FACULTAD DE INGENIERÍAS Y ARQUITECTURA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA INDUSTRIAL CARRERA PROFESIONAL: INGENIERIA INDUSTRIAL TEMA: “PLANTA DE LIUEFACCION DE MELCHORITA” CURSO: TECNOLOGIA DE GAS NATURAL SEMESTRE: DECIMO PERTENECE:
CCOLQUE PUMA MARBIN JORGE
CHRISTIAN CHIRINOS COAGUILA
DOCENTE: MG. HERMAN TAMAYO AREQUIPA - 2015
INDICE
INDICE CAPÍTULO I 1. PLANTA DE GAS LICUADO MELCHORITA 1.1. TECNOLOGÍA 1.1.1 GAS NATURAL 1.1.2 Gas Natural Licuado (GNL) 2. ETAPAS DE LA CADENA DE GNL a. Licuefacción a.1 Tratamiento: a.2 Recuperación de azufre a.3 Circuito de refrigeración: a.4 Almacenamiento del gas natural licuado b. Transporte c. Regasificación d. Transporte y distribución CAPÍTULO II TECNOLOGÍA 1. Gas natural 2.1 Gas Natural Licuado 2.1.1 ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)? 2.2 Licuefacción 2.2.1 Deshidratación 2.2.2 Tratamiento 2.2.3 Recuperación De Azufre 2.2.4 Circuito De Refrigeración Refrigeración 2.2.5 Almacenamiento Del Gas Natural Licuado 2.2.6 Pantalán De Carga 2.2.7 Transporte 2.2.7 Regasificación 2.2.8 Infraestructura Portuaria 2.2.9 Recepción Y Almacenamiento Almacenamiento De Gnl 2. 2.10 Vaporización CAPITULO III 1. 2. 3. 4.
INSTALACIONES MARITIMAS EL GASEODUCTO LA PLANTA EL IMPACTO AMBIENTAL
INDICE CAPÍTULO I 1. PLANTA DE GAS LICUADO MELCHORITA 1.1. TECNOLOGÍA 1.1.1 GAS NATURAL 1.1.2 Gas Natural Licuado (GNL) 2. ETAPAS DE LA CADENA DE GNL a. Licuefacción a.1 Tratamiento: a.2 Recuperación de azufre a.3 Circuito de refrigeración: a.4 Almacenamiento del gas natural licuado b. Transporte c. Regasificación d. Transporte y distribución CAPÍTULO II TECNOLOGÍA 1. Gas natural 2.1 Gas Natural Licuado 2.1.1 ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)? 2.2 Licuefacción 2.2.1 Deshidratación 2.2.2 Tratamiento 2.2.3 Recuperación De Azufre 2.2.4 Circuito De Refrigeración Refrigeración 2.2.5 Almacenamiento Del Gas Natural Licuado 2.2.6 Pantalán De Carga 2.2.7 Transporte 2.2.7 Regasificación 2.2.8 Infraestructura Portuaria 2.2.9 Recepción Y Almacenamiento Almacenamiento De Gnl 2. 2.10 Vaporización CAPITULO III 1. 2. 3. 4.
INSTALACIONES MARITIMAS EL GASEODUCTO LA PLANTA EL IMPACTO AMBIENTAL
4.3 Calidad del Agua de Mar 5. Ambiente Social, Económico Económico y Cultural 6. Plan de Consultas y de Divulgación Divulgación 7. Componentes del Proyecto 8. Evaluación Ambiental CONCLUSIONES BIBLIOGRAFIA
INTRODUCCIÓN
El 10 de junio del 2010 fue inaugurada la primera planta de licuefacción de gas natural de Sudamérica. La planta de licuefacción y las instalaciones marítimas están ubicadas entre las ciudades de Cañete y Chincha. Dicho terreno, denominado Pampa Larga, se encuentra justo encima de una playa llamada Melchorita; es por este motivo que el lugar ha sido adecuadamente llamado Pampa Melchorita. La inversión total ha sido de casi 4,000 4,000 millones de dólares, dólares, la mayor inversión inversión extranjera en la historia del Perú. Comenzó a operar operar en nuestro país país con miras a exportar el gas licuado a América del Norte. La instalación fue diseñada para abastecer a una planta en México durante 15 años. La empresa Perú LNG (Hunt Oil, Marubeni, SK, Repsola) propietaria de la nueva planta designó la tarea de la construcción de las obras terrestres a la empresas CBI Peruana SAC y las obras marítimas al Consorcio CDB Melchorita Melchorita (Saipem, Odebrecht, Jan de Nul); quienes a su vez confiaron en UNICON para el suministro del concreto premezclado en esta importante obra. Por la naturaleza del proyecto se necesitó de concretos especiales. Para lograrlo se instalaron dos plantas dosificadoras de concreto; en la parte alta en un área de 10,000 m2 se instaló una planta para el suministro de las obras terrestres suministrando un total aproximado de 140,000 m3, repartidos en 81,000 m3 para la base de los Tanques de Almacenamiento, 30,000 m3 para la cimentación de la Planta Criogénica, y la diferencia para otras estructuras. Se utilizó cemento tipo V y se tuvo estrictos controles de temperatura, contenido de aire, además del desarrollo de un concreto “insulado” (conductividad eléctrica específica y capacidad termal requerida) diseñado por primera vez en el Perú por nuestro ingeniero Aleksey Beresovsky. Se utilizaron 8 mixers en promedio y 2 bombas de pluma de 32m. Por el método constructivo de los Tanques de Almacenamiento Alm acenamiento del gas se realizaron más de 20 vaciados masivos continuos (mayores a 800 m3), un proceso por primera vez desarrollado en el Perú. Por otro lado, para las obras marítimas se suministraron aproximadamente aproximadamente 95,000
La movilización al área del proyecto se inició en Mayo 2007 finalizando el suministro en Diciembre 2009. Cabe destacar el excelente comportamiento y profesionalismo que tuvo el personal involucrado: staff, técnicos, operadores de planta, mixers y bombas durante este tiempo. Nos enorgullece haber sido parte de la realización de este proyecto emblemático, considerado un ejemplo mundial en la construcción de este tipo de plantas, tal como lo declaró el Presidente de Hunt Oil el Sr. Ray Hunt el día de la inauguración.
