar completamente

las embarcaciones, la capacidad total de almacenaje de ácido necesitará

aumentar a 130,000 barriles.

Desde que el RFQ no ha pedido que los tanques de almacenamiento llenen

los embarques, se asumirá que el almacenaje de una embarcación completa

de ácido sulfúrico es de 50 días de producción y no sería razonable tener una

embarcación dedicada al ácido sulfúrico, por lo cual se asumirá que será

embarcada con otros productos del petróleo. Embarcar ácido sulfúrico con

hidrocarburos requerirá adecuadas salvaguardas que aseguren que el ácido

nunca se mezcle con los hidrocarburos ya que este podría producir una

reacción química exotérmica.

5.1.1.1 Cambio en el Servicio de Tanque

Actualmente, la Refinería de Talara está llevando a cabo cambios con

algunos de sus tanques de productos. Están cambiando los tanques de

almacenamiento de petróleos industriales a servicio kerosene y diesel. Con

la expansión de la producción de la refinería habrá más producción de

kerosene y diesel, que significa mayor necesidad de tanques de

almacenamiento. Los tanques de petróleos industriales están siendo

convertidos a otros servicios debido a que el mercado para petróleos

industriales en Sur- América esta disminuyendo. En el cambio los tanques

de kerosene y diesel deben cumplir la especificación de 40 ppm. de azufre

basados en los estándares de cambio de servicio. La tubería existente para

petróleos industriales será sellada y sacada de servicio y se instalara

nuevas tuberías para kerosene y diesel.

5.1.1.2 Almacenamiento de Coque

El Flexicoker producirá coque en polvo. Este será embarcado en

contenedores reusables cerrados. En vista que el contenedor será

retornable se suministrara una capacidad de almacenamiento de l

contenedor de 2 meses de producción de coque. Se proveerá de un

espacio para contenedores vacíos y llenos.

5.1.2 Caminos

El sistema de caminos existentes necesitara ser incrementado con nuevos

caminos de acceso. Se proveerá de una carretera en cada lado de las

nuevas unidades. En adición, se suministraran carreteras de acceso a las

nuevas instalaciones tales como, tanques, edificios quemador, muelle.

5.1.3 Edificios

5.1.3.1Edificio de Laboratorio

El Nuevo edificio de laboratorio será construido fuera de las áreas de

procesos de refinería, proveerá un espacio para el laboratorio existente y

para el nuevo laboratorio requerido para las actuales y nuevas pruebas

para las nuevas unidades. El nuevo laboratorio será el reemplazo del

existente más lo que demande la refinería ampliada. El nuevo laboratorio

proveerá de oficinas para el personal, y espacio para los nuevos equipos de

prueba. Las áreas para el nuevo laboratorio serán eléctricamente

clasificadas para manipular en forma segura los hidrocarburos ligeros.

Esta área se estima que es de aproximadamente de 1,200 metros

cuadrados. El tamaño será determinado durante el diseño detallado. El

lugar que ocupara el laboratorio debe estar fuera del área que podría ser

impactada en caso de la peor explosión que pueda ocurrir. El edificio debe

tener la capacidad de proteger al personal con distancia o con diseño de

sobrepresión o una combinación de distancia y diseño del edificio para que

sobrevivan al peor caso de explosión.

5.1.3.2 Edificio de Oficinas

El nuevo edificio de oficinas será construido fuera del área de procesos.

Este edificio será el reemplazo de la oficina existente y dará un espacio de

trabajo para el personal administrativo requerido para la refinería ampliada

y modernizada. Albergara de 75 – 100 empleados administrativos y de

gerencia. Se estima que proveerá 15 metros cuadrados por empleado más

20% adicionales para salas de conferencia y otro espacios que no serán

oficinas que totalizara aproximadamente 1,900 metros cuadrados. El

tamaño será determinado durante la ingeniería detallada basado en las

necesidades de PetroPeru.

El lugar debe estar fuera del área que será impactada en el caso de la peor

explosión El edificio debe tener la capacidad de proteger al personal con

una combinación de distancia y con diseño de sobrepresión para que

sobrevivan al peor caso explosión.

5.1.3.3 Sala de Control /DCS

La nueva sala de control del sistema DCS estará a una distancia segura de

las unidades nuevas y existentes. Usando un control DCS la actual sala de

control se utilizara como es descrito en la Apéndice 4 de Control e

Instrumentación.

El tamaño será determinado durante el diseño detallado basado en las

necesidades de PetroPeru. El lugar debe estar fuera del área que será

impactada en el caso de la peor explosión El edificio debe tener la

capacidad de proteger al personal con la distancia o con diseño de

sobrepresión o una combinación de distancia y diseño del edificio para que

sobrevivan al peor caso explosión.

El sistema de control y el edificio que contendrá son discutidos

adicionalmente en la Sección 4, Control e Instrumentación.

5.1.4 Sistema de Antorcha:

El sistema de Antorcha existente, puede ser disminuido en tamaño para la

operación actual y será disminuida para la refinería ampliada y

modernizada. El sistema esta continuamente quemando 30,000 scfd de

gas de venteo. El gas producido que es venteado podría ser comprimido y

usado como gas combustible. Actualmente, la refinería no tiene líneas de

Antorcha de tope para las torres de destilación. El sistema de Antorcha

maneja todos las situaciones de emergencia de las torres, en cuanto al

alivio de presión. Se recomienda prioritariamente un recipiente para

separar los líquidos del vapor antes de ir a la antorcha. El sistema de alivio

y de antorcha existentes necesita ser evaluados para el incremento de

capacidad y para el último API RP-520 y los 521 estándares para las

unidades existentes.

La refinería necesitara un nuevo sistema de antorcha para manejar el gas

de venteo de las nuevas unidades. El sistema puede tener un compresor

que usara los gases residuales como gas combustibles de refinería. La

línea de la antorcha requerirá una pequeña presión positiva para excluir el

oxígeno. Esta presión puede ser dada por el nitrógeno o por la purga de

gas natural. Existen varios sistemas de antorcha disponibles que deberían

ser consideradas para la configuración final de la refinería. Se usa la

opción del más bajo costo para este estimado, que es una simple tubería

con vapor para ayudar a una operación sin humo. El tipo de antorcha

puede ser mas complejo dependiendo de las cargas a la antorcha o de los

requerimientos de Petroperu determinado durante el diseño detallado.

El Sistema de Recuperación de Gas de la antorcha reducirá las emisiones

de las instalaciones. Esto tiene valor para el medioambiente y para las

relaciones públicas. También reducirá las compras de gas natural, e

incrementara la vida del tope de la antorcha. Puede ser integrada en el

sistema de antorcha existente.

Los tipos de antorcha y sus tamaños serán determinados durante la

ingeniería detallada.

Para el propósito de este estudio se asume que la antorcha principal tiene

una línea de 36 pulgadas. La capacidad y el dimensionamiento exacto

serán determinados durante el diseño detallado una vez que las cargas de

alivio sean determinadas y el dimensionamiento de las válvulas de

seguridad esté completado.

5.1.5 Otras Facilidades Generales

5.1.5.1Agua Contraincendio

Actualmente la refinería esta operando con agua contra-incendio del muelle

de carga liquida. Las bombas de agua contra-incendio están en el muelle,

sin embargo, se pueden arenar durante la operación. Se recomienda que

las bombas de agua de contra-incendio del muelle sean trasladadas donde

tengan una captación limpia. Se debe trasladar las bombas de diesel

existentes en la Bahía de Talara a un lugar de mayor profundidad y proveer

nuevas bombas de diesel de agua de mar para proporcionar la suficiente

capacidad de agua contra-incendio para el muelle y la refinería.

El sistema de agua contra-incendio es situado en un anillo principal, para

suministrar agua de contra-incendio a todas las unidades de proceso y un

parte es sacada de servicio. Cuando la refinería añada nuevas unidades,

habrá necesidad para más agua contra-incendio. Se recomienda tener un

tanque de agua fresca para abastecer la actual y futura demanda de agua,

y además bombas de diesel en adición a las eléctricas. Estas bombas

serian alimentadas desde el tanque de agua fresca. El tanque de agua de

almacenamiento, la bomba de presión, las bombas eléctricas y diesel

trabajaran en serie. El tanque de agua será la primera elección para

suministrar agua contra-incendio. Una bomba mantendrá la presión del

anillo para detectar fugas y pequeños usos de agua de mar. Si las

necesidades de agua contra-incendio se incrementan, la segunda

posibilidad serán las bombas eléctricas, para el abastecimiento de agua

fresca y como último recurso las bombas de agua de mar de diesel.

5.1.5.2 Muelle

La Refinería Talara tiene un muelle localizado en la Bahía de Talara. El

muelle puede atender un barco solamente. Los barcos son cargados con

una duración de 20 horas. La Bahía de Talara también puede atender

barcazas, sin embargo se requerirá una capacidad de embarque adicional

para los productos de la refinería ampliada. Existe otro muelle que sirve

para remolcadores. Se necesitara una reconstrucción para adaptarlo a las

nuevas cargas.

Las cargas de sólidos serán efectuados en el Océano Pacifico, lo que

requerirá un muelle que involucrara mucho gasto y posiblemente se

requerirá un rompe olas para protegerlo de las olas marinas. En el lado del

océano existe o una elevación o una pendiente y el fondo del océano. Se

requerirá un muelle grande para lograr una adecuada profundidad de agua.

Por estas razones, el mejoramiento de la construcción del muelle es

detallado en la sección 5.1.5.3, la cual es la recomendada.

Un sistema de líneas submarinas existe para la descarga de crudo y esta

siendo mejorado de 12 pulgadas a dos líneas de 20 pulgadas El sistema

mejorado incluirá un sistema de purga que reducirá la cantidad de agua de

mar en los tanques de crudo. Actualmente el agua de mar es purgado a

través de las líneas, después de cada carga de crudo y permanece en ellas

hasta la próxima carga, la cual traslada esta agua al tanque de crudo. El

nuevo sistema de reutilización de agua de mar recopilará y almacenará esta

purga de agua de mar y la reutilizará para purgar las líneas submarinas

entre los desembarques del crudo.

Un nuevo muelle será construido en el sur del muelle ya existente en la

bahía de Talara ampliando el muelle de remolcadores que ya existía.

Ambos muelles están ubicados en la bahía en el canal ya existente.

El nuevo muelle, será construido de tal manera que puedan ser atracadas

embarcaciones de 35,000 toneladas en cualquiera de los lados para

descargar crudos y cargar productos del petróleo y ácido sulfúrico. El

diseño tiene una capacidad de descarga de 21 -30 MMbbl/ mes por cada

lado. Se acondicionará ambos lados de carga para la carga de dos

embarcaciones a la vez. Se espera que el muelle opere las 24 horas del

día.

El nuevo muelle tendrá de 500 a 700 pies de largo, y alrededor de 120 pies

de ancho. Se ha propuesto un bloque de concreto y sistema de vigas para

las cubiertas, con tuberías de acero con soldaduras que sirvan de apoyo a

la cubierta. La información geotécnica del fondo marino y las condiciones

de onda de carga (carga de onda) necesitarán ser consideradas en el

diseño estructural del muelle. Se construirán necesariamente piñas de

atraque. El muelle debe estar diseñado de tal manera que acomode a una

grúa de 50 ton. Se utilizará la grúa para el mantenimiento.

La ubicación y el tamaño del Nuevo muelle se muestran en el Plot Plan.

5.1.5.3 Carga y Descarga de los muelles en la Bahía de Talara

Actualmente, las embarcaciones cargan productos del muelle existente de

carga de la Bahía de Talara. Todos los productos y crudos en este muelle

se cargan y descargan utilizando brazos de carga que están equipados con

válvulas y sistemas de derrame para reducir el riesgo de derrame de

hidrocarburo en la Bahía.

Se construirá en la Bahía de Talara un nuevo muelle de carga de líquidos el

cual utilizará la última tecnología para la prevención y captura de los

derrames. Este muelle será construido en el canal natural existente y no se

necesitará dragar la Bahía.

Los Sólidos, los químicos contenidos y los productos sólidos serán

embarcados y recibidos con un muelle mejorado. El muelle existente será

mejorado y equipado con una grúa de carga/descarga para

cargar/descargar los contenedores. Esto llevará el transporte de las grúas

a las embarcaciones y reducirá el tráfico de grúas que será requerido para

embarcar el coque del petróleo. Esto también proporciona un medio para

recibir los materiales contenidos y químicos necesitados para las

operaciones de la refinería.

5.1.5.4 Alcantarillado sanitario

El propósito de este alcantarillado sanitario es de llevar las aguas residuales, los

líquidos o desperdicios de agua de la fuente del alcantarillado a las instalaciones

de tratamiento sanitario. La Topografía del terreno en la Refinería de Talara

requiere de estaciones de levantamiento para bombear el alcantarillado a una

instalación de tratamiento. Será tratada y luego reutilizada en el sistema de

irrigación. Esto probablemente sea una expansión del tratamiento de los desechos

de agua ya existente y del sistema de reutilización.

5.1.5.5 Grúa

Los contenedores deben ser colocados físicamente en un vehículo de

transporte (ya sea un camión o una embarcación). Un método para hacerlo

es con una grúa. Una grúa elevadora por lo general tiene una capacidad de

50.8 toneladas y una altura de elevación de 18 metros, una extensión de 50

metros y un alcance de hasta 12 metros. Su velocidad de elevación con

carga es de 30m/min, con una velocidad transversal del carro de hasta 150

m/min y una velocidad de recorrido de la grúa pórtico de hasta 240 m/min.

La grúa pórtico sobre rieles (RMG) será utilizada para la descarga del

equipo durante la construcción, y será utilizada para cargar los

contenedores de coque para su envío. Este es un diseño práctico para su

aplicación. La grúa se basa en un sofisticado Sistema de Control de Carga

que no utiliza sistemas hidráulicos. Los mandos de transmisión controlados

mediante una frecuencia completa de CA (Corriente Alterna) controlan los

motores. Las ruedas de la grúa pórtico RMG están hechas de acero de

molibdeno cromado de superficie pulida, el cual tiene una resistencia y

durabilidad excepcionales de gran impacto. Las ruedas pueden ser

realineadas según las condiciones del lugar para asegurar el recorrido

suave de la grúa y un desgaste mínimo de los rieles de la misma.

5.1.5.6 Camión Grúa

Un método alternativo para manejar los contenedores para cargar y

descargar las grúas o las embarcaciones es la utilización de un camión

grúa para trabajo pesado. Estas unidades son capaces de apilar

contenedores.

5.2 Cálculos para las Instalaciones Generales

5.2.1 Cálculos para los Requisitos de Tanques

Requisitos para los tanques Caso Optimo Preferido

Cambios Requeridos del Servicio de los tanques30 Días Crudos, 15 Días de Productos, 2 Días Intermedios, y Tanques de Mezclado

Actual NecesidadAñadir//Restar Fuente Total Nuevo

Materia Prima

Crudo 2380 2700 320 De la Gasolina 2700

Crudo Reducido 94 135 41 Del Petróleo 135

ProductosIntermedios

Alimentación del Coque 0 103 103 Del Petróleo 103

Alimentación MPHC 0 60 60 Del Petróleo 60

Alimentación FCC 0 48 48 Del Petróleo 48

Alimentación de la

desulfurización del Diesel 0 50 50 Del Petróleo 50

Alimentación de la

desulfurización del Nafta 0 40 40 De la Gasolina 40

Alimentación de la Reformación 0 20 20 De la Gasolina 20

Nafta Liviana 0 20 20 De la Gasolina 20

Reformación 0 20 20 De la Gasolina 20

Tanques de mezclado

Tanques de mezclado de gasolina 0 50 50 De la Gasolina 50

Tanques de mezclado de

diesel 0 40 40 Del Petróleo 40

Productos

GLP 51 132 81 Construir 132

Gasolina 946 285 -320 A Crudo de Petróleo 626

-80 al almacenaje intermedio 546

-50 A Mezcla 496Combustible

Pesado 285 255 -30 A Diesel Fuel 255

Diesel 488 645 30 De Combustible Pesado 518

127 De Petróleo 645Petróleo 488 -41 A Crudo reducido 447

-127 A Diesel Fuel 320

-261 A almacenaje intermedio 59

-40 A mezclar 19

Acciones Netas Requeridas: Convertir 320,000 bbls de Almacenaje de Gasolina a Crudo de Petróleo Convertir 80,00 bbls de Almacenaje de Gasolina a Intermedio Convertir 50,000 bbls de Almacenaje de Gasolina a MezcladoConvertir 30,000 bbls de Turbo a Diesel Convertir 127,000 bbls de almacenaje de Crudo de Petróleo a Diesel Convertir 41,000 bbls de almacenaje de Crudo de Petróleo al Crudo Reducido Convertir 261,000 bbls de almacenaje de Crudo de Petróleo a Intermedio Convertir 40,000 bbls de almacenaje de Crudo de Petróleo a Mezclado Construir 81,000 bbls de almacenaje de GLP

Los tanques de almacenaje del GLP seleccionados son cilindros

horizontales las cuales pueden ser fabricadas y transportadas a Talara.

Estos tanques tienen un costo mucho más efectivo que los Horton no solo

porque están construidos en el campo sino también porque estos cuestan

menos por barril de almacenaje. La elección de tipo de tanques y ubicación

será determinada durante el diseño detallado basado en el modelo de

desastres y las preferencias del cliente. El número de tanques requeridos

puede fácilmente ser reducido para ahorrar el costo del capital sin ningún

impacto si luego se agregan más tanques.

5.3 Descripción de los diagramas de flujo para las Instalaciones Generales

NO APLICABLE

5.4 Consumos químicos de la Unidad

NO APLICABLE

5.5 Efluentes y Emisiones

Ver el Informe de Viabilidad Ambiental

5.6 Opciones Descartadas

5.6.1 La Refinería de Talara ha adecuado tanques para producir de manera

optima todos los productos de hidrocarburo. Se necesitarán de muchos

tanques en otros servicios. Sin embargo, no se necesitará agregar tanques

de techo flotante.

5.6.2 El Almacenaje del GLP es una excepción. Para tener un almacenaje

adecuado, se añadirá un almacenaje GLP.

5.6.3 La utilización de la sala de control como una sala de control de la central de

la planta fue descartada debido a la ubicación en el centro de la planta

operativa. La razón principal por la que esta decisión fue descartada fue por

motivos de seguridad ya que la sala de control del personal no estará

segura si se le adecua a la sala de control existente.

5.6.4 La reubicación del laboratorio y del edificio de las oficinas es por razones de

seguridad, para reducir el número del personal en riesgo en caso se

produzca algún desastre en la Refinería.

5.7 Inversión del Capital Fijo para las Instalaciones Generales en el CAPÍTULO 2.

5.8 Labor Requerida – Ver capítulo 2

5.9 Plan de Implementación

5.10 Plot Plan

Se adjunta el Plot Plan para la refinería mostrando todas las modificaciones en la

refinería.

Arthur D. Little Plan de Implementación ProyectoNo. 10-371257

ENGlobal Engineering, Inc. Documento 10-371257-007

1-1

Contenido

Contenido ..................................................................................................1

Definición del Alcance................................................................................................2

A. Fines del Proyecto..................................................................................................2

B. Descripción del Alcance..........................................................................................2

1. Servicios Auxiliares.........................................................................................3 2. Controles e Instrumentación.......................................................................... 3 3. Medio Ambiente............................................................................................ .3 4. Facilidades Generales................................................................................... 4 5. Embarque...................................................................................................... 4 6. Edificaciones................................................................................................. .4 7. Otras Facilidades Generales......................................................................... 4 8. Restricciones del Proyecto..............................................................................5

C. Entregables Principales..........................................................................................5

D. Fases e Hitos del proyecto.....................................................................................6

E. Analisis de la Estrucutra deTrabajo............................…………………………..... 6

F. Estimado de Costo de Ítems Principales..............................................................8

G. Cronograma Estimado...........................................................................................10

H. Manejo de Reservas de Contingencias.................................................................12

I. Organización Recomendada para los Propietarios........ ......................................12



1-2

Definición del Alcance

A. Fines del Proyecto

PETROPERU S.A. es la compañía petrolera de propiedad del estado peruano.

ENGlobal Engineering ha colaborado con Arthur D. Little en la realización de un

estudio técnico de factibilidad y modernización de la Refinería Talara de

PETROPERÚ. Los fines técnicos son modernizar y expandir la refinería Talara,

mejorar la calidad del LPG, la gasolina y los productos diesel, maximizar la

producción de combustible diesel y minimizar la producción de combustibles

residuales y permitir el procesamiento de crudos sulfurosos pesados y residuos.

El estudio de factibilidad evalúa el estado actual de la Refinería Talara de

PETROPERÚ y las modificaciones que se requieren para poder producir

combustibles de bajo azufre para cumplir con las exigencias del Perú. Las

normas de 2010 exigen un nivel de 50 ppm de azufre en combustible diesel y

gasolina. Una meta adicional es determinar la configuración necesaria para

incrementar la capacidad de la refinería de 62.000 BDO a 90.000 BDO. La

estructura de crudos que debe considerarse es de 57,500 BDO crudo Napo,

7,150 BDP crudo mezclado de Talara, 13,000 BDO crudo de Talara – Petrobras

y 12,350 BDO crudo de Talara – Petrotech.

B. Descripción del Alcance

El caso seleccionado incluye las unidades a continuación:

Torre Atmosférica (Existente)

Torres de Vacío (nueva y existente)

Flexicoker (Nuevo)

Craqueo Catalitico Fluido (FCC) (Unidad existente ampliada)

Planta de Gas (Nueva)

Desulfuración FCC de la Gasolina (Nueva)

Desulfuración de Combustible Diesel (Nuevo)



1-3

Desulfuración de Nafta (Nuevo)

Reformado incluye una fraccionadora de C6/C7) (Nuevo)

Planta Amino para remoción de H2S (Nueva)

Planta de Ácido Sulfúrico (Nueva)

Planta de Hidrógeno (Nueva)

El gasto esperado de capital para el Caso Seleccionado es de $954, 000,000,

con base en la Costa del Golfo de los Estados Unidos (USGC), sin asignación

de contingencias o factor de ubicación. El costo total después de aplicar estos

factores será de $1, 306, 000,000. El proyecto se construirá utilizando un

enfoque de implementación Fast-Track con el mismo contratista para las etapas

FEED y EPC del proyecto.

1. Servicios Auxiliares

El agua de refrigeración se tomará y devolverá al Océano Pacífico.

El agua del proceso continuará siendo abastecida por Pridesa. La

corriente de agua de refrigeración será suministrada por las unidades

de osmosis inversa (RO).

El vapor se generará por las calderas de calor de los residuos, las

calderas del proceso y calderas que quemarán ya sea gas del

Flexicoker (Flexigas) o un gas combustible rico en CO del

regenerador FCC.

El gas generado por la refinería y el flexigas producido por el Caso

Seleccionado abastecerán en gran medida la necesidad de calor para

los hornos y calderas. El excedente de gas se utilizará en la

generación de electricidad en una planta conjunta de generación de

energía de auto generación.

2. Controles e instrumentación



1-4

El sistema de control usará un Sistema de Control Distribuido (DCS).

3. Medio Ambiente

El proyecto se diseñará para que cumpla tanto con los estándares peruanos como con los del Banco Mundial.

4. Facilidades Generales

El Almacenamiento existente para Combustibles de Hidrocarburos es

adecuado. El servicio de mantenimiento de los Tanques de Gasolina

y Aceite Combustible necesita cambiarse pero no se necesitará

añadir nuevos tanques para hidrocarburos líquidos.

No hay suficiente almacenamiento para LPG. Varios tanques LPG

necesitan añadirse para dar el almacenamiento requerido de 15 días,

por razones económicas, se prefieren los cilindros horizontales a las

esferas.

Se necesita añadir almacenamiento para Ácido Sulfúrico ya que no

hay ninguno en el sitio en la actualidad.

Se suministró el almacenamiento para coque en contenedores de

embarque para permitir el fácil cargue, almacenamiento y embarque

del coque.

.

5. Embarque

Se consideran dos nuevos muelles. Uno es un muelle de dos lados

que manejará dos barcos en forma simultánea. El otro es el muelle de

embarque existente. Se incluyó el equipo requerido para cargue y

descargue de los contenedores.

6. Edificaciones



1-5

Se incluyó un nuevo edificio de oficinas.

Se incluyó un nuevo laboratorio

El DCS/Sala de Control se reubicará lejos de las unidades para

seguridad del personal.

7. Otras Facilidades Generales

Se incluyó un nuevo quemador para ser manejado por la Refinería.

Se incluyó un nuevo desagüe sanitario con planta de tratamiento para las nuevas instalaciones.

8. Restricciones del Proyecto

La profundidad del agua en el puerto es de solo 10 metros

Las vías para el pueblo son carreteras de dos carriles con tráfico pesado

Inundaciones y lluvias fuertes que resultan de posibles fenómenos

futuros de El Niño

La piedra caliza está a unas 60 millas del sitio, el sitio es todo de piedra

arenisca.

Clima desértico

o Provisión limitada de agua fresca

Abastecimiento local limitado de mano de obra calificada

o Infraestructura limitada para soportar mano de obra importada

La ubicación es a 600 millas de Lima

Número limitado de habitaciones de hotel

No hay supermercados en el área

Infraestructura limitada para soportar la construcción

o Cantidad limitada de materiales de construcción disponibles

o Falta de equipo de construcción disponible para alquilar en el

área

o Falta de servicios que apoyen la construcción



1-6

C. Entregables Principales

El siguiente cuadro enumera los entregables principales para el proyecto de

Modernización y Expansión de la Refinería Talara

.

Figura 1: Principales Disponibles

ITEM DISPONIBLE FECHA

1. Diseño de Tecnología Q1-2009

2. Evaluación Ambiental Q3-2009

3. Ingeniería y Diseño Inicial Q3-2009

4. Finanzas aprobadas del proyecto Q3-2009

5. Ingeniería de Detalle Q3-2011

6. Compra Q3-2011

7. Construcción Q4-2014

8. Comisionamiento y Arranque Q4-2014

D. Fases e Hitos del Proyecto.

El cronograma del proyecto tiene cuatro fases principales según se indica en el

diagrama Gantt en color rojo. Este es un cronograma estimado en un rango de más o

menos tres meses con base en la información del estudio de factibilidad. Vea el

cronograma adjunto elaborado en Microsoft Project versión 2003 conforme a las pautas

PMBOK (Anexo 1). Este cronograma se desarrolló en una base via rapida (fast-track) y

supone que se utilizará el mismo contratista para las fases FEED y EPC.

E. Análisis de la Estructura de la Obra

El Análisis de la Estructura de la Obra definirá las fases principales para el proyecto de

la Refinería Talara y establecerá la estructura para el costo, cronograma e información

de recurso(s) conforme a las pautas PMBOK. Vea el principal Análisis de la Estructura

de la Obra en el anexo 2.



1-7

Figura 2: Diccionario de Análisis de la Estructura de la Obra

1.0 FASE DE INGENERÍA PRELIMINAR Y TECNOLOGIA 1.1 Tecnología1..1. Selección /adjudicación 1.1.2 Licencia del Contrato 1.1.3 Desarrollo de Diseño Básico y Paquete 1.1.4 Paquete de Diseño de Ingeniería de los licenciadores

Selección de Tecnología y paquete de diseño Preparar y enviar RFP, selección de mejor licitante y adj. revisión de contrato, negociación y firma desarrollo de diseño por proveedores seleccionados proveedores entregan información y paquete de diseño según lo requerido

1.2 AMBIENTAL Evaluación Ambiental 1.2.1 Selección /adjudicación de contrato 1.2.2 Evaluacion Ambiental 1.2.3 Permisos

Preparar y enviar RFP, selección de mejor licitante y adj. Proveedor desarrolla y envía Evaluacion Ambiental Propietarios se comprometen y obtienen permisos para el proyecto

1.3. PMC Proceso de manejo del proyecto del contrato 1.3.1 Selección /adjudicación1.3.2 Manejo del paquete de contrato FEED 1.3.3. Manejo de Construcción y Arranque

Preparar y enviar RFP selección del mejor licitante y adjudicaciónSubcontratista desarrolla control sobre el proceso del paquete FEEDsubcontratista desarrolla control sobre la ejecución EPC y el arranque

1.4 INGENIERÍA Proceso de Ingeniería Básica 1.4.1 Selección /adjudicación 1.4.2 PREP. FEED para unidades /offsite 14.2.1 Fase 1 1.4.2.2. Fase 2 1.4.2.3 Fase 3 1.4.2.4 Fase 41.4.3. Ingeniería de detalle y hojas de datos para componentes a largo plazo 1.4.4 Estimado para Equipo Principal 1.4.5 Licitaciones y adjudicaciones componentes a largo plazo 1.4.6 Estimado – 15% hasta 20% 1.4.7 Cronograma

Preparar y enviar RFP, selección de mejor licitante y adjudicaciónContratista desarrolla ingeniería básica para unidades y offsite Desarrollo y entrega Fase 1 según documento RFP FEED Desarrollo y entrega Fase 2 según documento RFP FEED Desarrollo y entrega Fase 3 según documento RFP FEED Desarrollo y entrega Fase 4según documento RFP FEED Desarrollo y entrega de hojas de datos para componentes a largo plazo Desarrollo de Estimados para componentes principales a largo plazoPreparar y enviar RFQ, selección de mejor licitante y adjudicaciónDesarrollo y entrega de estimado para alcance del contrato EPCDesarrollo y entrega del cronograma del contrato EPC

2.0 FASE 2 FINANCIACIÓN / ADMINISTRACIÓN DEL CONTRATO 2.1 FINANCIACION DEL PROYECTO 2.1.1 Requerimiento de abastecimiento y documentos 2.1.2 Revisión Financiera 2.1.3 Firma de Acuerdo Financiero 2.2 ADMINISTRACIÓN DEL CONTRATO EPC 2.2.1 Creación del contrato legal EPC 2.2.2 Revisión legal /Negociación 2.2.3 Contrato EPC firmado

Proceso de financiación del proyecto Proveer los requerimientos necesarios y documentos para la institución financiera revisión financiera de la documentación del proyecto para aprobaciónLa institución financiera aprueba el acuerdo del proyecto para ejecución del proyecto Proceso EPC del contrato Preparar documentos legales y técnicos para contrato (EPC) Revisión legal y negociación de diferencias de alcance y condiciones con las partes Obtener firma del contrato

3.0 FASE 3 INGENIERÍA DE DETALLE Y COMPRA Procesos de ingeniería de detalle 3.1.1 Espec. Civiles e Ingeniería de detalle 3.1.2 Espec. Mecánicas /tubería e ingeniería de detalle 3.1.3 Espec. Eléctrica /IE ingeniería de detalle 3.1.4 Espec. Automatización e Ingeniería de detalle 3.16. Estimado de Mercancía a granel 3.17 Identificación de Necesidades de Fabricación

Desarrollo y entrega de ingeniería de detalle estructural y civil Desarrollo y entrega de ing. de detalle Mecánica y tubería Desarrollo y entrega de ing. de detalle Eléctrica e Instrumentos Desarrollo y entrega de esp. de ingeniería de detalle del procesoDesarrollo y entrega de esp. De ingeniería de detalle automatización



1-8

3.2 COMPRAS 3.2.1 Civil 3.2.2 Mecánica /tubería 3.2.3 Elect. /IE 3.2.4. Proceso 3.2.5 Automatización 3.2.6 Mercancías a Granel

Procesos de compra Preparar y enviar RFQ, selección de licitante y adj. de equipo y materialPreparar y enviar RFQ, selección de licitante y adj. de equipo y materialPreparar y enviar RFQ, selección de licitante y adj. de equipo y materialPreparar y enviar RFQ, selección de licitante y adj. de equipo y materialPreparar y enviar RFQ, selección de licitante y adj. de equipo y materialPreparar y enviar RFQ, selección de licitante y adj. de material

4.0 FASE 4 CONSTRUCCIÓN /ARRANQUE 4.1 Construcción 4.1.1. Auditoría y Sometimiento a Prueba Control de Calidad /valoración de calidad 4.1.2 Preparación del Sitio 4.1.3 Construcción Civil e Instalación 4.1.4 Montaje de Equipos Grandes 4.1.5 Instalación de componentes de largo plazo 4.1.6 Construcción e Instalación Mecánica /tubería 4.1.7 Construcción e Instalación Elec./IE 4.1.8 Construcción e Instalación de Automatización 4.1.9 Comisionamiento de Equipo

Proceso de construcción Desarrollo de plan y ejecución de Control de Calidad /Valoración de Calidad Ejecutar preparación del sitio Ejecutar construcción civil e instalación Planear y ejecutar requerimientos para instalación de equipo de componentes de largo plazo Ejecutar instalación mecánica y de tubería Ejecutar instalación de equipo eléctrico e instrumentos Ejecutar instalación de equipo de automatización y material Comisionamiento de equipo para unidades de inicio más próximas

F. Estimado de Costo de los Ítem principales

El estimado de costo se resume en el documento de ingeniería conceptual de la Figura 3 a

continuación y está organizado por los componentes WBS del siguiente cronograma con el

análisis de costo.



1-9

Figura 3: Estimado del Costo

Caso Seleccionado Refinería Talara

Estimado de Capital Según La Última Información de PetroPerú ISBL OSBL

TamañoCosto,$MM Unidades Tamaño

Costo,$MM

Costo,$MM

ServiciosPúblicos

InstalacionesGenerales

MedioAmbiente

TorresAtmosférica BPD 90000 10

Generadorde energía - 4 Unidades (a) Mitad de

Tamaño MW 44 60 Muelle 45 Agua Residual 6

Torre de vacío BPD 53000 61

Líneas de energía y

subestación 10Colocación en

Tanques 20Quemador sin

Humo 3

Flexicoker BPD 20000 193Agua de

Refrigeración MM gpm 65 25

Agua para combatir

incendios 7DesagüeQuímico 1

FCC BPD 24000 40 Bombas CW MM gpm 65 6 Nitrógeno 2DesagüeSanitario 1

Desulfuradorde Diesel BPD 39000 50 Caldera CO MW/hr 421 6

Edificio de Oficinas 5

FCCDesulfuradorde Gasolina BPD 9000 14 Laboratorio 5

Desulfuradorde Nafta BPD 12600 24 Desaireador gpm 3500 1

Sistemas de instrumentación

y control 64Medio ambiente

total 11

Reformador BPD 9000 40Bombas

BFW gpm 3500 7

Equipo de Embarque de

Coque 21Splitter de

Nafta BPD 20000 5 Planta RO 0 Conexiones 71



1-10

NuevaPlanta de

Gas 30Aire de

Instrumento scfm 6

ServiciosPúblicosTotales 169 OSBL Total 372

Amino gpm 600 8

ÁcidoSulfúrico ST/día 800 28

ServiciosAuxiliares

totales 121

Hidrógeno MMscfd 20 79

Total, Costa del Golfo de los Estados Unidos

/USGC 954

ISBL total 582Ajuste Ubicación del Perú (20%) 191

Costo del dueño 21Total, Perú 1166

Contingencia(12%) 140Total 1306



1-11

G. Cronograma del Estimado

La Figura 4 muestra un cronograma de análisis del estimado de costo para el proyecto. El análisis de costo está en el rango de +/-

30%.

Figura 4: Cronograma del estimado

ur D. Little Plan de Implementación ProyectoNo. 10-371257


1-12

Arth



1-13

H. Manejo de reservas de contingencia

La distribución de las reservas de contingencia se muestra en una línea aparte en el cuadro anterior.

Suponiendo que las reservas de contingencia son del 12%, la cantidad para contingencia es de $140

MMUSD.

I. Organización Recomendada para los Propietarios

El diagrama propuesto de la organización para el Equipo del Proyecto de Petroperú se ha dividido en

fases siguiendo WBS y el diagrama Gantt. Vea diagrama de la organización en la Figura 5.

ur D. Little Plan de Implementación ProyectoNo. 10-371257


1-14

Figura 5: Organización Recomendada para los Propietarios

Arth



1-15

Arthur D. Little Proyecto de Modernización Ampliación Refinería Proyecto. 10-371257 Talara

ENGlobal Engineering, Inc. Estudio de Viabilidad Ambiental Rev.4 Documento No.10-371257-003

1

VIABILIDAD AMBIENTAL

ABRIL 2008



2

Contenido

RESUMEN EJECUTIVO 1 _____________________________________________________________ 4

ABREVIATURAS 1 __________________________________________________________________ 10

1 Viabilidad Ambiental ........................................................................................................ 18

1.1 Visión Panoramica—Viabilidad Ambiental: ..................................................................... 18

1.2 Balance Volumétrico con Respecto a Emisiones, Efluentes y Residuos ......................... 21

1.3 Volúmenes Estimados o Cantidades de Emisiones de Gas, Efluentes Líquidos y Residuos Sólidos ................................................................................................................................ 24

1.3.1 Emisiones al aire .................................................................................................................................. 24

1.3.2 Efluentes de aguas residuales................................................................................................................ 26

1.3.3 Consideraciones acerca de los Residuos Sólidos .................................................................................. 27

1.4 Concentraciones Estimadas de Emisiones, Efluentes y Residuos .................................... 301.4.1 Emisiones al aire ................................................................................................................................... 30

1.4.2 Efluente de aguas residuales ................................................................................................................. 31

1.4.3 Residuos sólidos (Residuos)................................................................................................................. 32

1.5 Evaluación del proyecto considerando las Regulaciones Nacionales e Internacionales (Estándares) ....................................................................................................................................... 35

1.5.1Regulaciones Nacionales del Perú: ........................................................................................................ 35

1.5.1.1 Legislación General /Derechos y Principios .......................................................................... 35

1.5.1.2 Normas Relacionadas con Hidrocarburos .............................................................................. 37

1.5.1.3 Cuestiones del Sistema Hidraúlico Público............................................................................ 37

1.5.1.4 Ley General de Aguas ........................................................................................................... 38

1.5.1.5 Hidrocarburos......................................................................................................................... 40

1.5.1.6 Estándares de Calidad de Aire ............................................................................................... 40

1.5.1.7 Legislación de Residuos Sólidos............................................................................................ 41

1.5.1.8 Ruido y Vibraciones .............................................................................................................. 43

1.5.1.9 Planeación de Desastres ......................................................................................................... 44

1.5.1.10 Conservación de Recursos Naturales ..................................................................................... 44

1.5.1.11 Control de Bienes Restringidos.............................................................................................. 44

1.5.2 Otras Normas Peruanas:........................................................................................................................ 46

1.5.2.1 Derrame de Petróleo............................................................................................................... 46

1.5.2.2 Autorización de construcción................................................................................................. 48

1.5.2.3 Almacenamiento .................................................................................................................... 48

1.5.2.4 Protección contra Incendio..................................................................................................... 48

1.5.2.5 Requisitos de Informes .......................................................................................................... 49

1.5.2.6 Otros Temas de Regulación Ambiental.................................................................................. 49

1.5.3 Regulaciones del Banco Mundial.......................................................................................................... 50

1.6 Definir Conceptos para Controlar y Tratar Agentes Contaminantes............................. 581.6.1Manejo de Emisiones al Aire ................................................................................................................ 59

1.6.2Manejo de Problemas de Aguas y Aguas Residuales: ........................................................................... 60

1.6.3Residuos Sólidos (Residuos):................................................................................................................. 71

1.6.4Otros aspectos (Ruido, Radiación, Olores, etc.)..................................................................................... 72

1.6.5Resumen de Conceptos para Controlar y Tratar la Polución................................................................. 73

1.6.5.1 Emisiones al Aire ................................................................................................................... 73

1.6.5.2 Efluentes de Agua .................................................................................................................. 75

1.6.5.3 Residuos Sólidos (Residuos).................................................................................................. 77



3

1.7 Estimar Cobertura y Requisitos de Inversión ................................................................... 831.7.1Cobertura de Terreno ............................................................................................................................. 83

1.7.2Inversión en Medio Ambiente................................................................................................................ 84

1.8 Suministrar un Diagrama General de la Planta y de los Procesos Utilizados para Controlar las Emisiones, los Efluentes y los Residuos ................................................................... 86

1.9 Resumen y Conclusiones Actuales Relacionadas con el Proyecto e Identificar Medidas que Afectarán la Construcción ........................................................................................................ 87

1.10 Referencias............................................................................................................................ 89

1.11 Apéndices .............................................................................................................................. 901.11.1Sistema de Enfriamiento de Agua del Océano Pacífico ...................................................................... 91

1.11.2 Resumen de Emisiones al Aire .......................................................................................................... 92

1.11.3 Planos de la Planta con Puntos de Emisión (Apéndice/Diseño enviado aparte) ................................. 93

1.11.4 Planta de Tratamiento de Aguas Residuales(Diagrama de Flujo del Proceso) ................................... 97

1.11.5Diagrama de Flujo del Proceso Refinería Talara (Caso seleccionado)................................................ 98



4

Resumen Ejecutivo 1

RESUMEN EJECUTIVO

RESUMEN/VISIÓN PANORAMICA: Hay nueve Solicitudes Específicas de Cliente (9)

(CSR’s) incluidas en el documento de planeación del cliente llamado: TERMINOS DE

REFERENCIA (TDR) 7.1-2007. El presente documento de Viabilidad Ambiental (informe)

aborda cada una de las nueve CSRs.

1. Visión Panorámica de los aspectos de VIABILIDAD AMBIENTAL:

Se considera que habrá un impacto mínimo en el área circundante debido a la ampliación de

la refinería Talara. Habrá cambios en el sistema de la bocatoma de agua de mar, no

obstante, los diseños de válvulas de baja velocidad con rejillas de apertura más pequeñas y

descargas dispersadas en forma adecuada junto con la extracción de las mismas fuera de la

Bahía Talara mejorará la pesca y las condiciones de la playa.

Las emisiones al aire se verán afectadas, sin embargo, se diseñarán nuevos equipos y

unidades de proceso para satisfacer las Regulaciones Peruanas y los Estándares del Banco

Mundial. Como resultado, los esfuerzos de modernización que incluyen la producción de

combustibles de bajo azufre, la utilización de residuos y el control de emisiones pueden tener

un impacto positivo general sobre el medio ambiente no solo de Talara sino del país, así

como la creación de un aspecto económico positivo. Lo último incluye ingresos de la venta de

coque, ácido sulfúrico y combustibles de motor de mayor valor. El impacto del control de la

polución se revisará en detalle en la Valoración del Impacto Ambiental (EIA).

2. Balance volumétrico con respecto a las emisiones, efluentes y residuos:

Los procesos más avanzados de tecnología ambiental se incluyen como parte de la

evaluacion de la factibilidad de la modernización. Las emisiones de aire tratadas (para

cumplir con las exigencias del Perú y del Banco Mundial) son compuestos orgánicos volátiles,

óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, monóxido de carbono, particulados y ruido.



5

El líquido que sale de la planta será principalmente agua de mar en circuito abierto que

tendrá únicamente un efecto minimo en la temperatura del agua receptora. Todo el proceso

de agua, purgas y otras corrientes líquidas ingresan a una planta de tratamiento de aguas

residuales, cuyo efluente cumplirá con las regulaciones de exigencia biológica y química de

oxígeno, aceite y grasa, sólidos suspendidos y disueltos y otros contaminantes que deben ser

removidos a fin de cumplir con los estándares nacionales o del Banco Mundial.

3. Volúmenes Estimados o cantidades de emisiones de gas, efluentes líquidos y residuos

sólidos:

El petróleo crudo pesado con alto azufre puede ser procesado en la refinería modernizada

con unidades de recuperación de azufres conectadas a la nueva planta de ácido sulfúrico que

cumplirá con los estándares nacionales e internacionales. Esta unidad de ácido suministra un

producto comerciable vinculado con el control de la polución. Los efluentes de aguas

residuales se estiman con base en los perfiles para las típicas refinerías de escala mundial.

Haciendo uso del circuito abierto de agua de mar se aligera el consumo de agua fresca

relacionado con la transferencia de calor y los estimados para las cantidades de agua del

proceso son consistentes con el perfil-producción total de los procesos típicos de las

refinerías petroleras.

El aspecto de los residuos sólidos es un factor durante la construcción. Una vez se completa

la modernización y el arranque, muchos residuos y sólidos del proceso terminará(n) en la

unidad de coque donde los orgánicos y los residuos se convierten en producto refinado,

combustible de refinería o un combustible sólido comerciable

4. Concentraciones estimadas de emisiones, efluentes y residuos:

Las emisiones de óxido de azufre estarán por debajo de las normas del regulador de 150

partes por millón para la unidad de recuperación de azufre. Las emisiones de óxido de azufre

del balance de la refinería serán óxidos de nitrógeno insignificantes en conjunto del promedio

de la planta que será de unas 20 partes por millón que salen de las emisiones de chimeneas

y particulados por debajo de 50 partes por millón que salen de las chimeneas.



6

El circuito abierto de agua de mar se airará para lograr menos de 0.1 partes por millón de

cloro residual. Toda agua potencialmente aceitosa será tratada para menos de 10 ppm de

aceite y grasa y descargada a menos del límite de 150 partes por millón para Demanda

Química de Oxígeno (COD/DQO)) fijada por el Banco Mundial con la DQO detallada, la

Demanda Biológica de Oxígeno será también descrita en detalle ya que el desecho sanitario

no será descargado al mar. Las unidades de tratamiento de aguas residuales deberán estar

diseñadas para cumplir con la exigencia de remoción de los sólidos suspendidos.

La modernización de la refinería ofrece la reducción potencial “en la fuente” del desecho

sólido. Esto, unido a la adición de Flexicoker permitirá a la refinería modernizada eliminar de

manera implícita los residuos y los lodos provenientes de los fondos de los tanques como

fuente de polución.

5. Evaluación del proyecto según Regulaciones Nacionales e Internacionales:

Este informe involucra una evaluación página por página de:

Sistema de Manejo Ambiental – Estándares peruanos

Análisis General de las Regulaciones Ambientales Peruanas

Manual de Prevención y Disminución de la Polución del Banco Mundial

La VIABILIDAD AMBIENTAL evalúa en particular la factibilidad mediante la revisión (Artículo

por Artículo de las regulaciones), las exigencias de aire, aguas residuales y residuos. Se

incluyen datos Tabulares para: Manejo (transporte) de hidrocarburos, Legislación General de

Aguas, residuos peligrosos, ruido, emisiones de aire permisibles, cargas contaminantes por

tonelada de petróleo crudo procesado y exigencias específicas para contaminantes

minoritarios que incluyen elevación de temperatura.

Se utilizará ISO-14000 para la operación de la refinería como sucede ahora en Talara y se

contempló como parte de la VIABILIDAD AMBIENTAL.

6. Definir conceptos para controlar y tratar contaminantes:



7

Se contempló una evaluación unidad por unidad de control de polución con respecto a los

contaminantes. De esta forma, al considerar la factibilidad de la ampliación, los problemas

ambientales abordan temas de tratamiento de aire, agua y desecho sólido. Además de los

contaminantes normales esperados y evaluados, el informe contempla también la presencia

de amoníaco, sulfuro de hidrógeno y otros compuestos que contienen azufre. La selección de

procesos para tratamiento de aguas residuales condujo a las unidades de aeración,

centrifugación e interceptores de lámina corrugada integrados con la disminución de la

polución recomendados por el American Petroleum Institute. La selección de la tecnología de

ácido sulfúrico está relacionada con la minimización de gases de óxido de azufre y vapor de

ácido.

Con respecto a los residuos pesados, el Flexicoker se convierte en un hábitat apto para

dichos desechos, orgánicos u otros. Ya que el uso final del coque es probablemente la

producción de cemento, este uso final aligera el asunto del lixiviado para los metales pesados

(que se convierten en parte de la porción de óxido del cemento).

Como parte de la VIABILIDAD AMBIENTAL, el estudio de factibilidad no reveló ningún

problema determinado que pudiese impedir la ampliación. Esto incluye, en particular las

evaluaciones de temas antes discutidos y atención más centrada en: Agua de mar, temas de

refrigeración, todas las corrientes de aguas residuales de planta, la contaminación

relacionada con el cargue o descargue de embarcaciones, corriente pluvial, fugas de tanque,

incidentes accidentales, recuperación y reutilización de aceite, tratamiento químicos de

alcantarilla de aguas residuales y naturaleza ácida o básica del proceso de corrientes de

efluentes. Este informe incluye un esquema del PLAN DE MANEJO DE RESIDUOS

SÓLIDOS DE TALARA.

7. Estimar cobertura y requisito de inversión

Mientras haya varias unidades nuevas que se incluyen las consideraciones de la ampliación,

el plano de la refinería existente puede manejar de manera fácil todas las nuevas unidades

de ampliación. La cobertura ambiental impactada de la refinería existente es de unos 100.000

metros cuadrados de área que ya está en el área de la refinería.

8. Diagrama General de la planta y procesos:



8

Los planos de planta y los diagramas de bloques y flujo son parte del Apéndice del informe.

La VIABILIDAD AMBIENTAL sugiera que la ampliación es consistente con los estándares

nacionales e internacionales y puede cumplir cualquier exigencia local.

9. Resumen y conclusiones relacionadas con el proyecto e identificar medidas que afectarán

la construcción:

Con respecto a la construcción hay temas relacionados con la vivienda, alimentación y

aspectos sociales de miles de trabajadores que estarán en el sitio de construcción. Estos

elementos incluyen la interfaz con la población local. Se abordarán los problemas técnicos

durante la construcción pero no se crearán otrosque no puedan ser resueltos.

Con respecto al proyecto terminado, la refinería ampliada será esencial para la contratación

de personal de operaciones y mantenimiento así como talleres de soporte e industrias para

partes, suministros y servicios (soldaduras, talleres de maquinaria, mecánicos). Estos

trabajos se consideran bien pagados. Se crearán otros trabajos para respaldar la industria

ampliada de embarque y marina.

RECOMENDACIONES: La VIABILIDAD AMBIENTAL del aire es consistente con la elección

de nuevos procesos que alivian la polución y proporcionan dos corrientes adicionales de

ingreso economicos para la refinería. Estos son atributos positivos con respecto a los

procesos de modernización. La ampliación mejora también el potencial para producir

solamente la electricidad requerida para operar la refinería.

Con respecto al agua, hay escenarios que realzan la posibilidad de mejorar las condiciones

de pesca en áreas de la bahía. Los cambios en el equipo de la válvula tendrán un efecto

positivo sobre especies recién incubadas y el potencial para beneficios adicionales de la

acuacultura. Este nuevo equipo mejorará también o eliminará los atascamientos de grandes

peces o moluscos. Esto habla del valor positivo del proyecto desde un punto de vista

ambiental.

Con respecto a los residuos, los nuevos contratos y los existentes con proveedores de

catalizadores para manejar los catalizadores de principio a fin se convierten en un dividendo



9

para PETROPERÚ. Además, se espera que los residuos no requerirán remoción de desecho

tóxico o peligroso desde el sitio, tampoco hay una exigencia para cultivo de tierras. En vez de

ello, el Flexicoker se convierte en un proceso de todos los residuos pesados para obtener

productos comerciales. De ahí, que esta sea una recomendación positiva relacionada con el

tema ambiental.

CONCLUSIONES: Desde un punto de vista de VIABILIDAD AMBIENTAL, uno puede concluir

que la modernización de Talara afectará de manera positiva el aire que la gente respira en

Talara y en Perú y mejorará la calidad de las aguas receptoras cercanas. No creará residuos

aceitosos sólidos que son nocivos para el medio ambiente. De hecho, dos las nuevas

unidades de control de polución/procesamiento (el flexicoker y la planta de ácido sulfúrico)

reducen, en efecto, la polución al tiempo que crean derivados comerciables.

Estos derivados (coque para alimentar plantas de cemento y ácido sulfúrico utilizado en

productos de minería) tienen dos beneficios económicos (1) Proporcionar dos nuevas

corrientes de ingresos para PetroPerú [Que no estaban antes de la expansión], (2) Mejorar el

tema de la balanza de pagos del país porque Perú no tendrá que importar tanto ácido

sulfúrico o combustible para las plantas de cemento. También, si la refinería usa flexigas para

operar las calderas de la planta, este es un uso del flexigas beneficioso para el ambiente y

mejora la conservación de energía que reduce la formación de emisiones de NOx.

Además, hay otro beneficio general a nivel comunitario y regional. Es decir: la refinería estará

produciendo combustible con bajo azufre para uso en transporte. Esto creará un efecto

positivo sobre la calidad del aire porque los camiones y los carros estarán utilizando

combustible de mejor calidad. Esto es un beneficio que está por encima y es superior a

cualquier mejoramiento que resulte de mejores medidas de control de polución en la refinería

misma.



10

Acrónimos y Definiciones Acrónimos 1 1

Acrónimo Definición# Libras$ Dólar de Estados Unidos (Salvo lo especificado de otra

manera)% Por ciento~ Aproximado ‘ Pulgadas“ PiesAg PlataAPI American Petroleum Institute B Un belio (Vea db) –También B es el símbolo del benceno Ba BarioBACT Mejor Tecnología Disponible para el Control Bbl Barriles (Un barril equivale a 44 galones) BOD Demanda Biológica de Oxígeno BTX Benceno, Tolueno, Xileno Btu Unidad Térmica Británica C CarbonoCa CalcioCd CadmioCEMS Sistema de Monitoreo de Emisión Continua Centi 1/100CGS Vea SICl CloroCm CentímetrosCN CianuroCO Monóxido de carbono CO² Dióxido de Carbono COD Demanda Química de Oxígeno CONAM Consejo Nacional del Ambiente de Perú CPI Interceptor de Lámina Corrugada CPM Método de Ruta Crítica CSRs Solicitudes Específicas de Cliente D DíaDAF Flotación por Aire Disuelto

DAYDeclaración de Perú de Importación Ambiental de Residuos Sólidos (residuos).

DbDecibelio (medición del nivel del ruido). Un decibelio es un décimo de un belio (B). Un decibelio es una unidad sin dimensión.

dB

Decibelio es la medición del ruido. El nivel del ruido es medido en dB para energía relativa ...o ... es una medición en picovatios para energía absoluta. Un sufijo (por ejemplo la A en dBA) se añade para denotar una base particular de referencia o calidades determinadas de la medición.



11

dB (A) Vea dB



12

Acrónimo DefinicióndBA Vea dBDCS Sistema de Control Distribuido Deci 1/10Deka 10DGAAE Ministerio de Minas y Energía de Perú DICAPI División de Medio Ambiente del Ministerio de Defensa del

PerúDIGEMID Departamento de Medicamento y Drogas del Perú DIGESA Departamento de Sanidad Ambiental del Perú DO Oxígeno Disuelto Documento 19128 Manual de Prevención y Disminución de la Polución del

Banco Mundial

ECA

Estándar de Calidad Ambiental, es la medición de la concentración o grado de elementos, sustancias o parámetros físicos, químico y biológicos en el aire que recibe el cuerpo que no representa riesgo importante para la salud.

e.g. Por ejemploEIA Valoración del Impacto Ambiental Manejo Ambiental Grupo de decisiones, generales o específicas que están

relacionadas con las políticas y la legislación ambiental EPA Agencia de Protección Ambiental ES Tiempo de Inicio más próximo Fe HierroFEED Ingeniería y Diseño Inicial

FlexicokerMétodo de producción de coque según licencia de EXXON Corporation

Flexigas Productos gaseosos liberados por el proceso del Flexicoker Ft Piesft/sec Pies por Segundo Emisiones fugitivas Emisiones que escapan de rebordes, válvulas, accesorios,

etc.GAELR Análisis General de las Exigencias Legales Ambientales Gal GalónGpm Galones por minuto Gm Gramo (o gramos)H2 Hidrógeno (dos átomos) H2S Sulfuro de Hidrógeno H2SO4 Ácido Sulfúrico Haz waste/desecho peligroso

Desecho Peligroso

HC HidrocarburosHecto 100Hr o hr Hora

HidrocarburosTodos los compuestos orgánicos, gaseiformes, líquidos o sólidos que consisten principalmente de carbono e hidrógeno

IPCC Panel Intergubernamental del Cambio de Clima. ISO International Standards Organization /Organización de

Estándares Internacionales



13

ISU Vea SIKg Kilogramo (o kilogramos ) Kilo 1000



14

Acrónimo Definición

L o l

El litro o litro es una unidad de volumen. Hay dos símbolos oficiales: la letra L en minúscula (l) y la (L) mayúscula. El litro aparece en varias versiones del sistema métrico aunque no es una unidad SI. Se acepta su uso con SI. La unidad internacional de volumen es el metro cúbico (m³). Un litro se indica como 1 decímetro cúbico (dm³).

Ley Ley Nº 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos y sus modificaciones

LGDA Ley General del Ambiente LMP Límite Máximo Permisible (vea también MPL) LNG Gas Natural Licuado Tonelada Larga 2240 libras. En el Reino Unido la tonelada larga es

mencionada a menudo sencillamente como: tonelada (Vea también “t”)

LPG Gas Licuado de Petróleo (normalmente propano líquido y /o butano)

LST Tiempo de Inicio Más Lejano M Metros por minuto MT Tonelada Métrica (Vea también “t” y tonelada, tonelada

métrica y tonelada). Son 1000 kilogramos de masa.

Límite Máximo Permisible (LMP)

Son los valores o medidas de la concentración o grado de elementos, sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos presentes que caracterizan un efluente o una emisión que cuando se excede, puede causar daños a la salud, el bienestar de los seres humanos y al medio ambiente.

Tonelada Métrica MT una tonelada métrica (se refiere también como tonelaje métrico) son 1000 kilogramos de masa o unas 2204.6 libras.

Tonelaje Métrico Vea tonelada métrica Mg MiligramoMg (peso) Megagramo (vea también tonelada y “t”) megagramo es la

palabra SI apropiada para una tonelada. Mg (un elemento) Magnesiomg/L Miligramos por litro (se prefiere sobre mg/l) mg/l Miligramo por litro (Vea mg/L) mg/lt Nomenclatura incorrecta para mg/L Mic Micrometro (medición de calibración no una unidad de

longitud)Mili 1/1000Min Minuto (Vea también m) MKS Vea SIMm MillimetrosMn ManganesoMPL Límite Máximo Permisible (algunos utilizan LMP en vez de

MPL)MTBC Tiempo Medio entre Reparaciones MTBF Tiempo Medio Entre Avería MTBT Tiempo Medio entre Producción



15

Mwg Indicador de Presión de Agua

N o N2Nitrógeno (Se expresa normalmente como N2 porque dos átomos de nitrógeno se desplazan juntos)



16

Acrónimo DefiniciónNDT Prueba No destructiva NORM Material Radioactivo que Ocurre Naturalmente Ni NíquelNMP Coliformes FecalesNº NúmeroNO2 Dióxido de Nitrógeno (Dióxido de Nitrógeno) Nox Óxido de Nitrógeno (todas las clases)

O o O2Oxígeno (normalmente se expresa como O2 porque dos átomos de oxígeno se desplazan juntos)

O2 Oxígeno (dos átomos de oxígeno) O3 Ozono (tres átomos de oxígeno) ºC Grado centígradoºF Grado FahrenheitP Fósforo

P Cambio de Presión o Baja de Presión PA Aromáticos Polinucleares PAMA Programa del Perú para Manejo de Residuos Ambientales PEMS Sistema de Monitoreo de Emisión Predictivo

PERTEvaluación del Programa y Técnica de Revisión (referido a menudo como gráfica PERT o diagrama PERT o arco PER).

pHMedición de acicidad y basicidad en una escala de 0-14 con agua neutral con un valor de 7.0

PM Materia ParticuladaPM-10 Materia Particulada 10.0 milímetros o menos PM-2.5 Materia Particulada 2.5 milímetros o menos PPB o ppb Partes por billón PPM o ppm Partes por millón PPMV o ppmv Partes por millón por Volumen Psi Libras por pulgada cuadrada Psig Libras por pulgada cuadrada manométrica

PWAgua Producida (agua producida es el agua que acompaña al petróleo crudo durante la producción (recuperación) de petróleo crudo de la tierra.

Residuo Desecho sólido (normalmente de una unidad de procesamiento o fondo de tanque)

RO Osmosis inversa S Segundo (vea también seg) S AzufreSe SelenioSec Segundo (vea también s) Tonelada Corta 2000 Libras. En los Estados Unidos, la tonelada corta es

mencionada sencillamente como: tonelada (vea también “t”)



17

Acrónimo Definición

SI

Sistema Internacional de Unidades (también conocido como ISU), Hay dos grupos de unidades métricas en ciencias e ingeniería. Una se basa en el centímetro, el gramo y el segundo y se llama sistema CGS. El otro se basa en el metro, el kilogramo y el segundo y se llama el sistema MKS. El Sistema Internacional de Unidades se abrevia normalmente “SI” del francés: Le Systeme International d’ unites

SINANPE Sistema Nacional del Perú de Área Natural Protegida SO2 Dióxido de Azufre SO3 Trióxido de Azufre SOP Procedimiento Operativo Estándar Sox Óxido de Azufre (Todas las clases)

T

Tonelada, conocida como tonelada métrica (M/T) o un tonelaje métrico. Una tonelada es la medición de masa igual a 1000 kilogramos. No es una unidad SI pero se acepta para uso con SI. Vea también tonelada.

t Tiempo o temperatura T Temperatura vea también t

TDRTérminos de Referencia (Documento de planeación para el proyecto Talara)

TDS Total de Sólidos Disueltos

Tonelada

2000 libras (vea también “t”, tonelada, vea tonelada larga y tonelada corta. La tonelada es un término usado principalmente en los Estados Unidos). La letra “t” es el acrónimo de tonelada o tonelaje.

Tonelaje 1000 kilogramos o 1 megagramo, Mg o 2205 libras TSS Total de Sólidos Suspendidos UN Naciones UnidasUS Estados Unidos (o versión corta de Estados Unidos de

América)US EPA Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos USA Estados Unidos de América V VanadioVOCs Compuestos Orgánicos Volátiles WSA Ácido Sulfúrico Húmedo WWT Tratamiento de aguas residuales Yr AñoZn Cinc



18

1.1

1 Viabilidad Ambiental

Hay ciertas Solicitudes Específicas de Cliente (CSRs) que deben abordarse e incluirse

en la sección de VIABILIDAD AMBIENTAL del presente informe de factibilidad. Estas

CRSs se enumeraron en la Sección Seis del documento de planeación: TÉRMINOS

DE REFERENCIA (TDR) 7.1-2007. Los TDR enumeraron las CSRs como sigue:

Visión de conjunto de las consideraciones de VIABILIDAD AMBIENTAL (1.1)

Balance volumétrico con respecto a emisiones, efluentes y residuos (1.2)

Volúmenes estimados o cantidades de emisiones de gas, efluentes líquidos y

residuos sólidos(1.3)

Concentraciones estimadas de emisiones, efluentes y residuos (1.4)

Evaluación del Proyecto según regulaciones Nacionales e Internacionales (1.5)

Definir conceptos para controlar y tratar la contaminación (1.6)

Estimar cobertura y requerimientos de inversión(1.7)

Proporcionar un Diagrama General de la planta y los procesos utilizados para

controlar emisiones, efluentes y residuos (1.8)

Resumir y presentar conclusiones relacionadas con el proyecto e identificar

medidas que afectarán la construcción (1.9)

Cada una de estas CSRs es abordada en los siguientes párrafos;

Visión Panoràmica - Viabilidad Ambiental:

El impacto de la expansión de la refinería al área de Talara estará cubierto en la

Evaluacion del Impacto Ambiental (EIA) a realizarse durante la fase siguiente del

proyecto. Con base en el uso actual del sitio y sin requerimiento adicional de terreno

para el proyecto, se prevé que el impacto ambiental del proyecto será mínimo en el

área de Talara. La única alteración de áreas fuera de la refinería será la instalación de

un muelle de embarque de productos, bocatoma y tubos de descargue en el océano



19

Pacífico. Ya que la nueva bocatoma de agua de mar y tubos de descargue mejorarán

el sistema actual de refrigeración de agua de mar mediante el uso de bocatomas de

baja velocidad, la vida marina móvil puede evitar éstas. También la descarga en el

mar profundo cumple con la legislación peruana que prohíbe el descargue de aguas

residuales en la playa.

Debe realizarse un estudio de riesgo utilizando un modelo de desastre para

determinar el impacto en las escuelas y viviendas locales que puedan exigir ya sea

una modificación de diseño para mudar lejos elementos de alto riesgo o para reubicar

los receptores sensibles que incluyen el edificio de oficinas, la sala de control y el

laboratorio. La principal consideración será la ubicación de las Esferas Horton ya que

ahora se hallan cerca del edificio de la administración y pueden representar un riesgo

inaceptable en su ubicación propuesta. El estudio de riesgo será llevado a cabo

durante la etapa FEED del proyecto en el sitio y con los tipos de equipo que puedan

utilizarse para atenuar los riesgos.

Las actualizaciones propuestas y las nuevas unidades que serán añadidas a la

refinería estarán todas diseñadas para cumplir o sobrepasar los Estándares del Banco

Mundial, los Estándares Nacionales y las regulaciones locales. El efecto neto será que

toda la refinería será modernizada para cumplir con todos los estándares anteriores.

La EIA cuantificará y aligerará las emisiones, efluentes y residuos sólidos (residuos).

El agua que en la actualidad es descargada al Océano Pacífico excede algunas veces

las 10 partes por millón (ppm) de los límites libre de aceite y grasa fijados por el

Banco Mundial. Las emisiones de aire del equipo nuevo, modificado y existente se

diseñarán para que estén dentro de los estándares peruanos y del Banco Mundial.

El impacto general de la modernización de la refinería al país del Perú será un medio

ambiente positivo esencial ya que el azufre en los combustibles de motor se reducirán

de hasta 3000 ppm hasta menos de 50 ppm y la cantidad de residuo de azufre en

aceite combustible se reducirá hasta abastecer únicamente al pequeño mercado local.

El impacto de la ampliación de la refinería del área de Talara será revisado en detalle

en la EIA. Una gran ventaja en la modernización es que menos gasolina de alto



20

octanaje necesitará importarse en virtud de la nueva configuración de la refinería

reduciendo la cantidad de material que es actualmente importado).

La modernización de la refinería proporcionará una fuente de combustibles gaseosos

de bajo azufre que reducirán la dependencia del gas natural quemado en la refinería.

Estos combustibles de bajo azufre pueden usarse también para producir vapor y

posteriormente, electricidad para uso de la refinería.

La conversión del material de residuo del aceite combustible a productos de refinería,

Flexigas y coque, reducirá la cantidad de aceite combustible que se vende en la

actualidad en el Perú, reduciendo de esta manera la cantidad de dióxido de azufre de

la quema de aceite combustible con alto azufre.

La bocatoma de agua de mar para refrigeración se diseñará utilizando los criterios

EPA de Estados Unidos para impedir que la vida marina móvil ingrese a las válvulas

de agua de mar. El tratamiento de aguas residuales será diseñado para que cumpla

con las regulaciones del Banco Mundial, con salvaguardas para garantizar que todas

las aguas descargadas en el mar cumplan con las regulaciones del Banco Mundial.

La producción de ácido sulfúrico como derivado de la refinería reducirá las

importaciones peruanas del ácido sulfúrico.

La generación del coque de petróleo abastecerá de combustible a las plantas de

cemento que operan en Perú y reduce así la importación de carbón.

Habrá una reducción en las emisiones NOx una vez la ampliación de la refinería esté

terminada, mediante el uso de diseño moderno de la unidad de la refinería que incluya

quemadores de bajo NOx y mediante la operación de hornos de refinería a

temperaturas más frías.

La ampliación de la refinería será en un área (área existente) que ya está siendo

utilizada por la refinería y está aprobada para fines industriales. El proyecto no

requerirá el uso de terreno que no sea ya parte de la refinería excepto algún área

cerca de la Bahía de Talara para los nuevos muelles.



21

1.2 Balance Volumétrico Con Respecto a Emisiones, Efluentes y Residuos

El proyecto de modernización afectará las cantidades de:

Emisiones Gaseosas

Efluente Líquido

Residuos Sólidos (tóxico, peligroso y no tóxico, no peligroso)

Otros aspectos (Ruido, radiación, olores, etc.)

Los avances en los procesos de tecnología ambiental y de equipamiento pueden

mejorar algunas de las condiciones actuales de la instalacion.

Cuando se consideran los efectos de la expansión en el aire, el agua y el residuo

sólido, las emisiones gaseosas (emisiones en la atmósfera) son las más importantes a

ser abordadas por el proyecto. Las emisiones gaseosas son las emisiones que se

advierten primero por la comunidad y pueden impactar la calidad de vida a corto

plazo. Esto se debe al que el volumen (o peso) de los materiales que llegan al aire es

más digno de atención que el caso de contaminantes en las descargas de agua o

aquéllos de residuos sólidos. En caso de descargas de agua no hay problemas

importantes con contaminantes tóxicos o peligrosos (por ejemplo, metales pesados).

En el caso de residuos sólidos, el volumen más importante (o peso) está en los

catalizadores consumidos.

Las emisiones de aire incluyen Compuestos Orgánicos Volátiles (VOCs), Óxidos de

Azufre (SOx), y Óxidos de Nitrógeno (NOx). El Monóxido de Carbono (CO) que es

permisible a niveles más altos y particulados que no serán detectables en un clima

desierto de una planta que quema la mayoría de los combustibles gaseosos sin

azufre. La mayor cantidad de emisiones de airea será N0x, el cual será generado por

la quema de gas combustible de refinería y Flexigas de bajo Btu (unidades térmicas

británicas). Las emisiones VOC son típicas para una refinería de este tamaño.



22

Los líquidos que salen de la planta serán principalmente la descarga de enfriamiento

de agua de mar, la cual, básicamente es agua de mar limpia con algún aumento en

temperatura y un leve residuo de cloro. El resto de los efluentes líquidos serán las

aguas residuales de la purga de la caldera y el agua aceitosa tratada de distintas

fuentes. Estas corrientes de aguas residuales serán solo una pequeña fracción del

sistema de descarga de agua de mar. La planta de tratamiento de aguas residuales

utilizará la Mejor Tecnología Disponible para el Control (BACT).

Los sólidos consistirán principalmente de basura doméstica de empaques y actividad

humana ya que los contenedores químicos y catalizadores serán todos reciclados

(para los proveedores de estos materiales), dejando solo algunas cosas como

fragmentos de metal y una pequeña cantidad de desechos peligrosos, los cuales

serán principalmente cartuchos de filtro y solventes de operaciones de mantenimiento.

Se generará ruido por la construcción de las instalaciones pero será temporal y será

mitigado en lo tocante a reducir el impacto a la comunidad usando amortiguadores en

el equipo de construcción y recibiendo tantos suministros como sea práctico por vía

marítima para reducir el tráfico por la comunidad. La construcción ruidosa se limitará a

las horas del día únicamente si se convierte en un problema. No se espera problema

porque la parte principal del esfuerzo de construcción estará en un área remota de la

comunidad protegida por el patio de tanques de la planta existente. El único problema

potencial del área para la construcción es accionar el conjunto de pilotes para el

nuevo muelle de embarque de productos. Esto puede mitigarse fácilmente, si es

necesario, mediante el uso de métodos de accionamiento de pilotes más silenciosos.

Las emisiones de ruido después que el proyecto esté concluido serán mínimas ya que

el equipo estará resguardado de la comunidad por el patio de tanques y se adquirirá

para mitigar el ruido ya que el equipo potencialmente ruidoso se especificará con

limitaciones de ruido. Muchas piezas de los nuevos equipos, tales como los motores

grandes, son diseñadas ahora con bajas salidas de decibeles (dB) en mente, de forma

que, la expansión de la refinería se beneficiará de estos avances en tecnología. El

ruido no debe ser problema para este proyecto.



23

Los aspectos sociales podrían convertirse en un problema en la construcción debido a

la afluencia de grandes cantidades trabajadores calificados que se requieren para

construir la nueva planta. Los trabajadores importados se traerán para complementar

la disponibilidad de mano de obra local y la falta de personal local calificado. La

primera preferencia de contratación será para la mano de obra local si están

calificados para la tarea. El impacto de más de mil hombres viviendo solos, lejos de

una gran ciudad, puede aumentar la incidencia de delito para los hombres importados

y para oportunistas que sacan ventaja de los muchos solteros que tendrán efectivo

para gastar o perder. El proyecto debe abordar las necesidades de más policía así

como la clínica para manejar cualquier enfermedad social que son comunes con la

afluencia de muchos solteros a la comunidad.

En general, el impacto económico sobre la comunidad será positivo para los cinco

años de la construcción pero la afluencia de gente adicional puede forzar la economía

a proporcionar bienes adecuados y servicios causando una potencial inflación a nivel

local. Cuando la construcción esté concluida y la fuerza laboral importada salga del

área, la comunidad experimentará una leve recesión ya que la demanda de bienes y

servicios caerá. La economía resultante será mayor de lo que es ahora ya que la

capacidad añadida traerá puestos de trabajo permanentes y oportunidades para

servicios de apoyo. La planeación estratégica de PETROPERÚ en colaboración con el

gobierno de la comunidad, debe abordar los temas durante y después de la

construcción.



24

Volúmenes Estimados o Cantidades de Emisiones de Gas, Efluentes

Líquidos y Residuos Sólidos

El intenso procesamiento de la industria de refinación tiene exigentes retos

ambientales para proteger el aire, el agua y el suelo. Un primer paso para hacer frente

a estos retos es contemplar los distintos procesos que son necesarios para consolidar

el producto. Una vez las operaciones de la unidad han sido establecidas, los

ingenieros deben manejar los balances de material y las emisiones que llegan al aire,

al agua y a la tierra.

1.3.1 Emisiones al aire

Los VOCs emitidos se estiman en unas 296 toneladas/año con base en lo que se

conoce sobre la refinería existente y la propuesta. Se espera que esta cifra aumente

de 20 a 30% durante la Ingeniería y Diseño Inicial (FEED) y el diseño detallado

cuando esté disponible más información precisa sobre el número exacto de válvulas,

bridas y bombas. Varias Fuentes de emisiones menores tales como fugas del

tratamiento de aguas residuales no se incluyeron en estas cifras. Las emisiones de

tanque(s) se determinaron haciendo uso del programa EPA de Estados Unidos,

“Tanques” versión 4.09d que no calcula emisiones exactas para tanques de crudo con

techos flotantes por debajo de 100 pies en diámetro. Las emisiones para los tanques

de crudo con diámetros menores a 100 pies fueron estimadas con base a un factor de

los tanques más grandes. Las emisiones VOC fuente se hallan en el Apéndice

1.11.2.

Las emisiones de Óxido de Nitrógeno (NOx) serán la siguiente emisión de aire más

grande estimada para cada horno pero puede cambiar durante el diseño detallado

basado en el quemador actual utilizado y el diseño del horno. Pueden obtenerse cifras

más exactas durante FEED y depurarse durante el diseño detallado. El estimado de

NOx para cada fuente encendida puede hallarse en el Apéndice 1.11.2 en el cuadro

de resumen y la hoja de cálculo del horno y la caldera.

En resumen, las emisiones de NOx totales de la planta, basados los procesos que

requieren calor para cada unidad se muestran para el punto fuente 001 en el

apéndice para NOx, además de la contribución adicional de FCC, caldera CO ,



25

quemador de campo, motores y generación de energía. Los niveles de NOx son

razonables ya que el bajo Btu de gas quemado para crear vapor hará combustión a

una baja temperatura y no generara N0x, sin embargo, algunos de los calefactores del

proceso y la unidad WSA se operará a una temperatura más alta y puede generar

más N0x.

Las emisiones de dióxido de azufre (SOx) serán minimizadas ya que todo el gas

combustible y el Flexigas tendrá la mayor parte del azufre removido antes de la

combustión mediante la reducción de las emisiones de SOx de los hornos y las

calderas a muy bajos niveles Las emisiones de SOx de la quema de combustible

diesel para las grúas, bombas de agua para incendios y generadores de emergencia

serán inferiores a 4 toneladas /año debido a que el combustible diesel quemado será

un combustible diesel de bajo azufre producido por la refinería. La regeneración del

catalizador FCC también generará emisiones de SOx según se señala en el Apéndice.

Algunas emisiones de SOx serán generadas por la unidad de Ácido Sulfúrico Húmedo

(WSA)- El nivel de emisión de SOx de la unidad WSA será inferior a 150 ppm, que

está por debajo de los estándares del Perú, del Banco Mundial y EPA de los Estados

Unidos. Las emisiones de SOx del almacenamiento y la carga de ácido sulfúrico se

controlarán utilizando un sistema de torre de lavado por vía húmeda para captar y

controlar estas emisiones.

Las emisiones de la unidad WSA sin control de emisiones son como sigue. El caso sin

control de emisiones se muestra en el resumen del cuadro de emisiones en el

Apéndice 1.11.2.

Contaminante ppm Toneladas/añoSox 150 351Nox 50 80VOC 5 5CO 5 5

Con la adición de la unidad aguas abajo de peróxido de hidrógeno, el costo de capital

de la unidad que incluye la unidad de peróxido de hidrógeno no aumentará pero la

complejidad aumentará y requerirá de la compra de peróxido de hidrógeno para

operar la unidad. Las emisiones revisadas podrían ser como sigue:

Contaminante ppm Toneladas /año



26

Sox 15 35Nox 5 8VOC 0 0CO 0 0COS 3 7

La unidad WSA sin control de emisiones cumplirá con los estándares del Banco

Mundial sobre concentración de contaminantes. En la actualidad, ninguna unidad de

Suramérica incluye la opción de reducción de emisiones de peróxido de hidrógeno, la

cual costará mucho para operar. PETROPERÚ y los financistas deben contemplar si

la opción de las bajas emisiones se pondrá en marcha en Talara con fundamento en

que ésta aumentará los costos operativos mientras produce unas 344 toneladas por

año de ácido sulfúrico. La opción de bajas emisiones se muestra en el cuadro de

emisiones del Apéndice 1.11.2.

Ya que la refinería estará quemando gas combustible en todos los hornos y en

calderas, la generación de particulado de las fuentes encendidas no será causa de

preocupación. Talara es un sitio desierto. La emisión de particulados puede reducirse

pavimentando los diques de tanques que es un proyecto actual y el área de

ampliación.

1.3.2 Efluentes de Aguas Residuales

El circuito de refrigeración de agua de mar usará unos 65.000 galones /minuto de

agua de mar. Uno puede comparar esta cifra con la característica regla de oro de uso

de agua residual de la refinería

GENERACIÓN DE AGUA RESIDUAL CARACTERÍSTICA POR LA UNIDAD DE

REFINERÍA

ProcesoFlujo de aguas residuales

(Galones por bbl de petróleo)

Destilación del Crudo 26.0*

FCC 15.0*

Reformado 6.0



27

Desalación 2.1

Coquización 1.0

Hidrotratamiento 1.0

Fuente: Energéticos, 1998 “Uso de Agua Industrial e Implicaciones en Energía”

* La fuente original es: Oficina de Cumplimiento de EPA Agenda del Proyecto, “Profile

of the Petroleum Refining Industry” /Perfil de la Industria de Refinación del Petróleo,

Septiembre de 1995, Oficina de Cumplimiento, Oficina de Cumplimiento y Aplicación

de de Garantía. Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (MC 2221-A)

Washington, DC 20460 “Anexo 15: Producción Característica de Material de Procesos

Seleccionados de Refinación de Petróleo”

Basados en las simulaciones realizadas durante el estudio de factibilidad consta que

las cifras anteriores son mayores por el factor de 10. Otros aspectos del agua incluyen

: el agua que sale de la torre de vacío (chorros de vapor) y los efectos de la

conservación del alguna relacionados con las eficiencias del diseño que serán parte

de la facilidad ampliada.

Excepto por el desalador, la cantidad resultante de agua residual generada por los

procesos de la refinería serán menos de los mostrados en la tabla anterior porque

muchas de las aguas residuales generadas son aguas ácidas, las cuales serán

removidas y reutilizadas en el desalador, en la unidad de hidrógeno y en las unidades

de hidrotratamiento, la cantidad verdadera del proceso de aguas residuales (que

excluye el agua del desalador) se aproximará a cero o estará cerca de cero.

1.3.3 Aspectos de Residuos Sólidos

En la planeación de la refinería, los proveedores de catalizadores han acordado

recoger y reciclar estos sólidos, así que no hay exigencia de disposición de residuos

sólidos de catalizadores por PETROPERÚ. Los catalizadores consumidos salen del

sitio como propiedad y responsabilidad del fabricante. Los contenedores químicos

vacíos también serán reciclados para devolver a los proveedores para reutilización o

disposición. Esta es una práctica común.



28

El esfuerzo de construcción generará muchas toneladas de material de empaque y

pedazos de metal que pueden ser reciclados. Ya que el material de empaque estará

limpio y libre de químicos, es posible que algunos de estos puedan ser reciclados a

nivel local. El control de estos materiales será responsabilidad del contratista de

construcción con los informes entregados a PETROPERÚ para garantizar que todos

los materiales sean reciclados en forma apropiada y que no causarán problemas

ambientales. Todos los elementos desechados durante la construcción se manejarán

de manera que se puedan rastrear con vigilancia por PETROPERU.

Durante la operación de la las instalaciones, la mayor corriente de residuos sólidos

será basura normal del personal. Esto se manejará igual que la basura de las

viviendas.

Durante la construcción la cantidad de residuos solidos dependerá de cuántos

trabajadores estarán en el sitio en un momento dado. Lo último será compatible con la

planeación de PETROPERÚ, mediante el uso de un Método de Ruta Crítica (CMP)

para la construcción que se relacionará con el diagrama de Evaluación del Programa

y Técnica de Revisión (PERT) y el cronograma.

Una muy pequeña cantidad de desechos peligrosos (tales como sedimentos de

pintura que contienen residuos de solvente ) se generarán durante la construcción. De

manera similar, una vez se complete la ampliación, durante las operaciones normales

y procedimientos de mantenimiento (o como resultado de derrames u otros eventos),

la refinería manejará materiales tales como líquidos de limpieza, solventes, trapos

aceitosos, materiales empapados de aceite, absorbentes empleados, aislamiento,

cartuchos de filtro, materiales contaminados con químicos u otras sustancias

peligrosas generadas en la Operación y Mantenimiento (O&M) de la instalacion). Los

Procedimientos Estándar de Operación (SOPs) se desarrollarán para abordan los

procedimientos O&M y de disposición además de las políticas y regulaciones para

manejar todo tipo de desechos (normales, tóxicos, peligrosos, otros). Esto incluirá un

área asegurada, acceso controlado, vigilancia, temas de seguridad y capacitación del

problema (tales como ropas de protección y aparatos de respiración).



29

La generación de residuos sólidos del crudo que ingresa y los lodos aceitosos

recuperados serán eliminados ya que el azufre será removido de los productos y

convertido en ácido sulfúrico, el cual será vendido y el azufre restante, residuos y

metales será reducido a coque de petróleo, el cual se gasificará en forma parcial.

Los metales pesados (que van a parar al coque del Flexicoker) no serán problema.

Estos materiales son parte del combustible coque que alimentará los hornos de

cemento donde los metales son oxidizados a un estado no lixiviable que los convierte

en inofensivos para el medio ambiente.

El único residuo sólido que sale de las unidades, que no es consumido en la refinería

y no es devuelto al proveedor, son los cartuchos de filtro y los desechos de

mantenimiento. No es posible separar las cantidades por unidad de la refinería ni

prever la cantidad total de este material que resultará de la operación de la refinería.



30

1.4 Concentración Estimada de Emisiones, Efluentes y Residuos

Desde una perspectiva del medio ambiente, la modernización de Talara/ampliación

puede conducir al mejoramiento de la calidad del aire y del agua alrededor y cerca de

la refinería. Esto se debe a que ha habido avances en la tecnología utilizada para

controlar las emisiones de aire, los efluentes de agua y la disposición del residuo

sólido. Hay mejoras en el diseño y equipo que permiten un control optimizado de la

polución. Además, los sistemas de control de procesos y sensores permiten un

monitoreo mejor y más preciso de los problemas ambientales.

1.4.1 Emisiones de Aire

Las emisiones de aire consistirán de NOx, VOC, CO, SOx, y materia particulada. Ya

que esta refinería no estará quemando ningún residuo de aceites combustibles o

coque, no habrá metales pesados detectables como emisiones de aire.

Los niveles de NOx que producen las chimeneas de los hornos variará desde un nivel

alto de 200 ppm de la actual unidad (21,000 bbl/dia del horno) de la torre de vacío y

horno de la torre atmosférica que son los hornos existentes que estarán limitados en

la capacidad de reducir emisiones de Nox. Por razones prácticas, los niveles de N0x

puede que no estén en capacidad de reducirse hasta 48 ppm y pueden permanecer

en un par de cientos de ppm, en particular el horno de la torre de vacío. Los niveles

de Nox de los otros nuevos hornos de proceso pueden controlarse de manera fácil a

un máximo de 20 ppm N0x haciendo uso de tecnología de quemador de bajo N0x y

diseño de calefactor.

Las calderas de vapor diseñadas para quemar gases Btu del Flexicoker podrán operar

con menos de 5 ppm NOx ya que puedan ser diseñadas para operar por debajo de

1400°F de temperatura de llama sin aumentar el NOx por encima de los niveles en el

gas combustible [1400°F es la temperatura de formación de NOx ].

El promedio general de NOx será de unos 20 ppm a medida que salga de chimeneas.

Las emisiones de SOx se unirán a las ppm en el gas combustible porque todo el gas

que es quemado será bajo en compuestos de azufre. Las emisiones de CO estarán

en unos 50 ppm por fuera de las chimeneas pero pueden exceder esta cifra durante



31

una condición de alteración o arranque. Las emisiones particuladas serán inferiores a

50 ppm y excederán este número durante condiciones de operación anómalas.

Con base en la ubicación y los fuertes vientos que prevalecen desde el sudeste o

sudoeste, el modelo de dispersión que usa un modelo de rejillas mostrará que el

aumento de las emisiones proyectadas en el peor de los casos será insignificante

para la comunidad.

1.4.2 Efluente de Aguas Residuales

El circuito abierto de agua de mar se devolverá al mar después de la aeración que

declorinará parcialmente el agua de mar a menos de 0.1 ppm de cloro residual. El

aumento de la temperatura en el Océano Pacifico después de la mezcla inicial del

agua de refrigeración será de menos de 2.5°C. Esto cumple con el aumento de

temperatura permisible por las regulaciones peruanas y el límite de 3°C del Banco

Mundial. Conforme a las Pautas revisadas del Banco Mundial de abril de 2007, los

(2.5) 2.5°C están al borde de la zona de mezcla “ al borde de una zona de mezcla

establecida científicamente que tiene en cuenta la calidad del agua ambiental, el uso

del agua receptora, los potenciales receptores y la capacidad de asimilación”. Esto se

expresa de manera más simple en las Pautas anteriores del Banco Mundial “... al

borde de la zona donde tiene lugar la mezcla inicial y la dilución, donde la zona no

está definida se utilizan 100 metros desde el punto de descargue.”

Todas las corrientes potenciales de agua aceitosa se separarán y se tratarán en forma

individual con menos de 10 ppm libre de aceite y grasa antes del recargue en la

corriente de descargue del agua de mar tibia.

En algunos casos, los sistemas de desagües químicos, drenaje de tanque y agua

desalada pueden contener más del límite permisible de 150 ppm de Demanda

Química de Oxígeno (COD) fijado por el Banco Mundial. Si este es el caso, estas

corrientes serán tratadas en términos biológicos (después que el aceite y la grasa

sean removidos) a menos de 150 ppm COD para reducir la Demanda Biológica de

Oxigeno (BOD) y COD hasta los límites aceptables.



32

El desalador, el tanque de extracción de agua y los líquidos de desagüe tratados

químicamente serán las únicas corrientes de aguas residuales importantes que

contendrán orgánicos disueltos. Estas corrientes serán saladas desde sus orígenes y

pueden haberse tratado biológicamente para reducir los orgánicos disueltos a niveles

aceptables. A medida que los niveles de sal permanecen constantes de manera

justificada, el tratamiento biológico tendrá éxito y con bajo costo debido a la baja tasa

de flujo de estas corrientes.

1.4.3 Residuos Sólidos (Residuos)

Como parte del proyecto de modernización de Talara y en anticipación al proyecto, la

refinería está adoptando cambios sustanciales a su sistema de manejo de residuos

sólidos. Un número de nuevas iniciativas se están introduciendo en el programa de

manejo de residuos sólidos y estos cambios se integrarán al programa de manejo

ambiental general. En particular, la expansión de la refinería ofrecerá también la

oportunidad de la reducción de los residuos sólidos “en la fuente” y el reciclaje. El

programa debe resultar en una reducción considerable de desechos y en la reducción

de la generación de desechos lo que resulta en un ahorro sustancial en el manejo de

desechos y costos de disposición. Con respecto a los residuos, la nueva unidad de

Flexicoking ofrece la oportunidad de trasladar los residuales pesados y los materiales

del fondo del barril al coker donde los costos pueden convertirse en rentabilidad de

productos.

[Nota: Las prácticas integradas de manejo de desechos debe involucrar la

minimización de desechos y el reciclaje].

Como parte de la EIA, la sección de residuos sólidos de este documento debe abordar

los avances técnicos que han ocurrido. Además, el SOP para residuos sólidos debe

abordar los cambios debido a la variedad de razones que incluyen las condiciones

económicas, normativas y las exigencias de licencia, sanidad y seguridad y cambio de

actitudes del público. La reducción de la polución involucra opciones de prevención de

polución y modificación del proceso. Esto incluye la capacitación en prácticas de

manejo doméstico, separación de corrientes de desechos, evitar la dilución, control de

sólidos que entran a los desagües y minimizar los sólidos que ingresan a la torre de



33

crudo (es probable que los sólidos que entran a la unidad de destilación de crudo

atraigan más aceite y puedan producir emulsiones y lodo)

Las iniciativas de producción más limpia comprometen la evaluación del proceso

unidad por unidad que considere la fuente del residuo sólido y sus Características

Materiales. Para Talara, esto incluye:

FUENTE CUALIDAD DEL MATERIAL

UNIDADES FCC CATALIZADOR PARA

PURIFICACIÓN

TANQUES

ALMACENAMIENTO

SÓLIDOS CONTAMINADOS CON

ACEITE

DESAGÜE/ALCANTARILLA LODO ACEITOSO

FUENTES VARIAS SUELO CONTAMINADO

UNIDADES DE PROCESO LIMPIEZA DE DERRAME DE

CILINDROS

NUEVAS UNIDADES DE

PROCESO

CATALIZADOR EMPLEADO

TRATAMIENTO DE AGUAS

RESIDUALES

ACEITE RECUPERADO Y

BIOSOLIDOS

FLEXICOKER PURIFICACIÓN DE COQUE

CONTAMINADO O DERRAMADO

Además, una refinería característica comparada con la Refinería Talara ampliada

genera una variedad de residuos sólidos no contaminados (algunos reciclables) que

pueden tener un impacto considerable sobre los costos generales del manejo de

desechos. Estos desechos y la tasa de generación estimada en toneladas por año

son:

MATERIAL CUALIDAD DEL MATERIAL

TAMBORES LIMPIOS 20

FRAGMENTOS DE METAL 450

PAPEL DE DESECHO 6

CARTÓN 10



34

ALUMINIO 2

MATERIA ORGÁNICA 1

Fuente: Caltex Refinery, Lytton, QLD, Australia

Nota: La reducción de residuos sólidos es importante por las auditorías ambientales al

sitio realizadas por contratistas externos que pueden suministrar (puntos de vista,

objetivos de procesos y procedimientos].

La mayor parte del residuo sólido enumerado según lo genere la refinería

característica será reciclado o despachado de vuelta al proveedor tal como cilindros y

catalizadores. El reciclaje tendrá lugar para los fragmentos de metal, cartón, aluminio,

papel, aceite recuperado y residuos aceitoso (s). Esto solo dejará material

contaminado de aceite y, basura de tipo doméstico.

La base para el programa de manejo de residuos de Talara será introducir elementos

de producción más limpios al proceso de producción. Estos elementos incluyen:

Capacitación continua del manejo de residuos en particular con respecto a los

residuos tóxicos y peligrosos

Realización de inventario de corrientes de residuos sólidos e identificación de

donde se generan

Identificar tecnologías de la unidad de proceso de reciclaje de residuos y

oportunidades

Desarrollo de reducción adicional de residuos en el sitio y opciones de reciclaje

Creación o modificación de SOPs para manejo de residuos sólidos que cubran

las nuevas unidades.



35

1.5 Evaluación del Proyecto considerando las Regulaciones Nacionales e Internacionales (Estándares):

A fin de abordar la VIABILIDAD AMBIENTAL del PROYECTO: “MODERNIZACION

DE REFINERIA TALARA,” Petro Perú S.A. solicitó un análisis de las regulaciones

Nacionales e Internacional que son pertinentes al proyecto. En ese aspecto, la

descripción técnica incluye una evaluación de:

Nacional: Ley General del Ambiente del Perú — No. (N) 28611(15.10.2005)

Referencia en inglés – Ley General del Ambiente No. 28611

Referencia en español – Ley General del Ambiente – Ley N° 28611(15.10.2005)

Internacional: Banco Mundial: Manual de Prevención y Disminución de la

Polución del Banco Mundial de Abril de 2007 (Documento

1.5.1 Regulaciones Nacionales de Perú

Para suministrar la siguiente evaluación de las normas, los ingenieros revisaron de

manera exhaustiva unas 7000 páginas de:

Sistema de Manejo Ambiental SEM- ISO 14001 (SEM-ISO)

Análisis General de las Exigencias Legales Ambientales (GAELR)

El SEM-ISO / GAELR proporciona una perspectiva Nacional para la siguiente lista de

normas que son consideradas importantes para el proyecto. Cada elemento a

continuación fue evaluado como parte de la VIABILIDAD AMBIENTAL del presente

documento de factibilidad. Cada uno de los siguientes títulos está en orden de

secuencia a medida que los datos aparecen en SEM-ISO / GAELR.

1.5.1.1 Ley General /Derechos y Principios Referencia en inglés – Environmental General Law – No. 28611

Referencia en español. – Ley General del Ambiente – Ley N° 28611(15.10.2005)

Artículo 25°.- De los Estudios de Impacto Ambiental. Cada una de las actividades de

expansión propuestas y cada proceso contemplado en la modernización se



36

consideran respecto al impacto de la polución y sus efectos en el medio ambiente

social.

Artículo 32°.- Del Límite Máximo Permisible: En toda evaluación ambiental del

proyecto, el LMP es descrito como la concentración de elementos o parámetros

físicos y biológicos que caracterizan una emisión o efluente que excede el límite que

pueda causar daño al bienestar humano o al medio ambiente.

Artículo 56°.- De la Autoridad Ambiental Nacional Para el proyecto, la autoridad final

para asuntos ambiental es: la autoridad nacional ambienta, el Consejo Nacional del

Ambiente (CONAM) que incluye todas las normas y funciones.

Artículos 74 & 75 – Responsabilidades y Prevención de Riesgo: El proyecto

identificará con claridad las responsabilidades del operador respecto a las emisiones,

efluentes, descargas e impacto negativo en el ambiente. Los operadores, además,

adoptarán las medidas de prevención de riesgo conforme a la legislación peruana.

Artículo 101°.- De los ecosistemas marinos y costeros: El proyecto prevendrá o

controlará el impacto negativo que la refinería generará que pudiese resultar en

descargas que afectan de manera negativa los ecosistemas marinos y/o costos

adyacentes a las tierras pantanosas.

Artículo 107°.- Del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado

(SINANPE)): El proyecto debe garantizar la continuidad del proceso ecológico y

evolutivo así como también la historia y cultura del país.

Artículo 115°.- De los ruidos y vibraciones : Los gerentes del proyecto son

responsables ante las autoridades sectoriales (locales) con respecto a los ruidos y

vibraciones que pueden sobrevenir de la construcción y operación del proyecto. Vea

Ruido y Vibraciones a continuación.

Artículo 116°.- De las radiaciones: Mientras la radiación no deba ser un factor en las

construcciones u operación de la refinería modernizada, la gerencia debe estar al



37

tanto de la necesidad de tratar la radiación si hubiese un problema de salud. Esta es

una posibilidad.

1.5.1.2 Normas Relacionadas con los Hidrocarburos Referencia en inglés. - Regulations for Environmental Protection of Hydrocarbon

Activity –D.S. No. 015-2006-EM

Referencia en Español. – Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de

Hidrocarburos – D.S. N° 015-2006-EM(05.03.2006)

Artículo 1 – Leyes aplicables y Regulaciones: El propósito del proyecto es cumplir con

las leyes que rigen el medio ambiente empezando con la Ley General (28611),

empero con respecto a los hidrocarburos considerar la 28245 (Manejo Ambiental),

27446 (Evaluación e Impacto Ambiental) y la Suprema Ordenanza 04202005-EM

(pertinente directamente a los hidrocarburos y compuestos orgánicos volátiles

[VOCs]).

Artículo 28 (y anterior) – Estudios de Impacto Ambiental: El proyecto debe tratar

algunas exigencias de cronograma y disposiciones para la identificación de la fuente

de hidrocarburos y su control. Esto se hará por intermedio de las agencias

gubernamentales pertinentes (por ejemplo DGAAE [Ministerio de Minas y Energía])

según lo exigido por la ley peruana. Los temas de hidrocarburos son sumamente

importantes ya que una acción impropia puede conducir a un enjuiciamiento (Artículo

82).

1.5.1.3 Asuntos con el Sistema Hidráulico Público:

El agua subterránea como superficial son cuestiones importantes que son del dominio

del estado en virtud de la Ley de Aguas 29 del 2 de agosto de 1985.

Referencia en inglés. – Waters Law 29 de fecha 2 de agosto de 1985

Referencia en español. – Ley 29-1985, del 2 de agosto, de Aguas(Ley General de

Aguas – Decreto Ley N° 17752(25.07.1979))

Artículo 57 7 58 – Concesiones de Agua: Todas las concesiones y planos hidrológicos

son otorgados por 75 años y deben adoptarse de manera que sirvan al público. El



38

proyecto debe considerar los criterios hidrológicos en su planeación. Esto incluye las

necesidades de agua del público, la irrigación y los usos industriales y marinos.

Articulo 91 – Incursión en agua salada: La modernización de la refinería debe

garantizar que no hay degradación del agua subterránea mediante la lixiviación desde

la superficie al acuífero o mediante la incursión de aguas salinas. El derrame de

materiales peligroso o tóxico no puede llegar al acuífero. Se requiere la contención de

la superficie. (Los lagos de corriente pluvial serán ajustados para alojar las

precipitaciones).

1.5.1.4 Ley General de Aguas Referencia en inglés. – Regulation of Titles I, II, and III of D.L.N. No. 17752 of

General Law of Waters - Supreme Decree - No. 261-69-AP

Referencia en español. – Reglamento de Los Títulos I, II, Y III Del D.L.N. N° 17752

Sobre Ley General De Aguas Decreto Supremo N° 261-69-AP

Artículo 7, 8 & 9 – Aguas Internacionales: El proyecto debe considerar aguas

internacionales a una distancia de 200 millas adyacentes y abordar los derechos de

pesca además de las normas pertinentes a los lagos, lagunas y zonas costeras.

Artículo 56 ff – Preservación: Las aprobaciones del proyecto con respecto al

vertimiento (tanto doméstico como industrial) debe tratarse en conjunto con las

autoridades sanitarias locales, las comisiones y ministerios que tengan autoridad

sobre el drenaje, la calidad del agua en el área de agua fresca o marina o aguas

terrestres.

Artículo 81 – Contaminantes: Ya que haremos el descargue en el océano Pacífico,

esté será un descargue de contaminantes Clase IV que se tratará en la expansión

(proyecto de modernización) para el descargue, incluir: color, sólidos suspendidos,

materiales disueltos, aceite y grasa, BOD, flúor, cianuros y metales pesados (desde

arsénico hasta cinc).



39

REGULACIONES DE AGUA CLASE IV DEL PERÚ (Aplicable a área costeras)

Contaminante Exigencia del Perú Refinería de Talara

Color 30 unidades Aplica Sustancias que causan

esencias o sabor Ausente Aplica

Sólidos Flotantes Ausente Aplica Sólidos Suspendidos 100 mg/l Aplica

Aceite y grasa Ausente Tratar en EIA Fenoles Menos de 0.01 mg/L Aplica Plomo 0.1 mg/L Aplica

Arsénico 0.2 mg/L Aplica Flúor 1.0 mg/L Aplica

Selenio 0.05 mg/L Aplica Cromo hexavalente 0.05 mg/L Aplica

Cianuro 0.01 mg/l Aplica Bario 0.01 mg/L Aplica

Cadmio 0.01 mg/L Aplica Plata 0.05 mg/L Aplica Hierro 0.03 mg/L Aplica Cinc 5.0 mg/L Aplica NMP 20,000 C/100 ml Aplica

BOD (cinco días) Menos de 50 mg/L @ 20°C

Aplica

DO 3 mg/L mínimo Aplica pH 6 -8.5 Aplica

Temperatura Menos de 2.5°C Aplica Cobalto 1.0 mg/l Aplica

NOTA: Al comparar las normas del Perú para efluentes con las regulaciones del Banco

Mundial se muestra que varios requerimientos del Perú son más severos que el Banco

Mundial. Además, el Banco Mundial no trata el tema de las coliformes fecales (NMPs). Este

valor se relaciona con la presencia de materias contaminantes y /o virus. En este aspecto, la

refinería tendría que tratar el asunto de la descarga sanitaria de desagües y cualquier

condición del proceso que conduciría a la presencia o crecimiento de organismos nocivos. Ya

que el desagüe sanitario es tratado para su reutilización como agua de irrigación para

irrigación sin contacto y sin ser descargado, PETROPERU tendrá que rotular las áreas



40

verdes que son irrigadas con agua recuperada ya que esta área es irrigada con agua no

potable.

El estándar de aceite y Grasa ausentes (ver cuadro) no es justificado para una

refinería de gran tamaño pero el nivel de 10 ppm según lo especificado por el Banco

Mundial es razonable. Es posible que puedan haber interrupciones como aceite y

grasa no visible, cuyo 10 ppm satisfará ya que no será detectada excepto mediante

una prueba de laboratorio. EIA abordará este tema en detalle y determinará si esto

significa aceite y grasa no visible frente a no detectable.

1.5.1.5 Hidrocarburos

Bajo la instrucción de la Resolución número 030-96-EM / DGAAE (1) pertinente a los

hidrocarburos hay decretos supremos y directivas (tantas como cincuenta de cada

uno) que serán tratadas por el proyecto para incluir las exigencias según lo detallado

en la identificación de los puntos de muestra, monitoreo de contaminantes y puntos de

control y equipo de control para reducir o eliminar las emisiones fugitivas y los

hidrocarburos que llegan al agua de refrigeración o aguas residuales.

Referencia en inglés. – Maximum Levels of Permissible Effluents of Active Liquid

Products, Exploitation and Commercialization of Hydrocarbon Activity - Directorial

Resolution No. 030-96-EM/DGAA(1)

Referencia en español – Niveles Máximos Permisibles Para Efluentes Líquidos

Producto De Actividades Explotación Y Comercialización De Hidrocarburos

Resolución Directoral N° 030-96-EM/DGAA (1)

Las Agencias Ambientales del Perú utilizan los diagramas GANTT para cronograma y

programación. Los Diagramas Gantt identifican hitos del proyecto y proporcionan una

cronología para terminar cada tarea. Cada hito es tener un resultado medible de si se

completan las tareas y que la terminación sea verificada. Las técnicas de monitoreo

del proyecto pueden ser importantes para los objetivos de construcción y operación.

1.5.1.6 Estándares de Calidad de Aire

Referencia en inglés. – Regulation of National Standards of Environmental Air Quality

- Supreme Decree No. 074-2001-PCM

Referencia en español. – Reglamento De Estándares Nacionales De Calidad Ambiental

del Aire, Decreto Supremo N° 074-2001-PCM



41

Artículos 2 & 4 –Estándares 7 Medidas: Consistente con el Decreto Supremo Número

044-98-PCM para control de Polución de Aire, el proyecto tratará siete principales

contaminantes del aire para incluir instrumentos de monitoreo y tiempos de monitoreo,

estos son: dióxido de azufre, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, ozono,

sulfuro de hidrogeno, plomo y particulados. El monitoreo y control de particulados

tratará particulados tan pequeños como de 2.5 milímetros. Esto último es referido

como PM-2.5. Menos severos (estándares de PM-10) aplican en algunos casos. Esto

se abordará en la EIA considerando la ubicación del proyecto en el desierto. También

el monitoreo se abordará ya que esto podría significar la toma de una media de

muestras periódicas y análisis comparado con el Sistema de Monitoreo Continuo de

Emisiones (CEMS). Puesto que el monitoreo continuo de emisiones es costoso y no

mejora el medio ambiente, otras opciones están disponibles como la toma de

muestras periódicas manuales para análisis y programación en los datos del Sistema

Modelo de Emisión Predictivo (PEMS) para permitir a los DCS hacer el modelo con

base en los parámetros de proceso y condiciones de calefactores y hornos.

Artículo 10 –Mejoramiento de la Calidad de Aire: El proyecto hace énfasis en la Mejor

Tecnología Disponible para Control (BACT) con un enfoque en el mejoramiento de la

calidad de los combustibles, en particular de diesel de bajo azufre. El Estudio de

Impacto Ambiental (EIA) debe considerar como se pueden minimizar las distancias

recorridas en vehículos asociadas a las operaciones de la refinería.

Artículo 28- Disposiciones: Las autoridades nacionales y sectoriales (locales) tratan

tanto las DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS como las TRANSITORIAS. Las

recomendaciones de control de aire del Perú contemplan las pautas relacionadas con

EPA de Estados Unidos y la Junta de Recursos de Aire del Estado de California.

1.5.1.7 Ley de Residuos Sólidos Referencia en inglés – Approve the Regulation of Supreme Law No. 27314, General

Law of Solid Residuals, Supreme Decree No. 057-2004-PCM

Referencia en español. – Aprueban el Reglamento de la Ley N° 27314, Ley General De

Residuos Sólidos, Decreto Supremo N° 057-2004-PCM

Artículo 26 –Asuntos Ambientales Relacionados con los Residuos Sólidos. Como parte del presente documento de factibilidad deben tenerse en cuenta tres temas importantes (con respecto a residuos sólidos):



42

1. El manejo de los residuos sólidos generados debe tratarse en la Declaración

de Impacto Ambiental (DAY)

2. La información DAY debe integrarse a la EIA[ El gobierno del Perú se refiere a

menudo a esta integración como : Estudios del Impacto Ambiental].

Artículo 39 & 40 – Almacenamiento: Existen normas de almacenamiento para

materiales peligrosos y su manejo incluye un cronograma para manejo y remoción.

Los temas puntuales deben ser tratados en la EIA (como en estos puntos 39 y 40)

para incluir riesgo de incendio, emisiones, higiene y seguridad.

Artículo 73 – Manejo e Infraestructura: Al tratar los temas relacionados con residuos

sólidos, debe haber un programa para manejo de este desecho (según PAMA).

También, todos los programas de residuos sólidos deben ser aprobados por el

Departamento de Salud Ambiental (DIGESA), DICAPI del Ministerio de Defensa se

encarga de los problemas de residuos en aguas marinas y puertos. Comunicarse con

DICAPI.



43

LISTA DE RESIDUOS PELIGROSOS

Los residuos de este cuadro se definen como peligrosos conforme con la Resolución Legislativa Peruana número 26234, Acuerdo de Basilea

QUÍMICOS Y METALES PESADOS

OTROS RESIDUOS

Antimonio Lodos de metal pesado o lodos de perforación

Arsénico Lodos galvánicosBerilio Desechos de Pintura

Cadmio Sólidos de colectores de Polvo Cromo Lodo de operaciones WWT Plomo Suelos contaminados

Mercurio Catalizador para purificador Selenio Ayuda filtros y Medios Filtrante Telerio Algunos componentes electrónicos Talio Cenizas

Fondos de Tanque

Aunque algunos de los materiales anteriores no son comunes a la construcción u

operaciones y mantenimiento de la refinería, la EIA debe tratar la posible existencia (o)

formación de algunos de estos residuos sólidos y facilitar el tratamiento o la disposición

adecuados. En casos de tecnología de fijación de materiales tóxicos o peligrosos puede

contemplarse volver los residuos neutros y inofensivos (mediante la oxidación a un

estado de no – lixiviable)

1.5.1.8 Ruido y Vibraciones

El Decreto Supremo de Ruido y Vibraciones No. 085-2003-PCM enumera los límites

de ruido como sigue:

Niveles de ruido permisibles

Área Límite de horadel día

Límite de hora nocturna

Área de Protección Especial

50 dBA 40 dBA

Área residencial 60 dBA 50 dBA Distrito Comercial 70 dBA 60 dBA Área Industrial 80 dBA 70 dBA



44

Estos límites tendrán que cumplirse en el cercado de la refinería utilizando el diseño y

ubicación de las unidades ruidosas que estarán incluidas en la ampliación de la

refinería.

Las normas de ruido del Banco Mundial no son tan estrictas como el Decreto

Supremo No. 085-2003-PCM.

Referencia en inglés. – Approve the Regulation of National Standards of

Environmental Quality for Noise - Supreme Decree No. 085-2003-PCM

Referencia en español. – Aprueban el Reglamento de estándares Nacionales de Calidad

Ambiental para Ruido, Decreto Supremo N° 085-2003-PCM

1.5.1.9 Planeación de Desastres

En virtud de las pautas fijadas por el Departamento de Energía y Minas (Resolución

Suprema número 047-2004-EM, la EIA y el proyecto mismo deben tratar temas

relacionados con los hidrocarburos y su transporte, almacenamiento y diques,

emisiones y el potencial de combustión gaseosa o espontánea.

Referencia en inglés. – Approve the Disaster Plan of Prevention and Attention of the

Sector of Energy and Mines - Supreme Resolution No. 047-2004-EM

Referencia en español. – aprueban el Plan De Prevención y Atención de Desastres del

Sector Energía y Minas, Resolución Suprema N° 047-2004-EM

1.5.1.10 Conservación de Recursos Naturales

Los recursos naturales del Perú están protegidos por la Constitución (Artículo 68). El

Proyecto de refinería está cerca del Área Natural Protegida como tal. La EIA tratarán

los temas de la diversidad biológica, e intereses históricos y culturales así como las

metas del país en desarrollo sostenible.

1.5.1.11 Control de Bienes Restringidos

Mientras la industria de la refinación no produce normalmente químicos que sean un

riesgo para la seguridad ni utilizables para fines ilegales, la EIA y el proyecto deben

tratar una muestra de compuestos orgánicos (algunas veces usados como solventes)

que caben dentro de la categoría de bienes prohibidos. Dichos materiales estarían

amparados en virtud de la Suprema Ordenanza número 037-91-AG publicada el

16.09.91 ….y….la Ley Número 26744 publicada el 18.01.1997. El Control de bienes

prohibidos es tratado por el Departamento de Medicamentos y Drogas (DIGEMID).



45

DIGEMID es también responsable por cualquier actividad radioactiva. La

radioactividad no parece ser un factor en el proyecto de modernización salvo que el

crudo contenga Materiales Radioactivos que Pueden Activarse en forma Natural

(NORM). Según lo explica la Sección 1.5.2.7.



46

1.5.2 Otras Normas Peruanas:

La sección anterior de este informe trató las regulaciones claves (del Gobierno

Nacional) para aire, agua y residuos sólidos (residuos). Estas están contenidas en las

primeras 2200 páginas de la Ley General del Ambiente—Ley No. 28611 (15.10.2005).

La presente sección aborda las regulaciones contenidas en las 4800 páginas finales e

las regulaciones.

Referencia en inglés. – Environmental General Law – No. 28611

Referencia en español – Ley General del Ambiente – Ley N° 28611(15.10.2005)

1.5.2.1 Derrame de Petróleo

Las regulaciones peruanas con respecto al derrame de petróleo abordan tres

posibilidades:

Derrame en planta, derrames de transporte marítimo y derrame en transporte

terrestre. En todos los tres casos, las regulaciones sugieren que las posibilidades de

derrame, en particular, en el mar no son remotas. A luz de ello, la EIA debe tratar en

forma cuidadosa los requerimientos pormenorizados de la ley y aun más para que

PETROPERÚ probablemente ya tenga los SOP’s en el lugar que traten los derrames

de todos los tipos desde el punto de vista de tanto la respuesta inmediata como la

respuesta estratégica.

La capacitación en reacción es vital, un documento de evaluación del riesgo debe

tratar con los absorbentes del derrame en el sitio y otros materiales deben estar a

mano en todo momento para tratar tanto los mini – derrames (menos de 10 barriles) y

los derrames potencialmente catastróficos. La protección de fugas y la inspección de

los tanques son parte del programa de derrame (a fin de identificar problemas antes

que ellos sucedan). Los barcos con doble casco son una exigencia para garantizar

que se minimicen los derrames en la bahía y el océano. La capacitación debe incluir

planeación de contingencia (según lo recomendado por la ley).

Las leyes de derrame abordan de manera particular el equipo de cargue y descargue

en tierra y las estrategias (que incluyen control VOC). En el caso de derrames en el

mar, la planeación debe abordar los SOPs para el terminal y su interfaz con el mar,



47

los ríos, rompeolas, lagos navegables y desde el punto de vista de equipo: grifos de

flotación, cables de amarre, servicio de amarre, dispositivos navales, manifolds,

colectores, conexiones y debe haber una interfaz activa con las autoridades

marítimas.



48

1.5.2.2 Autorización de Construcción

Hay consideraciones ambientales que deben tratarse en términos de construcción y

por los contratistas empleados en la modernización, en particular, si las compañías no

tienen sede en Perú. Esto involucra licencias y permisos y cada uno de estos debe

tratarse en la EIA. Garantía de cumplimiento a nivel nacional y de la municipalidad

provincial.

Los contratistas deben estar al tanto de los impactos potenciales de El niño en las

actividades de construcción y la posibilidad de eventos de fuertes precipitaciones

durante y después de la construcción. El diseño debe incluir provisiones para adecuar

estos eventos de precipitaciones sin causar un problema ambiental.

1.5.2.3 Almacenamiento

El proyecto debe abordar las leyes del Perú con respecto al almacenamiento, tanques

de almacenamiento, diseño del tanque de almacenamiento y contención. Esto se

extiende a la exigencia especial para almacenamiento de propano liquido y /o butano

licuado.

1.5.2.4 Protección contra incendio

Abordar los asuntos de incendios puede parecer obtuso con respecto a las

preocupaciones ambientales pero las normas peruanas cubren ciertos aspectos de los

líquidos inflamables. No solo están los líquidos VOCs sino que los reguladores

ambientales pueden estar preocupados por los efectos en la salud de los productos

de combustión del material que se quema. En algunos casos, después de un incendio,

se puede exigir que los ingenieros y químicos muestren un análisis completo de

combustión /oxidación de todo lo que se quemó en un incendio (desde los solventes

hasta las llantas de las carretillas elevadoras). El gobierno puede utilizar esta

información para determinar las multas y los temas sanitarios

El espacio de planta dentro de las unidades individuales y entre las unidades se basa

en los estándares de la NFPA para distancia segura de los hornos encendidos a las

fuentes de hidrocarburos dentro de las unidades y entre las unidades. El diseño del

paquete FEED y el diseño de detalle determinarán los detalles de espacio dentro de



49

las unidades y los acomodarán para maximizar el espacio seguro entre los

hidrocarburos y las fuentes potenciales de deflagración. El contratista del diseño de

detalle tendrá que realizar estudios para garantizar que se faciliten rutas de escape

de tamaño adecuado para el personal para prevenir lesiones mientras huyen de un

posible incendio o explosión. El nuevo edificio de administración y el laboratorio están

ubicados lejos de la planta para mantener una distancia segura de las unidades de

procesamiento en caso de incendio o explosión. La distancia exacta requerida y el

diseño del edificio para manejar la sobrepresiòn potencial serán determinados durante

el diseño de detalle cuando es posible calcular la cantidad de material que estará

comprometido en el peor caso de una explosión.

1.5.2.5 Requisitos del Informe

Hay dos tipos de informes que deben tratarse en la EIA.

Informes ambientales requeridos que están relacionados con un cronograma

Informes que deben presentarse si hay un episodio

Condiciones especiales aplicada a cada uno y la presentación de los informes puede

ser esencial porque los informes con demora pueden conllevar a multas u otra acción

legal por parte del gobierno.

Hay también una preocupación (y exigencia legal) relacionada con algún producto

refinado que pueda interpretarse como materia prima necesaria para elaborar drogas

1.5.2.6 Otros Temas de Regulación Ambiental

La generación de electricidad puede convertirse en parte de la evaluacion de la

polución de la refinería. Una consideración importante es la formación NOx. La EIA

debe tratar cualquier equipo que opere a temperaturas por encima de 1400°F (la

temperatura de formación del NOx).

Radiación: La radiación en general no es problema para las refinerías, sin embargo, la

administración de la planta debe estar al tanto que el uranio este en la misma línea



50

de valencia que el calcio y otros minerales que se hallan en el agua producida (PW)

y/o análisis de petróleo crudo. A menudo estos metales están incrustados en el lado

del tubo del pozo de petróleo para evitar esta acumulación, deben añadirse los

químicos para impedir que las sales se acumulen en el ducto /tubería. Así el petróleo

crudo puede contener sales de uranio (algunas de las cuales son radioactivas) que

pueden terminar como parte del feedstock de la refinería (antes de permanecer en la

zona de producción o atascarse en la tubería de producción). Como consecuencia,

debe haber análisis periódicos cuantitativos de todos los crudos que entran a la

refinería para garantizar que no contienen NORM.

1.5.3 Regulaciones del Banco Mundial

Con respecto a la refinación de petróleo, el documento de referencia del Banco

Mundial para temas ambientales es el MANUAL DE PREVENCÓN Y DISMINUCIÓN

DE LA POLUCION – Hacia una Producción Más Limpia 1998 (revisado en abril de

1999) páginas 377-381 más la actualización de abril de 2007 del Manual de

Prevención de la Polución.

Al revisar las prácticas apropiadas de polución de aire, el Banco Mundial no publica

una exigencia de emisión para dióxido de carbono. Sin embargo, en la discusión del

banco de la emisión de gases, el dióxido de carbono es mencionado particularmente

como contaminante que debe ser considerado en la selección de calderas, hornos y

otras operaciones que generen dióxido de carbono. En este aspecto, la sección de

resumen de este informe sugiere que la EIA aborde cómo y si el tema de los créditos

del dióxido de carbono necesita ser tratado por el proyecto. Si, por ejemplo, el

combustible biodiesel se vuelve parte de la mezcla final de diesel, esto no solo

reducirá el nivel de azufre en el combustible sino también puede conducir al pago de

créditos.

Como parte de la EIA, este documento debe tratar los niveles específicos de control

de polución requeridos por el Banco Mundial para el aire, agua y residuos sólidos

(residuos).

Para aire, esto incluye: Materia particulada, óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno,

aromáticos (BTX), VOC’s, así como también sulfuro de hidrogeno y níquel + vanadio.



51

El último lleva un valor combinado (emisión total) que debe ser menor de 2 miligramos

por metro cúbico normal.



52

BANCO MUNDIAL

Emisiones de Aire Permisibles

Por Tonelada de Petróleo Crudo Procesado

Contaminante Límite permisible

por Tonelada de

Crudo Procesad

Nivel de Emisión

Estimado de

Talara (Después

de la expansión)

Materia particulada 0.1-3.0 kg Aplica

Óxidos de Azufre 0.2-0.6 kg Aplica

Óxidos de Nitrógeno 0.06-0.5 kg Aplica

BTX

(Benceno, Tolueno, Xileno)

0.75-6.0 g Aplica

Emisiones VOC 0.5-6.0 kg Aplica

NOTA: Los valores BTX: El valor tabular es de unos 0.14 gramos (gr) de Benceno,

0.55 gr tolueno, 1.8 gr xileno. Los valores en Gramo son por tonelada de crudo

procesado. Los valores están relacionados con la recuperación Claus de Azufre. El

BACT es aceptable si es mejor que Claus. WSA es mejor que Claus y mucho mejor

que Claus con una unidad de tratamiento de gas de cola con la unidad H2O2 para

control adicional de la polución.

Talara cumplirá con estos estándares y reducirá las emisiones de aire mediante:

La minimización de las pérdidas de los tanques de almacenamiento y área de

transferencia del producto mediante métodos tales como sistemas de recuperación de

vapor, techos flotantes de doble tapa, sellos mecánicos dobles en las bombas, bridas

y válvulas que tengan fugas reducidas y mediante condiciones de presión positiva o

negativa que transporten las emisiones al equipo de control de polución en lugar de la

atmósfera.



53

Minimizar las emisiones SOx mediante el uso de equipo avanzado de procesamiento

y control de polución que cumpla con los estándares peruanos (y del Banco Mundial).

Recuperación y reciclaje de catalizadores devueltos al proveedor y control de

emisiones de polvo.

Monitoreo y limitación de emisiones fugitivas

Mantener el uso del combustible a un mínimo y el encendido por debajo de la

temperatura de formación de NOx de 1400°F. (El combustible será de bajo azufre).

Utilizar monitoreo de chimeneas (nivel de opacidad máximo del 10%)

Crear SOPS para acción correctiva así como respuesta a emergencias

Para agua, Las pautas de efluente del Banco Mundial para refinerías son por lo

general consistentes con las normas peruanas. EIA puede abordar comparaciones

lado a lado (Banco Mundial vs. Perú) para: pH, BOD, COD, TSS, aceite y grasa,

niveles de nitrógeno. Con respecto al nitrógeno, hay anotaciones específicas del

Banco Mundial (más indulgente) relacionadas con las operaciones de la unidad y

proceso de la unidad que no se consideran que añaden nitrogeno al agua (tal como la

hidrogenación y el procesamiento amino)

El Banco Mundial también aborda las exigencias de control de efluente para cromo,

plomo, fenol, benceno, benzo(a) pireno, sulfuros y nitrógeno. Talara cumplirá con los

estándares del Banco Mundial para estos contaminantes así como para los aumentos

de temperatura. El aumento de temperatura de los cuerpos receptores se maneja en

otras secciones del presente documento y la conclusión es que el aumento de la

temperatura en las aguas receptores no es un problema. Esto se debe al diseño de

dispersión y ubicación de la desembocadura y profundidad y flujo del agua en el mar.

Las aguas residuales de la refinería utilizarán una combinación de equipo de

tratamiento (Separadores, unidades DAF, etc.) para cumplir con las normas del Banco

Mundial. Donde se requiera separación de distintas corrientes tales como agua de

lluvia, agua de refrigeración, agua del proceso, sanitaria, alcantarilla, etc.. Se



54

complementará y será sinergística con WWT. Los efluentes cumplirán con los

estándares peruanos y /o del Banco Mundial (cualesquiera que sea más estricto)..



55

REQUERIMIENTOS DEL BANCO MUNDIAL PARA AGUAS RESIDUALES

(Cargas de contaminante obtenidas por tonelada de petróleo crudo procesado)

Contaminante Banco Mundial Talara

BOD 6 g Aplica

COD 50 g Aplica

TSS 10 g Aplica

Aceite y Grasa 2 g Aplica

Para residuos sólidos, El Banco Mundial recomienda que la generación de lodos

debe mantenerse por debajo de los 0.3 kg por tonelada de crudo procesado con un

límite máximo de 0.5 kg por tonelada de crudo procesado. Esto no debe ser problema

ya que los residuos de hidrocarburo y algunos otros lodos orgánicos pueden

procesarse hasta la extinción en el Flexicoker. Con respecto a los residuos sólidos, las

técnicas de disposición o técnicas de fijación deben tratar el tema que el lixiviado debe

estar a niveles aceptables. En general, el reto del tema de los residuos (residuos

sólidos) a nivel local o nivel de Perú puede ser más severo que las pautas del Banco,

en particular con respecto al efecto en las aguas subterráneas o corrientes en el mar.

Es importante que los ingenieros del proyecto entiendan las exigencias de monitoreo

e informes del Banco Mundial – en particular – si dicho informe está relacionado con

la financiación del proyecto. Se debe abordar dichos temas en la EIA. [También se

debe tener en cuenta que el Banco Mundial normalmente no financia la compra de

equipo ambiental o de proceso usado].

En resumen, el proyecto contemplará la ISO-14000 como parte de la VIABILIDAD

AMBIENTAL. Además, el proyecto tratará los niveles de emisión del Banco Mundial y

los niveles de efluentes utilizando los parámetros a continuación:



56

EMISIÓN DE AIRE DEL BANCO MUNDIAL NIVELES PARA REFINERÍA

(Miligramos por metro cúbico normal)

Parámetro Valor Máximo Talara

Materia Particulada

(PM)

50 Aplica

NOx 460 Aplica

SOx 150 para unidades

de recuperación de

azufre; 500 para

otras

Aplica

Níquel y Vanadio

(combinación)

2 Aplica

Sulfuro de

Hidrógeno (H2S)

152 Aplica



57

REQUERIMIENTOS DE EFLUENTE DEL BANCO MUNDIAL

(Miligramos por litro)

Parámetro Valor Máximo Talara

pH 6 – 9 Aplica

BOD 30 Aplica

COD 150 Aplica

TSS 30 Aplica

Aceite y Grasa 10 Aplica

Cromo Hexavalente Total

0.10.5

Aplica

Plomo 0.1 Aplica

Fenol 0.5 Aplica

Benceno 0.05 Aplica

Benzo (a) pireno 0.05 Aplica

Sulfuro 1 Aplica

Nitrógeno (total) 10 Aplica

Aumento de temperatura

Igual o menos de3° C

Aplica

NOTA: Las normas peruanas para aumento de temperatura es igual o de menos de

2.5°C



58

1.6 Definir Conceptos para Controlar y Tratar Contaminantes

Al considerar la factibilidad de la expansión, los temas ambientales se tratan en este

reporte utilizando el análisis de la raíz de la causa o en forma más especifica, el

potencial de polución unidad por unidad para aire, agua y residuo sólido. En el caso

del aire, emisiones fugitivas (fuente -sin -punto) son parte del análisis .

La polución de aire asociada con la Refinería Talara incluye: VOCs, SOx, NOx, COS y

particulados. El informe también contempló la presencia de monóxido de carbono

(CO), amoníaco (NH3), sulfuro de hidrógeno (H2S), y otras emisiones orgánicas y no

orgánicas que incluyen gases tóxicos y peligrosos.

Las aguas residuales de la refinería incluyen un análisis del agua de refrigeración de

circuito abierto del océano y los efluentes de las unidades de proceso, sistemas de

refrigeración, aguas pluviales y agua de los desagües sanitarios. El agua de los

desagües sanitarios es tratada y reutilizada como agua de irrigación. El control del

agua contaminada que contiene BOD, COD, TSS, TDS, NH3 se trata de manera

particular como temas de WWT . El estudio considera el efecto de los contaminantes

en el tratamiento biológico.

Residuos de desechos sólidos incluyen: fondo de tanque y lodos (que incluyen

metales pesados), emulsiones, aceites y grasas disueltas, residuos de hidrocarburos

pesados y desechos peligrosos, suelos contaminados, aceites utilizados y lubricantes,

desechos de solventes y pinturas, lodos y desechos químicos. Los residuos sólidos

también incluyen sólidos no peligrosos tales como basura y fragmentos de material de

operación y mantenimiento.

Además de los procedimientos estándar de control de polución, la evaluacion

ambiental incluye el potencial de descargas accidentales de grandes cantidades de

contaminantes que pueden ocurrir debido a operaciones anómalas de equipo, falla de

equipo o error humano que represente, potencialmente, un gran riesgo al medio

ambiente local.



59

Todos los temas ambientales se tratan con respecto a la legislación local, las normas

peruanas y las regulaciones del Banco Mundial.

1.6.1 Manejo de Emisiones de Aire

Las emisiones de aire esperada se enumeran y resumen para todas las fuentes

contaminantes en la sección 1.11.2 del Apéndice.

Todos los hornos y calderas instaladas como parte del presente proyecto utilizarán

quemadores de bajo NOx para reducir, si es necesario, el NOx a unas 48 ppm o

menos del gas combustible. El uso de Flexigas en los hornos reducirá las

temperaturas de las llamas en los calefactores y por ello, reducirá el NOx generado.

Las emisiones de SOx estarán controladas en los hornos mediante la remoción del

azufre en el combustible antes de la combustión. El azufre removido se convertirá en

ácido sulfúrico para la venta.

La recuperación de vapor será facilitada en el cargue y descargue del barco para

minimizar la polución VOC. Los separadores aceite /agua estarán todos cubiertos

para reducir las emisiones de VOC.

Los productos volátiles tales como gasolina y petróleo crudo se almacenarán en

tanques de techo flotante con doble tapa para reducir las emisiones. Los productos

líquidos con vapor de alta presión tales como LPG se almacenarán en tanques

presurizados.

Los productos menos volátiles y el aceite recuperado estarán en tanques de techo

cónico con respiraderos de conservación para reducir las emisiones de VOC. Las

bombas del proceso estarán equipadas con cierres mecánicos, bridas y válvulas que

serán inspeccionadas y sometidas a mantenimiento en un programa regular para

reducir las emisiones VOC.

La puesta en los tanques del ácido sulfúrico y los respiraderos en el cargue de buques

se dirigirán a los depuradores que retirarán la mayor parte de las emanaciones ácidas



60

y el agua acídica resultante será dirigida al tratamiento de aguas residuales donde

será neutralizada antes de disponer de ella.

En resumen, con respecto a las emisiones gaseosas, hay tres consideraciones

principales. La primera son los Compuestos Orgánicos Volátiles (VOCs). La segunda

es el Óxido de Azufre (Sox) y la tercera es el Óxido de Nitrógeno (N0x). Los VOCs

estarán controlados por la gasolina y el petróleo crudo por los techos flotantes en los

productos volátiles dentro del patio de tanques de la refinería, los cuales son

actualizados en el presente a techos flotantes con doble tapa. Los VOCs estarán

controlados además mediante la añadidura de doble sello mecánico a todas las

bombas de hidrocarburos, lo que tiene lugar en la actualidad y que se incluirán en

todas las bombas nuevas. El SOx estará controlado por la remoción de la mayor

parte de los compuestos de azufre de las corrientes de gas combustible en la

refinería. Estos compuestos de azufre serán convertidos en ácido sulfúrico. El NOx

será minimizado por el amplio uso del Flexigas dentro de la refinería. El Flexigas

arderá a con una temperatura de llama más baja, disminuyendo la producción de N0x

dentro de la instalacion. Si es necesario, los quemadores existentes dentro de la

refinería se convertirán en quemadores de bajo NOx para cumplir con los

requerimientos de emisión. Todos los quemadores serán quemadores de bajo NOx.

Con respecto al control de la polución de aire, el proyecto considerará en todos los

casos:

Emisiones fugitivas (de tanques, válvulas, rebordes, bombas, etc.)

Emisiones de chimenea

Operaciones y emisiones de quemador de campo

Otras técnicas de control de polución aplicables a las unidades de proceso de la

refinería: (por ejemplo recoleccion de finos de aquéllas unidades que requieren de

catalizadores)

1.6.2 Manejo de los Temas de Agua y Aguas Residuales:



61

AGUA DE MAR: Una consideración importante para el proyecto es el agua de mar –

tanto la bocatoma de agua de mar como la descarga de agua de mar.

La bocatoma de agua de mar se halla ubicada en la actualidad en la bahía Talara y es

capaz de recibir vida marina ya que solo está protegida por una rejillas de 5

centímetros de apertura. Se propone reemplazar el sistema actual con un sistema sub

marino más profundo ubicado en el Océano Pacífico utilizando el máximo

recomendado a una velocidad de 0.15 metros/segundo (0.5 pies/segundo) requerido

para EPA de Estados Unidos y usará rejillas de bocatoma de servicio pesado que

tienen aberturas ranuradas de menos de 5 mm y posiblemente capsúlas de velocidad

según lo definido por EPA de Estados Unidos.

La baja velocidad facilitará un mecanismo para que la vida marina nade lejos de las

rejillas de la bocatoma ya que ellas evitan en forma natural la corriente artificial tal

como la que forman las rejillas de las bocatomas de agua de mar. Las bocatomas

debajo de la superficie estarán protegidas con cercas de Medusa (medusas grandes)

para evitar que la medusa se enganche en las estructuras de la bocatoma. Esto

reducirá el daño potencial y el impacto en la vida marina de la Bahía Talara y el

Océano Pacífico. El agua de mar será utilizada para el proceso de enfriamiento ya sea

en forma directa utilizando intercambiadores de calor de tubo de titanio para enfriar un

fluido de enfriamiento intermedio donde no es posible contacto del proceso.

El agua de mar tibia se descargará en el Oceáno Pacífico para prevenir causar

impacto a la sensibilidad de la Bahía Talara. Esto será en un sitio que no hará

descarga directa a la estructura de la bocatoma (probablemente al norte de la boca de

entrada para sacar provecho de la Corriente de Humboldt). El único otro material que

se mezclará con el afluente que no ha sido tratado y sometido a muestra es la

salmuera rechazada de la planta de desalinización. La planta de desalinización recibe

el agua tibia de mar como alimentación, para producir agua desalinada. El agua

rechazada es salmuera de alta salinidad que está mezclada con la restante agua de

mar tibia para descarga en el océano.

En este momento, no hay estudio batimétrico disponible en Talara que describa la

topografía debajo de la superficie. No hay en la actualidad información disponible de



62

las mareas del Océano Pacífico en Talara, corrientes, temperaturas del agua y

variaciones por estación. Esta información ayudará a determinar la longitud y

ubicación de la tubería de bocatoma de agua de mar. Para los fines de este estimado,

se supuso que la tubería se extenderá a unos 300 metros de la estructura de

bocatoma de agua de mar y el colector de la bocatoma estará ubicado en tierra a

unos 100 metros del borde de la playa.

El agua de enfiamiento podría tener una potencial contaminación de hidrocarburo si

hay fugas en los intercambiadores de calor u otro equipo de procesamiento. Todos los

tubos de los intercambiadores de calor con hidrocarburos que utilizan el enfriamiento

de agua de mar serán de titanio para mitigar las fugas potenciales. [El Titanio reduce

la corrosión que a su vez puede producir fugas. La elección de este material resistente

a la corrosión es una sana práctica ambiental].

Además de garantizar que ningún contaminante llega a las aguas receptoras, los

sensores de agua – aceite monitorearán el agua de refrigeración de circuito abierto

para identificar si y cuando está presente el aceite en el efluente. Los ingenieros que

realizan la EIA pueden abordar los Procedimientos Estándar de Operación

reparadores (SOPs) relacionados con el monitoreo y control del efluente de

refrigeración de agua. Los analistas identificarán si ocurre una fuga. Los

procedimientos de control de calidad on-line integrados con los análisis de laboratorio

harán posible que los operadores determinen donde se ubica la fuga para que tenga

lugar de inmediato la acción reparadora. El sistema de monitoreo puede adecuarse

con alarmas.

El intercambiador de calor con problemas será aislado y cualquier descarga

contaminada puede dirigirse a los sumideros del área donde el efluente puede tratarse

en el sistema separador de Interceptor de Lámina Corrugada (CPI) antes de la

descarga.

El) agua de mar tibia del sistema de refrigeración se descargará en forma directa al

océano con la advertencia que se colocarán analizadores en la corriente para

determinar si el aceite ha entrado a la corriente, la ubicación estará determinada

mediante el sometimiento a prueba del agua de descargue en sitios claves en toda la



63

instalacion para aislar el intercambiador de calor que tenga la fuga. La circulación del

agua de refrigeración será en un circuito cerrado que va al Océano Pacífico hasta los

intercambiadores de calor dentro de la refinería y de vuelta entonces al Océano

Pacífico. Una corriente de agua tibia se desviará a la Planta de Osmosis Inversa para

producir el agua desalinada requerida dentro de la planta. (Una temperatura más alta

mejora la operación de la unidad de osmosis inversa). El concentrado de Osmosis

Inversa será descargado con la refrigeración de agua de mar. La refrigeración de

agua de mar será clorinada para controlar el crecimiento de material biológico en la

refinería ya que esto sucedera una vez que la cloronización esté en un nivel residual

bajo. El agua de mar tibia será analizada en forma continua por contaminación de

hidrocarburo, cuya detección alertará para efectuar la acción reparadora. El agua de

mar se airará antes de la descarga para reducir el cloro residual a niveles aceptables.

OTRAS CORRIENTES DE AGUA RESIDUAL: Todas las demás corrientes de la

planta de aguas residuales estarán aisladas para ser tratadas y descargadas aparte

del agua de mar tibia. Estas otras corrientes de descargue de agua se limpiarán

conforme a los estándares del Banco Mundial y serán analizadas antes del

descargue.

PLANTA DE AGUAS RESIDUALES: La planta tiene varios tipos de fuentes

potenciales de polución de aguas residuales, ellas son:

Otras Fuentes de Polución de Aguas Residuales

Aguas residuales aceitosas continuas

Precipitaciones potencialmente contaminadas

Cáustico empleado

Otras aguas químicas residuales

Estas corrientes de aguas residuales (serán tratadas conforme a los estándares del

Banco Mundial antes de ser descargadas. Se minimizarán los residuos en las

corrientes para así reducir la carga en los sistemas de tratamiento y aumentar la

eficacia de los mismos.



64

Cada corriente de agua residual que potencialmente contenga hidrocarburos se

tratará tan cerca a la fuente como sea posible utilizando tecnología de separación

aceite /agua y desnatación de aceite que recuperará no más del 5% del agua y

aceite. Haciendo uso de este equipo de desnatacion se dejará solo pequeñas

cantidades de aceite en los separadores de aceite /agua. Estos separadores estarán

cubiertos para controlar las emisiones de Compuestos Orgánicos Volátiles (VOC). El

equipo de monitoreo se instalará aguas abajo de los separadores de agua /aceite para

detectar todas las concentraciones que excedan los estándares del Banco Mundial.

Algunas marcas de monitoreo aceite agua son Slick Watch de Ionics u Oil monitor de

Analytical Systems International.

OTRAS FUENTES DE CONTAMINACIÓN DE AGUA: El descargue de crudo de los

barcos usa boyas de amarre y fondeo a corta distancia de la costa para descargas

hasta dos tubos submarinos de 12” sub. Estos tubos se llenan en la actualidad con

agua de mar después del descargue de cada barco para atenuar la posibilidad de

fuga de aceite al mar. Los tubos quedan llenos de agua de mar entre los eventos de

descargue de los barcos. El agua de mar en el tubo es empujada a los tanques de

crudo cuando el siguiente barco es descargado. Esto genera más agua para drenarse

los tanques de petróleo crudo antes de procesar el crudo en la refinería

Esta situación será corregida por PETROPERÚ con un proyecto aparte para

reemplazar los tubos submarinos de 12” con tubos submarinos de descargue de 20” y

un sistema de captación y reutilización del agua de mar. Esto reducirá el agua de mar

que se añadirá a cada carga de crudo descargado y reducirá la cantidad de agua que

necesita drenarse de los tanques de crudo.

CORRIENTE PLUVIAL: El área de Talara (y la refinería) yace en un terreno árido que

recibe menos de tres pulgadas de precipitaciones por año. Eso parecerá que la

corriente pluvial no sería un problema en un sitio árido. Sin embargo, toda la corriente

que puede ocurrir durante una precipitación fuerte será recogida y sometida a

muestreo antes del descargue si en potencia puede estar contaminada. Esto se trata

en las unidades individuales que incluirán sumideros para captar y limpiar el agua o la

corriente pluvial y enviarla a tratamiento antes de la descarga. Esto será un tema para

consideración por la EIA. El agua de las precipitaciones estará contenida y sometida a



65

prueba antes del descargue según lo requerido para garantizar que la corriente estará

dentro de los límites de descargue requeridos.

FUGA EN TANQUES: Los tanques de almacenamiento del patio de tanques están

todos contenidos en forma adecuado para manejar la ruptura de un solo tanque en

cada dique y cada dique está revestido con concreto para reducir el riesgo de

contaminación del suelo y del agua subterránea debajo del tanque. Los tanques

nuevos tendran área de contención las cuales estaran revestidas con concreto o con

tubos impermeables a prueba de agua para cumplir con las regulaciones peruanas.

TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES (WWT): El tratamiento actual de las aguas

residuales de la refinería consisten de los separadores del American Petroleum

Institute (API) y los separadores Interceptores de Lámina Corrugada (CPI). Los

separadores no están cubiertos y tienen grandes cantidades de aceite flotante en la

parte superior. Un Separador CPI recibe el cáustico empleado en la operación de

lavado cáustico que incluye jabones de soda cáustica y ácidos nafténicos en los

aceites. Esto causa la emulsificación parcial del aceite y del agua.

El agua y el aceite drenados de los tanques de petróleo crudo son enviado(s) por

gravedad mediante un sistema de desagues que se encuentran sobrecargados o

inundados al Separador CPI, causando que este se sobrecargue con aceite. El

Separador API recibe agua aceitosa de las unidades de proceso que incluyen el

desalador y el agua de mar utilizada para el enfriamiento del proceso. Esto

sobrecarga el separador en términos hidráulicos y es la causa de la gran cantidad de

aceite hallado en la unidad.

En la actualidad existen tubos desnatadores de división en los separadores API Y

CPI. Estos desnatadores retiran lel aceite, saliendo grandes cantidades de agua con

aceite. Se instalará nueva tecnología de desnatacion de aceite que usan tubos

desnatadores oleofílicos para limitar la cantidad de agua que se mezcla con el aceite

recuperado. Esto no solo facilitará la recuperación de aceite (y su reciclaje) sino que

reducirá también la producción de energía y el tamaño del sistema WWT.



66

La configuración actual para el Separador API y CPI existentes se re-elaborarán

totalmente. El viejo Separador API será demolido y el Separador CPI será limpiado de

nuevo para incluir una tapa para reducir los VOCs y los tubos desnatadores

oleofílico(s). La alimentación se segregará para que las alimentaciones que contengan

grandes cantidades de aceite sean tratados aparte para retirar las densas cantidades

de aceite. El agua enviada a los separadores no debe tener más que una leve

cantidad de hidrocarburos. El agua del desalador y el patio de tanques será

desaceitada centrífugamente a un nivel de 10 ppm, El agua de la desaceitación del

desalador y el patio de tanques será enviada a los separadores CPI y por último a una

Unidad de Flotación de Aire Disuelto (DAF) antes de descargar en forma directa al

océano. El agua recuperada será idónea para reciclaje a los tanques de alimentación

de aceite.

El agua del proceso utilizará tecnología de despumación de aceite tal como rodillos

oleofílicos o tubos desnatadores oleofícos.

El agua del área de tratamiento cáustico será acidificada para romper la emulsión,

separar el aceite y el agua y entonces el pH se ajusta para cumplir con los estándares

ambientales.

RECUPERACIÓN DE ACEITE Y REUTILIZACIÓN: En la actualidad el aceite es

recuperado en los Separadores API y CPI. El aceite recuperado es colocado en un

tanque de almacenamiento y es reutilizado como alimentación. En el sistema actual,

no hay suficiente tiempo de retención para que el aceite y agua se separen causando

que el aceite retenido se sedimente. La presencia de agua salada con el aceite y la

inclusión de polvo y suciedad de los separadores abiertos aumenta la severidad del

problema de separación causando emulsiones estabilizadas de suciedad y sal. Esto

hace que la reutilización del aceite recuperado sea posible aunque difícil. .

Normalmente el calentamiento, la adición de químicos y el aumento del tiempo de

retención podrían aumentar el desempeño del sistema de recuperación del aceite

basado en operaciones previas de la refinería. Sin embargo, para hacer el sistema

eficaz en costo y más eficaz en la separación de residuos y la recolección de aceite

sin recolectar grandes cantidades de agua, es más eficaz la limpieza de aguas



67

residuales antes del descargue. El manejo de desecho químico aparte para mantener

los emulsificadores fuera del sistema de recuperación de aceite mejorará también su

desempeño. Se recomienda que el agua residual sea separada y que se instale en las

corrientes un nuevo sistema de desnatacion de aceite con menos cantidad de aceite

para disminuir la cantidad de agua que es recuperada con el aceite a menos de 5% de

agua.

El agua del patio de tanques y el desalador serán tratadas aparte en separadores

centrífugos para cumplir con las especificaciones del efluente y no fluirá a través del

separador CPI existente. Tanto los separadores nuevos como viejos estarán cubiertos

para impedir que los VOCs se escapen al aire. Todos los separadores de aceite /agua

estarán tapados para reducir las emisiones de VOC. Las cubiertas también

mantendrán el polvo lejos del aire y/o agua..

Se suministrarán un par de separadores CPI para el área del proceso para remover

aceite del agua de lavado y de lluvia. Varios analizadores distintos de aceite se

instalarán para ubicar la fuente de alguna especificación de agua de descargue.

La configuración exacta y la ubicación de cada analizador centrífugo y separador

estarán determinadas durante el paquete FEED y en la ingeniería de detalle.

TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES DESAGÜE QUÍMICO: El desagüe químico

de WWT se determinará y describirá en la fase FEED de ingeniería del proyecto. Hay

varias opciones para el tratamiento de cáustico empleado. La cantidad de cáustico

empleado aumentará en cantidad después que se complete la modernización de la

refinería y las operaciones inicien con una nueva capacidad mayor. La práctica actual

de hacer una sola separación de gravedad y liberar este material no será adecuada

después de la ampliación porque las medidas de control ambiental deben seguir los

estándares del Banco Mundial y del Perú.

En la actualidad, la refinería está modernizando el tratamiento de queroseno cáustico.

Esta actualización reducirá la cantidad de carga del sistema químico de desagüe pero

también mejorará la cantidad de aguas residuales que no necesitan tratarse.



68

Cuando se considere el método WWT hay potencial para uso de mezcladores

estáticos de baja potencia para facilitar el tratamiento. Los mezcladores estáticos

consisten de una secuencia de láminas guías estacionarias que resulten en una

mezcla radial, sistemática de fluidos que fluyen por una tubería. La ruta de flujo sigue

un patrón geométrico que impide la mezcla al azar. La operación de mezcla se

completa dentro de una distancia muy corta de flujo.

En contraste con los tanques agitados o sistemas de tubería vacíos, los mezcladores

estáticos garantizan que la corriente completa de fluido es sometida a una mezcla o

contacto obligatorio. La energía que requiere la transferencia o mezcla de masa se

toma de la corriente principal, que es tomado por una leve caída de alta presión que

se halla en el sistema comparable de tubería vacía. Esta caída de presión depende

del diseño del mezclador, las propiedades de los fluidos que se mezclan y las

condiciones operativas. Esta caída de presión es por lo general de de 0.02 – 3.0

Metros de Indicador de Presión de Agua (mwg). La demanda de energía de los

mezcladores estáticos es por lo menos de un orden de magnitud más pequeño según

se compara al sistema agitador. La energía se disipa en forma pareja por todo el

volumen del mezclador.

En la configuración del desagüe químico de la Refinería Talara, el mezclador estático

se colocará aguas arriba de la corriente del Separador CPI a utilizarse en el ajuste del

pH. Aguas abajo del mezclador estático, una sonda de pH se utilizará para controlar el

pH de la corriente a 4 o menos para hacer salir los ácidos nafténicos de los jabones y

romper la emulsión. Los tubos desnatadores oleofílicos en el sistema CPI terminarán

entonces la separación del aceite del sistema para garantizar que el aceite de la

descarga esté dentro de los requerimientos. Para entender el sistema total de

tratamiento de aguas residuales, remítase al diagrama de flujo del proceso en el

Apéndice 1.11.1.

En resumen, el agua de la refinería se separará en tres grupos distintos.

GRUPO #1: El agua aceitosa del desalador es normalmente de 5% de la carga de

crudo o unos 45000 bbls/diarios de agua desalada. Ya que el crudo es alto en sales,

el flujo será más alto, según consta en la tabla a continuación. Esta agua contendrá



69

altos niveles de aceite, orgánicos disueltos y sales después del tratamiento en el

desaceitador existente.

Los niveles esperados del desaceitador existente, tomando en cuenta los rangos

esperados de incrementos de capacidad son los siguientes. Los mismos dependerán

del modo de operación del desaceitador y del tipo de crudo.

Flujo 190 hasta 270 gpm

Aceite y Grasa 100 hasta 1,000 ppm esperados sin flujo adicional

COD 350 hasta 4,000 ppm, con base en el rango actual

Sales 25,000 hasta 50,000 ppm

pH 6 hasta 8.5

El drenaje del patio de tanques de los tanques de crudo: esta agua se generará como

hasta ahora con flujos variantes dependiendo de las prácticas manuales de drenaje de

tanque.

Las propiedades de esta corriente fluctuarán como sigue, antes del tratamiento:

Flujo 0 hasta 2,500 gpm

Aceite y Grasa 100 hasta 100% de petróleo crudo

COD 350 hasta 4,000 ppm

Sales 50,000 ppm

pH 6 hasta 8.5

GRUPO #2: El aceite y el agua de las unidades de proceso se captarán y procesaran

mediante el separador CPI existente. La labor de este separador se aumentará con

los tubos desnatadores para remover la última gota de aceite antes de pasar a la

unidad DAF y de ahí a la desembocadura.

Las propiedades de esta corriente fluctuarán como sigue antes del tratamiento:

Flujo 10 hasta 3,100 gpm, con base en 2 cm/hora de precipitaciónl (dependiendo del área pavimentada estimada en 1,400,000 metros cuadrados)

Aceite y Grasa 0 hasta 1,000 ppm en las unidades



70

COD 25 hasta 150 ppm

Sales 10 hasta 500 ppm

pH 6 hasta 8.5

GRUPO #3: El agua en el desagüe químico se acidificará hasta lograr un pH de 4.0 o

menos para hacer salir el aceite y romper alguna emulsión. El agua acidificada será

enviada a un separador CPI. Después del separador CPI, el pH se ajustará de 6.0 a

8.5. Los drenajes de la unidad de proceso serán enviados al separador CPI existente

modificado. Esto reducirá el contenido de aceite del efluente de agua por debajo del

nivel de 10 ppm. Mezclando el separador CPI con la descarga centrífuga de aceite

/agua en el DAF, el efluente de la planta estará por debajo del límite de 10 ppm de

aceite.

Los niveles esperados, antes del área de tratamiento, dependiendo de la operación de

la unidad.

Flujo 205 hasta 300 gpm,

Aceite & Grasa 20 hasta 1,000 ppm

COD 500 hasta 5,000 ppm

Sales 0 hasta 10,000 ppm

pH 10.0 hasta 13.0

El pH del efluente de agua debe estar entre 6.0 y 8.5. El efluente de la refinería

estará fácilmente dentro de estos límites.



71

1.6.3 Residuos sólidos (Residuos):

La cantidad de residuo sólido generado por la refinería consistirá de lo siguiente:

Lodo aceitoso del tratamiento de aceite /agua, fondo de tanque y otras fuentes no

plomadas de los cuales se puede disponer en el Flexicoker.

Catalizadores consumidos, los cuales serán devueltos a los provedores para nuevo

procesamiento o disposiciòn

Cilindros de productos químicos vacíos o contenedores, los cuales serán devueltos

al proveedor original para reutilización o disposición.

Aceites mezclados de las operaciones laboratorio, los cuales serán reciclados en

los tanques de crudo para nuevo procesamiento.

Fragmento de metal de las operaciones de mantenimiento, los cuales se reciclarán

para su valorizacion.

Oficina no peligrosa, laboratorio, desechos de alimentación y mantenimiento, de los

cuales se dispondrán en el sitio de disposición local municipal.

Desechos peligrosos de las operaciones de mantenimiento como aceite usado que

del cual puede disponerse en los tanques de crudo.

Desechos peligrosos distintos al aceite tales como filtros de aceite, trapos

aceitosos, aceite seco, solventes, pintura y otros desechos peligrosos de los cuales

se dispondrá en un incinerador de desechos peligrosos o relleno de tierra

autorizado para desechos peligrosos.

Desechos radioactivos de los detectores de nivel y otras fuentes serán procesados

en una instalacion autorizada para desechos radioactivos. Es posible que

detectores adicionales de nivel radioactivo no serán utilizados en este diseño.

Todo el maderaje y los contenedores químicos que virtualmente puedan

contaminarse, se dispondrá de ellos utilizando sitios de disposición seguros que



72

garanticen que no serán reciclados en la comunidad con los potenciales efectos

nocivos. Será responsabilidad de la refinería vigilar la disposición del residuo sólido y

solo permitir que sea recicladas corrientes de residuos limpios.

1.6.4 Otros aspectos (Ruido, Radiación, Olores, etc.)

Ni el ruido ni la vibración ni la radiación se consideran un problema en la refinería en

la actualidad. Para garantizar que no hay aumento significativo del ruido conforme al

programa de modernización, las compras de equipo tendrán lugar dentro de las

limitaciones de ruido del sitio de trabajo como parte de la orden de compra. Todo

equipo debe estar dentro de los límites de ruido de sitios de trabajo de las Normas

Nacionales del Perú (Sección 1.5.1.8 del presente informe) y según lo advertido en la

Ley General del Ambiente—Ley N—28611 y el Decreto Supremo N° 085-2003-PCM

También aplican las normas del Banco Mundial sobre ruido.

Referencia en inglés. – Environmental General Law – No. 28611

Referencia en español. – Ley General del Ambiente – Ley N° 28611(15.10.2005)

Las nuevas unidades de refinería incluirán las principales fuentes de ruido que estarán

ubicadas cerca de la refinería existente y que estarán resguardadas de la comunidad

por la distancia y los grandes tanques de almacenamiento. La única parte del

proyecto que no puede manejarse por distancia y /o protección será el cargue de

coque en los barcos y el traslado de los contenedores hasta y desde el muelle. Esto

se atenuará utilizando silenciadores en los motores de los camiones y motores diesel

de baja emisión en las grúas que cargan los contenedores en los barcos y los retiran

de los camiones.

La otra área con posible polución de ruido para la comunidad sería el nuevo

quemador de campo de emergencia encima de la pequeña colina de la refinería. Esto

deberá manejarse durante el diseño de detalle para garantizar que no exceda los

niveles de ruido de la comunidad en las horas de la noche o quede exenta de uso ya

que solo será utilizada a su capacidad normal en una emergencia.

Los niveles de ruido de la planta relacionados con el ruido del lugar de trabajo estarán

limitados por el diseño, uso de protectores o mediante la designación de áreas

obligatorias de protección auditiva debido a los altos niveles de ruido.



73

El ruido de la construcción puede ser un problema y será responsabilidad del

contratista de construcción quien puede que tenga que considerar realizar

operaciones que generen ruido solamente durante las horas del día y utilizar

silenciadores en el equipo y silenciar los sonidos de la colocación de pilotes en las

nuevas instalaciones del muelle.

Como protección frente al ruido existente en el ambiente de otras fuentes, se

recomienda que PETROPERÚ tome lecturas del ruido ambiental en y alrededor de la

planta antes de iniciar la construcción para determinar la línea de partida del ruido,

Esto protegerá a PETROPERÚ de las fuentes de ruido existentes que puedan poner

al proyecto por encima del límite permisible.

Se recomienda también que pueda generarse un modelo de pronóstico de ruido en

las nuevas instalaciones durante el diseño de detalle para garantizar que no excederá

los límites permisibles cuando la unidad esté construida. El modelo de ruido debe

tener en cuenta no solo la distancia sino el impacto de la protección de tanques y

edificios.

Información sobre la radiación también se abarca en la sección - 1.5.2.6 de este

informe.

Cualquier olor que emane de la refinería es el resultado de un VOC o compuestos de

azufre. El control de olores, por lo tanto, es consistente con los controles de los VOCs

y en el caso particular de las emisiones de azufre; la tecnología relacionada con el

azufre es contemplada en la modernización así como dentro de la Mejor Tecnología

Disponible para el Control (BACT) para todos los tipos de gases que contienen azufre.

1.6.5 Resumen de Conceptos para Controlar y Tratar la Polución

Los párrafos anteriores abordan el volumen y la cantidad de emisiones, efuentes y

residuos. La presente sección (los párrafos que siguen) resume algunos aspectos de

la tecnología, selección, optimización y verificación.

1.6.5.1 Emisiones de Aire



74

Hay un resumen de datos de emisión de aire hallados en el Apéndice de este informe.

Las emisiones de VOC de tanques se calcularon utilizando el software de emisión de

tanques de EPA versión 4.0.9d. Se descubrió que el software de tanques 4.09d no

manejaba los tanques de techos flotantes de menos de 100 pies de diámetro. La

inconsistencia fue corregida con la descomposiciòn en factores de las emisiones de

los tanques de menos de 100 pies de diámetro. El equipo incluido en este informe

incluye: compresores, tanques de almacenamiento (queroseno, petróleo crudo,

combustible de avión, combustible diesel, gasolina y otros combustibles lìquidos,

feedstocks o intermedios), sistemas de turbina, rejillas de carga y otro equipo que

tiene potencial para emitir VOCs.

Las emisiones fugitivas de VOC se incluyeron como parte de los cálculos de emisión

de aire. Los factores estándar de emisión se utilizaron para calcular las emisiones de

aire. Estos factores y otros fundamentos para la emisión de aire se hallan en el

Apéndice de este informe, RESUMEN DE EMISIONES DE AIRE. Las bases de los

cálculos para las emisiones de aire (que incluyen emisiones fugitivas) se hallan en la

Sección 1.10.

Las consideraciones NOx que fueron parte del análisis para modernización y control

de NOx se tratan mediante la sección del equipo de calentamiento (hornos, calderas,

etc., que pueden operarse por debajo de la temperatura de formación de 1400 grados

Fahrenheit u operados con los quemadores de bajo NOx. Al preparar la EIA, para

cada pieza de equipo de quema de combustible se contemplará el potencial de

emisiones NOx.

De particular importancia en el control de las emisiones de aire y seguridad de la

planta es el sistema operativo apropiado de quemador de campo y compensación que

pueda airear con seguridad los gases del quemador de campo y los lìquidos en

condiciones alteradas. Esto es por que el nuevo quemador de campo está ubicado de

manera tentativa en la cima de la colina lejos de las operaciones de la refinería y más

alto que la refinería principal permitiendo que la tubería de compensación siga hasta

la pendiente a un tambor de compensación y ahí hasta el quemador de campo sin

depósito que atrape lìquidos. Este diseño sin depósitos en los tubos proporcionará un

sistema de compensación seguro que facilitará un método de disposición aceptable



75

en términos ambientales de excedentes de presión en las torres y embarcaciones

durante condiciones anómalas de operación.

El sistema existente de quemador de campo puede ser de tamaño reducido para la

operación actual y será reducido de tamaño para la modernización y para la refinería

ampliada. En la actualidad no hay tubos de quemador de campo en lo alto conectados

a las torres de destilación. El sistema de quemador de campo maneja todas las

válvulas de emergencia o discos de ruptura, estos deben reevaluarse a la luz de los

cambios en la refinería, los cuales aumentarán la producción del equipo existente y

los nuevos métodos de cálculo de cargas del quemador de campo con base en el

estándar API 521 actual, el cual fue revisado después que las unidades existentes

fueron construidas. Se requiere un separador lìquido /gas para separar los líquidos de

los vapores (antes del encendido).

En el nuevo sistema de quemador de campo, la tubería será diseñada para mantener

una presión positiva o se purgará con el Flexigas o con un gas inerte para garantizar

que el oxígeno no entre al sistema. Hay varios sistemas de quemador de campo

disponibles pero la conifiguración escogida debe igualar las exigencias de las nuevas

unidades de la refinería y sin humo. Hay varios aspectos de la selección de quemador

de campo (discutidos en detalle en la Sección de las Facilidades Generales del

Informe Final). Estos factores son:

Sistema de Recuperación del quemador campo (para recuperar energía utilizable)

Encendido de quemador de campo asistido por vapor (para cambio agua gas y

mezcla de gases que entran para operación sin humo) – opción a más bajo costo

utilizada en ese estudio.

Encendido por etapas (para utilizar la presión disponible para proporcionar

encendido sin humo)

1.6.5.2 Efluentes de Agua

La planta de tratamiento de aguas residuales se ampliará y actualizará bajo el

programa de modernización de la refinería. El nuevo sistema consistirá de una serie



76

de instalaciones de alta eficacia y aislamiento de corrientes que serán utilizadas para

tratar:

Aguas desaladas

Tanque de agua de arrastre

Unidad de agua de lavado

Agua de desagües químicos

Agua de mar (utilizada para circuito abierto))

El sistema está integrado y con capacidad para manejar; remoción de sólidos

(particulados), tratamiento de orgánicos disueltos y para tratar o controlar

contaminantes menores si es requerido por la regulación. (Vea Apéndice 1.11.4)

Mientras se espera que la polución mínima sea en la desembocadura única

combinada de agua mar, la EIA puede analizar cómo las tasas de flujo adicionales

(más altas) y /o elevación temperaturas afectarán los cuerpos receptores. El agua de

mar entrante del Océano Pacífico excluirá todo pez y vida marina, la cual de manera

exitosa evitará la rejilla de la bocatoma con una velocidad que no excederá los 0.5

pies /por segundo con las rejillas y todo lo demás, se espera que la elevación de

temperatura en los cuerpos receptores no se vea afectada. Esto se debe a la

ubicación de la tubería de descargue y porque se espera que el alza de temperatura

debido al enfriamiento de circuito abierto sea inferior a 20°F. Si la bocatoma está en

la bahía Talara, la elevación de la temperatura puede superar los 40°F en la época

de verano y puede exceder 2.5°C del limite de la zona de mezcla. La corriente de

descarga se dispersará en el mar para facilitar la mezcla adecuada con el agua de

mar para no haceruna descarga directa y regresar a la boca de entrada o aumentar la

temperatura en la descarga más que unos pocos grados. Un leve aumento en la

temperatura del agua de mar aumentará la población de peces en el área intermedia

debido al crecimiento de las algas y otras formas de vida marina más pequeñas cuyo

crecimiento se verá estimulado con el aumento de la temperatura.



77

Mucho de los metales pesados en el crudo abandonarán el proceso en el coque

excepto el selenio que está presente en el crudo y aumenta a medida que los niveles

de azufre aumentan en el crudo. Las normas peruanas actuales de 0.05 mg/l de

selenio en la descarga en el océano no se logrará con el agua residual si es tratada

biológicamente ya que el tratamiento biológico removerá de 60 a 80% del selenio

presente en el agua residual. La única fuente potencial de este metal es el agua ácida

removida que se usa para el desalador.

Para fines de un estimado de la cantidad de agua residual generada por las unidades

de la refinería, favor referirse a la sección 1.3.2.: Efluentes – Agua Residual.

1.6.5.3 Residuos sólidos (Residuos)

La principal fuente de residuos sólidos generados por la refinería modernizada serán

los catalizadores consumidos. Sin embargo en virtud de los acuerdos con los

fabricantes de catalizadores, PETROPERÚ tiene y negociará un concepto de principio

a fin para catalizadores consumidos. Los proveedores serán responsables de recoger

los catalizadores consumidos y trabajarán éstos (o dispondrán de ellos) por lo que

estos residuos no se contemplan en términos de disposición en el terreno.

Habrá sólidos en los cambios periódicos del cáustico en el tratador de hidróxido de

sodio y no hay lodo del aliviadero de presión de la torre de enfriamiento que sea

eliminado mediante el uso de la refrigeración de circuito abierto.

Algunas consideraciones de desecho pueden haber sido dadas para el manejo de

filtros de cartucho consumidos. Dependiendo de los contaminantes en estos filtros,

pueden ser peligrosos y tiene que disponerse de ellos en rellenos de tierra de

desechos peligrosos. Mientras algunos desechos de refinería (basura y desechos

varios) van a un relleno de tierra regular, el lodo de procesamiento y cualquier

desecho tóxico o peligroso se tratará por el PLAN DE MANEJO DE RESIDUOS

actualizado y detallado como sigue:



78

PLAN DE MANEJO DE RESIDUOS SÓLIDOS DE

TALARA

CONTEXTO:

El proyecto de expansión generará residuos sólidos durante la construcción y durante

las operaciones rutinarias y mantenimiento de la planta. Algunos desechos se

originaran en las unidades de procesamiento o en el procesamiento ambiental. Ambos

generan sustancias peligrosas y tóxicas y no peligrosas que son tratadas como temas

de factibilidad que incluyen donde se produce el desecho (se genera) y las exigencias

específicas de disposición para cada desecho. Los rellenos de tierra autorizados se

utilizarán para los desechos que se trasladan fueran del sitio. Muy poco desechos del

proceso se trasladarán fuera del sitio porque estos materiales pueden sevir de

alimento a la unidad de coquización.

PRÓPOSITO Y ALCANCE:

El plan de manejo de desechos de Talara aplica a todos los residuos de construcción

del proyecto, también a los residuos de operaciones y mantenimiento. Para los fines

del presente plan, los ingenieros tratarán los residuos peligrosos y no peligrosos y los

que son tóxicos (debido al contenido de metal pesado o contaminación con químicos).

Los residuos de catalizadores no se contemplan por que los proveedores de

catalizadores han aceptado una disposición y /o reciclaje de principio a fin. .

REQUERIMIENTOS LEGISLATIVOS Y DE POLÍTICA:

Con respecto a los residuos, el objetivo del principio ambiental para el manejo de

residuos es garantizar que los residuos líquidos y sólidos (que incluyen los lodos) no

afecten en forma adversa las aguas subterráneas, superficiales o la calidad del agua

del océano ni conduzcan a la contaminación del suelo de ninguna clase. Todas las

exigencias del Banco Mundial y del Perú se consideran como parte de este plan.



79

El proyecto tratará las exigencias legales para residuos sólidos (residuos) para incluir

temas de reducción de residuos (en particular a nivel de la unidad), tratamiento de

suelos que puedan contaminarse con los hidrocarburos, recolección de corrientes

(con atención a los lixiviados), direccionamiento del agua contaminada y no

contaminada para prevenir la contaminación de sólidos) que a su vez pudiese llevar a

los problemas de los residuos sólidos).

La expansión abordará todas las exigencias de licencia y permisos con una meta

específica en cuanto sea posible para reutilizar y reciclar el residuo sólido generado

en la refinería Talara.

COMPROMISOS EXISTENTES DE RESIDUO SÓLIDO:

Los compromisos existentes incluyen:

Continuar la filosofía de minimización de residuos

Promover la reutilización y reciclaje donde sea práctico y económico

Operar las instalaciones de la refinería de manera que se protejan los valores del

agua superficial y subterránea

Investigar prácticas alternas para reutilización en el sitio.

Investigar alternativas para reciclar residuos de aceite

Comunicación en curso con los líderes comunitarios locales para garantizar que la

refinería permanezca como activo de la comunidad.

Los compromisos después de la expansión incluyen:

Identificar y cuantificar todos los desechos del proyecto

Identificar y cuantificar todos los desechos del proceso

Minimizar la generación de desechos en el nivel de la unidad.

Monitorear volúmenes de desechos (masa) y métodos de disposición



80

Contemplar la metodología de avanzada para manejar desechos tóxicos o

peligrosos

Evaluar en forma continua el aspecto económico de las alternativas de los

residuos sólidos

Un ejemplo de las consideraciones del aspecto económico sería considerarlos

esquemas de fijación que pudiesen neutralizar los desechos tóxicos o peligrosos para

que pudiesen ser idóneos para la disposición general estándar.

IMPACTOS POTENCIALES /OBJETIVOS AMBIENTALES:

Tratar actividades o aspectos de la expansión propuesta para que tengan un mínimo

impacto sobre:

Disposición de desechos para aliviar o impedir que agua de la superficie

contamine el agua del océano, las aguas subterráneas o que llegue a los suelos.

Garantizar que no haya acumulación de grandes volúmenes de residuos que sean

repugnantes o sirvan a los roedores.

Garantizar la disposición de residuos de manera aceptable.

INDICADORES CLAVES DE DESEMPEÑO:

La efectividad del manejo de desechos para Talara estará señalada (mediante la

conservación de archivos) frente a los parámetros de desempeño que incluyen:

Reducción en la generación de residuos

Volúmenes de almacenamiento de rellenos de tierra

Costos de disposición para cada tipo de residuo

Volumen de material contaminado de cada unidad de operación

Volumen de residuos sólidos de cada operación ambiental

Monitoreo de calidad de agua superficial y subterránea



81

Desempeño frente a las metas corporativas de minimización

Interfaz positiva con funcionarios del gobierno a cargo de temas ambientales

Cumplimiento o exceso de los límites permitidos

Creación y aprobación de SOP para residuos domésticos

PRIORIDADES DE MANEJO

Prioridades específicas relacionadas con el manejo de todo tipo de residuos sólidos

por:

Identificación y cuantificación de los tipos de residuos (descripción del residuo)

Separación del residuo en la fuente

Maximización de la reutilización y reciclaje del residuo

Hasta donde sea posible, convertir el residuo en producto comerciable (esto

puede comprometer aspectos novedosos de uso del nuevo coker)

Minimizar la disposición de desechos en rellenos de tierra

Reducción de empaques y consumibles comprados para operación y

mantenimiento

Aumento de las Políticas de Devolución al Vendedor (ya contempladas para los

catalizadores).

PLANEACIÓN Y CONTROL DEL MANEJO:

Crear equipos de minimización de residuos que tengan la responsabilidad de facilitar

los programas de minimización de residuos. Estos equipos tendrán el objetivo de

reducir los residuos de oficina e industriales y aumentar el reciclaje. Los equipos de

minimización de residuos aceptarán la responsabilidad de los objetivos corporativos

de PETROPERÚ.



82

El almacenamiento, manejo y disposición de residuos garantizará que el riesgo de

contaminación del suelo, fuente de agua o agua subterránea sea monitoreado y

también sea minimizado mediante contención. La refinería completa se operará para

minimizar los impactos fuera de ella.

En la refinería, toda corriente del área de la unidad de proceso se tratará para

remover los residuos de aceite. La facilidad WWT está diseñada para el tratamiento

de cada residuo que se espera según las altas tasas de operación de la refinería.

Se dispondrá de medidas de contingencia que tratarán la colección, contención y

redireccionamiento de los residuos si el monitoreo señala que ha ocurrido una fuga o

derrame.

El monitoreo del programa de manejo de residuos de Talara incluye estudios del

volumen, técnicas de disposición de residuos, empaque y colocación de residuos en

contenedores (en particular el material peligroso que puede abandonar el sitio). Un

aspecto importante de la disposición de residuos sólidos y el manejo de todos los

residuos incluye el monitoreo de la calidad de agua que incluye el monitoreo de los

pozos según lo requerido.

Talara elaborará un informe sobre información de manejo de residuos en un Informe

Anual de Evaluacion Ambiental que incluye las medidas de reducción, volúmenes de

residuos, volúmenes de relleno de tierras, reducción de desechos (año por año) y por

último comparaciones anuales de la calidad del agua.



83

1.7 Estimar Cobertura y Requisitos de Inversión

Como parte de la evaluacion de la VIABILIDAD AMBIENTAL, se debe considerar los

requerimientos de cobertura de tierras y sus efectos en los aspectos ambientales del

proyecto. Se debe contemplar también los requisitos de inversión y definir las fechas

estimadas para la terminación de la Refinería Modernizada.

1.7.1 Cobertura de Tierra

Con respecto a la cobertura general del terreno y el plano de la planta, las siguientes

instalaciones deben considerarse durante (FEED) y en la planeación de la EIA. Esto

incluye: la sala de control, el laboratorio, el edificio de la administración, el sistema de

quemador de campo nuevo (más grande) y existente, el muelle de carga y las

facilidades WWT que incluyen los separadores API y CPI. Estos se discuten a

continuación. La descripción detallada de las exigencias ambientales, del terreno, es

principalmente para la planta WSA, las instalaciones WWT y la unidad amino.

La sala de control La ubicación final tendrá que ser determinada por el contratista

FEED después que los resultados de un modelo de desastre se introduzca a las

unidades nuevas y existentes. Esto determinará el impacto del peor caso de

explosión en la sala de control. En ese momento, la sala de control tendrá que

ubicarse ya sea a una distancia adecuada o la estructura tendrá que edificarse para

resistir cualquier presión en el peor caso de explosión.

El edificio del laboratorio y la administración se ubican lejos de las unidades nuevas y

existentes y su ubicación tendrá que ser revisada para garantizar la seguridad de los

ocupantes, lo que se ve reforzado por la bodega existente, la cual actuará como

escudo y la distancia de las unidades.

El quemador existente y las válvulas de compensación tendrán que ser revisadas por

el FEED o el contratista de la ingeniería detalle para determinar si son adecuadas para

las regulaciones actuales (API-521) y el incremento de capacidad.



84

El nuevo quemador puede ser un simple tubo quemador con vapor para control de

humo ubicado encima de la colina, utilizando un radio de 100 metros para radiación

térmica. El tamaño exacto del radio se determinará durante la ingeniería de detalle

basado en la carga del quemador y la altura del tubo de escape.

El muelle pesquero que era el muelle de carga original se utilizará para cargar los

contenedores de coque y se muestra de manera aproximada en el plano de la planta.

Los contenedores serán trasladados del área de Flexicoking al área de muelle en

camión.

El separador API existente saldrá de servicio y será reemplazado con un sistema de

desagüe aparte utilizando una tecnología de separación moderna de agua /aceite que

usará menos energía y producirá aceite recuperado de calidad superior al tiempo que

cumple con los estándares internacionales y de los Estados Unidos para control de los

vapores de los separadores de agua aceitosa. Si la refinería cumple con los

estándares EPA de los Estados Unidos, se requerirá una planta de tratamiento

biológico en el área mostrada a disposición para unidades de proceso adicionales

cerca al mar. Una instalacion de tratamiento biológico requerirá por lo menos un

estanque de retención de hasta tres días (debe considerarse la cobertura y

metodología conforme a EIA y FEED) donde el agua residual pueda ser

homogeneizada con cal o piedra caliza si se requiere ya que tratar agua contaminada

desalinada en una unidad de tratamiento biológico causará desviaciones en el pH de la

producción de dióxido de carbono que matará el material biológico que suministra el

tratamiento.

El área total sujeta a impacto ambiental de los equipos requerida para la expansión es

de aproximadamente 42,000 metros cuadrados (no contiguos). En su totalidad, las

unidades de WSA, WWT y aminas requerirán de aproximadamente esta cantidad de

espacio.

1.7.2 Inversión en el medio ambiente

Las proyecciones de inversión en el medio ambiente se incluyen en el capital de

inversión general requerido para la modernización. El estimado actual es que la

inversión del capital en el medio ambiente será de unos $11 MM. Puede discutirse



85

que la unidad WSA debe añadirse a esta cifra que sería de unos $28 MM, y la unidad

amino debe incluirse junto con el Flexicoker. Cuando se incluyen unidades que son

consideradas de inversión ambiental es posible argumentar con excepción del

aumento de la producción de la refinería que, todas las unidades de la refinería que

producen combustibles de motor de bajo azufre y reducen los residuos que de otra

manera terminarían como aceite combustible de alto azufre y los convierten en gas

combustible y productos de bajo azufre, son inversiones ambientales. Si se usa esta

lógica la mayor parte de la inversión es ambiental.



86

1.8 Proporcionar un Diagrama General de la Planta y los Procesos Utilizados para controlar las Emisiones, Efluentes y Residuos

En el análisis debe incluirse también el Diagrama de Flujo de la Planta en el Apéndice

1.11.3 como parte del Estudio de Factibilidad además de tratar los temas de equipo y

selección del proceso así como la emisión ambiental (o de otra) de cada proceso.

Debe garantizarse que en virtud de las pautas normativas que la tecnología

garantizará que la ampliación cumple con las normas nacionales e internacionales.



87

1.9 Resumen y Conclusiones Actuales Relacionadas con el Proyecto e Identificar Medidas que Afectarán la Construcción

Al tiempo que la VIABILIDAD AMBIENTAL es un tema serio para una planta de

refinería o petro-química, hay un número de factores favorables cuando se considera

la modernización.:

Los procesos se han vuelto más eficientes en el control de contaminantes gaseosos,

líquidos y sólido. Por ejemplo, una planta de ácido sulfúrico Acido Sulfúrico Húmedo

(WSA) puede lograr bajar las emisiones de azufre a 150 ppmv o menos (exigencia del

Banco Mundial). El estándar EPA de Estados Unidos es de 250 ppmv de SO2 para la

planta de recuperación de azufre con un incinerador. De esta manera, el proceso

WSA es mejor que los requerimientos EPA. Esta tecnología es valiosa y está siendo

utilizada para el proyecto de ampliación que se contempla.

El equipo está disponible para extender el tiempo on-line: Esto se traduce en un

MTBF extendido (Tiempo Medio entre Avería) o MTBC (Tiempo Medio Entre

Reparaciones). Alto volumen, gran-escala, filtros de cartucho para plantas amino que

reducen en forma dramática los costos de los filtros y el tiempo on-line.

Hay un tema que puede ser un factor a medida que el proyecto se desarrolla y que es

el tema de si el proyecto puede relacionarse de alguna manera con la disponibilidad

de créditos de carbono de las Naciones Unidas (ONU), Panel Intergubernamental de

Cambio de Clima (IPCC)

La ampliación de la refinería tendrá un impacto económico y social en el área de

Talara. La fase de construcción creará trabajos y con el arranque de la refinería, habrá

trabajos a largo plazo para la comunidad local y flujo de efectivo adicional a largo

plazo en la comunidad. La expansión proporcionará combustibles de bajo azufre no

solo para la comunidad local sino también para todo el Perú mediante la reducción de

la cantidad de emisiones de SOx de los vehículos en operación.

El tráfico de camiones durante la construcción se aligerará una vez se termine la

construcción. El tráfico será un impacto a corto plazo y se aliviará tanto como sea



88

posible mediante la recepción, por intermedio de la construcciòn del muelle en la

Bahía Talara.

Una de las mayores cargas para la economía local será la afluencia de trabajadores

de la construción la cual tendrá vivienda temporal, servicio de sanitario y alimentación.

La comunidad no está equipada para manejar el gran número de trabajadores

adicionales y no está en capacidad de suministrar la mayoría de los trabajadores

debido a falta de experiencia. Una vez agotada la agrupación local de mano de obra,

los trabajadores serán importados al sitio de construcción de manera temporal.

Otro impacto a corto plazo será un inconveniente marginal y un impacto potencial para

la industria pesquera debido a la construcción del muelle. La suspensión se

mantendrá tan confinada como sea posible y se hará el intento de planear la llegada

de las embarcaciones en la tarde para no interferir con las actividades pesqueras. El

impacto de largo alcance será neutralizado ya que una parte mayor de la Bahía será

utilizada para embarque y recibo de productos pero la bocatoma de agua de mar y

descargas de aguas residuales a la Bahía saldrán de servicio. Esto reducirá el

impacto sobre peces jóvenes y vida marina en menor escala, mejorando la pesca. El

nuevo muelle proporcionará además áreas artificiales de arrecifes que mejorarán la

cantidad de peces en la Bahía. La descarga de agua de mar tibia al océano Pacífico

puede conducir a un aumento localizado de la población de peces en el punto de

descarga, lo que ayudará a los pescadores locales.

Los servicios de protección contra incendios, seguridad, rutina y servicios médicos de

emergencia deben ser suministrados por los contratistas de la construcción para

reducir la carga a la economía local durante la construcción

La cobertura todas las unidades nuevas está en un terreno que ya es de uso industrial

y de propiedad de la refinería con la excepción de la construcción que tendrá lugar en

los dos muelles. El edifico de laboratorio y administración se reubicará lejos de las

unidades existentes y nuevas y actuará como una valla entre la comunidad y las

nuevas unidades de refinería. El área cerca a la comunidad tendrá diseño de paisaje,

como lo es ahora, para dar una apariencia atractiva a la comunidad.



89

1.10 Referencias

1. Evaluación del Laboratorio de las técnicas de reducciòn de NOx o calderas CO de refinería. Informe final- Marzo – diciembre de 1983

Creador/Autor Lange, H.B. ; Arand, J.K. ; Mansour, M.N. ; Hunter, S.C.

Fecha de publicación 01 abril 1985

Identificador OSTI OSTI ID: 5489192

Número del Informe PB-85-200285/XAB;KVB-72-806034-1948

Organización de Investigación KVB, Inc., Irvine, CA (USA)



90

1.11 Apéndices



91

1.11.1 Sistema de Refrigeración de Agua del Océano Pacifico



92

1.11.2 Resumen de emisiones de aire (Apéndice enviado por aparte)



93

1.11.3 Plano de la Planta con Puntos de Emisión (Apéndice/Diseño enviado aparte)

Proyecto de Modernización y Expansión de la Refinería Talara Plano de la

Planta de la Refinería (Diagrama de Flujo de la Planta)

Todas las nuevas unidades se marcaron con un panel de relleno azul en el plano de la planta.

Todos los elementos en el plano de la planta se revisarán durante la elaboración del FEED.

Se espera que las ubicaciones finales se actualicen de alguna manera con información más

detallada que se desarrollará durante el FEED.

Unidades de Proceso:

Las unidades existentes no serán movidas. El mejoramiento del tratador cáustico de

combustible de aviación no se incluyó porque se terminará como proyecto de la refinería

antes de la expansión y modernización de Refineria Talara.

Las nuevas unidades se colocaron en la misma zona de las unidades existentes a fin de

hacer la refinería modernizada tan compacta como sea posible y mantener las unidades en

operación dentro de la refinería y lejos de la vista del público. Las nuevas unidades se

ubicaron también para minimizar la longitud de los recorridos de las tuberías, los cables y el

circuito de alambres.

Las nuevas unidades se espaciaron para tener en cuenta, de manera interna, el espacio

requerido para mantenimiento y lo que exige la NFPA. El mapa del plano incluyó en general

la dimensión espacial según lo requerido por la NFPA para seguridad y considerando el

riesgo de explosión para proteger a la gente en el laboratorio, en la sala de control y en el

edificio de administración durante el peor caso de desastre en la refinería. La dimensión

exacta del espacio y el plano puede modificarse según lo exigido durante el diseño de detalle

para garantizar que cumple totalmente con las buenas prácticas de diseño, la NFPA y

satisface las necesidades del peor caso de explosión mientras permite rutas adecuadas de

escape de las unidades en caso de emergencia.



94

Servicios Auxiliares:

La nueva planta de generacion de energia electrica se ubicó cerca a la planta de energía

existente para sacar provecho de las instalaciones existentes y tan cerca de la fuente de

Flexigas como sea posible.

La boca de entrada de enfriamiento de agua de mar y descarga se reubicó en el Océano

Pacífico al lado de la refinería. La boca de entrada se ubicó al sur de la descarga para sacar

provecho de la corriente de Humboldt que fluye de sur a norte. La ubicación ayudará a evitar

la descarga directa del agua tibia en la boca de entrada de refrigeración de agua.

Nuevas instalaciones Offsite (fuera del sitio) tales como comprensores de instrumentos de

aire, y la unidad de nitrógeno PSA se ubicarán dentro del área de Servicios Industriales

existentes.

Como una alternativa a esto el FEED debe analizar la posibilidad de colocar la entrada de

agua de mar en el nuevo muelle como una forma de reducir costos potenciales.

Ambiental:

El nuevo quemador es sencillamente un quemador de tubo con vapor para controlar el humo

ubicado en la parte superior de la colina utilizando un radio de 100 metros para radiación

térmica.

El agua de lavado y el agua de precipitaciones potencialmente contaminada se manejarán en

la unidad para separar la mayor parte del aceite de las corrientes de agua antes de enviar el

agua residual a la nueva instalacion de tratamiento de aguas residuales.

Los separadores API y CPI existentes serán retirados del servicio actual y reemplazados por

un sistema de desagüe separado utilizando tecnología moderna de separación de agua y

aceite. El área de tratamiento de agua residual se ubicara cerca de los separadores actuales.

Un separador CPI existente puede utilizarse para tratamiento de agua de lavado y agua de

precipitación potencialmente contaminada. Si la refinería cumple con los estándares EPA de



95

Estados Unidos para BOD y COD, se requerirá una planta de tratamiento biológico para

manejo del agua residual. Una facilidad de tratamiento biológico requerirá por lo menos un

estanque de retención de hasta tres días.

Facilidades Generales:

Se proporcionó un nuevo muelle de dos lados para cargue de productos líquidos que incluye

ácido sulfúrico. Se ubicó dentro del canal existente este nuevo muelle que proporcionará la

capacidad para cargar dos veces la capacidad del muelle existente así que la refinería

modernizada y ampliada tendrá tres veces la capacidad de carga de la que existe.

El muelle de pesca que fue el muelle de carga original se devolverá para prestar servicio

durante la construcción y se usará para cargar los contenedores de coque después del

arranque. Su ubicación se muestra en el plano de la planta. Los contenedores se trasladarán

en camión desde el área de almacenamiento a un área que se preparará cerca del muelle.

El edificio de la administración y el laboratorio se ubican lejos de las nuevas unidades y de las

existentes. Esta ubicación tendrá que revisarse en el peor caso de explosión para garantizar

la seguridad de los ocupantes. La ubicación propuesta esta mejorada por la bodega existente

que actuará como escudo.

La ubicación definitiva de la sala de control tendrá que ser decidida por el contratista FEED

después de los resultados de un modelo de desastre que se desarrolla para las unidades

nuevas y existentes. El peor caso de explosión determinará la ubicación exacta de la sala de

control. La estructura necesitará edificarse para resistir la presión del peor caso de explosión.

Para los fines de este estudio se seleccionó una ubicación óptima con base en las

consideraciones de seguridad.

Se suministran dos nuevos grupos de tanque – uno para el LPG y uno para ácido sulfúrico.

Se ubican en el área propuesta por PETROPERU.

El área del agua para combatir incendios se trasladó al lado sur del muelle, un área que no es

propensa a llenarse de arena como el área existente. Además se entregarán instalaciones

contra incendios cerca del nuevo colector de agua de refrigeración. Habrá también un tanque



96

de agua por cuatro horas para incendios normales con el soporte de emergencia del agua de

mar de las bombas de agua para combatir incendios que están reubicadas.



1.11.4 Planta de Tratamiento de Agua Residual (Diagrama de Flujo del Proceso)

97



98

1.11.5 Diagrama de Flujo del Proceso Refineria Talara (Caso seleccionado)



99

perfil del proyecto modernización refinería talara

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