CAPÍTULO I
1. PLANTA DE GAS LICUADO MELCHORITA La obra contempla la construcción de un tren de procesamiento que producirá el gas natural licuado (GNL), un terminal marítimo con un muelle de carga, un rompeolas y un canal de navegación que permitirá el ingreso, acoderamiento seguro y salida de los buques metaneros. La nueva planta de La Melchorita es, sin duda, la obra petrolera más importante de Perú, considerando la grande inversión que alcanza los US$3.800 millones (incluso el costo de financiamiento) y cuyo impacto económico en términos de impuestos y regalías anual aportará el 0,5% del PIB de Perú. El gobierno peruano recibirá aproximadamente US$325 millones anuales de los impuestos y regalías que pagará Perú GNL, lo cual hace un total de US$5.800 millones en el transcurso de los próximos 20 años, además de que a partir del 2010 generará un promedio de US$1.350 millones por año en términos de ingresos de divisas. Perú GNL es una empresa conformada por Hunt Oil Company de Estados Unidos (50%), SK Energy de Corea del Sur (20%), Repsol YPF de España (20%) y Marubeni de Japón (10%) y ha contratado el consorcio CDB Melchorita para la construcción de estas instalaciones, que a su vez está conformado por tres
(Bélgica). El complejo industrial consiste en la construcción de las siguientes obras: una plataforma de gas de carga, un gasoducto, infraestructuras de emergencias, pasillos de desembarques, 1.380 metros de longitud del puerto y un rompeolas de 820 metros de longitud ubicado a 1,5 km de la costa del Pacífico. Desde el año 2006 el consorcio empezó un cuidadoso procedimiento de negociaciones donde surgirá el ducto, de acuerdo con la ley de evaluación para la protección del impacto ambiental y social, actualmente vigente en el país, para la adquisición de los derechos de ocupación ubicados en territorios de comunidades autóctonas y parte de propiedad del Estado.
2.1. TECNOLOGÍA
1.1.1 GAS NATURAL
El gas natural es un hidrocarburo que puede encontrarse en yacimientos y cuyo componente esencial es metano. Mundialmente, en 2003, el gas natural ocupaba el tercer lugar entre las fuentes de energía primaria con un 24% del total. Los usos más comunes del gas natural son: - Aplicación Doméstica - Aplicación Comercial - Aplicación Industrial -
Cogeneración Termoeléctrica
1.1.3 Gas Natural Licuado (GNL)
El GNL es gas natural que ha sido sometido a un proceso de licuefacción, que consiste en llevarlo a una temperatura aproximada de -160 0C con lo que se consigue reducir su volumen en 600 veces. Esto permite transportar una cantidad importante de gas en buques llamados metaneros. El GNL se halla en estado líquido mientras que el gas seco (que viaja por
2. ETAPAS DE LA CADENA DE GNL
Excluyendo la producción del gas, los procesos incluidos dentro de la cadena de GNL son:
e. Licuefacción Es el proceso destinado a licuar el gas natural, y se realiza en módulos de procesamiento llamados trenes. Los procesos involucrados son los siguientes:
e.1
Deshidratación: puede ser mediante enfriamiento directo, absorción de
agua en glicoles o adsorción de agua por sólidos.
e.2
Tratamiento: El proceso de tratamiento es usado para la remoción de
gases ácidos, CO2, H2S y otros componentes de azufre.
e.3
Recuperación de azufre
Los procesos hasta aquí mencionados (a.1, a.2 y a.3) tienen como objetivo eliminar los componentes no deseados y aquellos susceptibles de congelarse. La licuefacción se completa con otros dos pasos:
e.4
Circuito de refrigeración: Se elimina el calor sensible y latente del gas
natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado líquido a presión atmosférica. Después de licuar el gas natural, éste es subenfriado antes de ser almacenado.
e.5
Almacenamiento del gas natural licuado: los depósitos de GNL poseen
tanque interior metálico y tanque exterior de hormigón pretensado entre los cuales existe un material aislante a fin de minimizar la entrada de calor desde el ambiente.
f. Transporte Se hace a través de buques llamados metaneros. La mayoría de las capacidades de estos barcos varían entre 19 mil y 145 mil m3 y su calado máximo es de 12 metros.
g. Regasificación Consiste en llevar el gas natural nuevamente a su estado gaseoso, devolviéndole el calor removido en el proceso a.4. Esto se realiza en vaporizadores que utilizan agua de mar como fluido intercambiador y se alimentan de GNL a través de tuberías provenientes de los grandes tanques donde es almacenado.
h. Transporte y distribución El gas es presurizado e introducido a los gasoductos para su transporte.
CAPÍTULO II TECNOLOGÍA
2. Gas natural
El gas natural es un hidrocarburo que puede encontrarse en yacimientos, sólo o en compañía de petróleo. En el primer caso se denomina gas libre mientras que el segundo se conoce como gas asociado. Sus componentes pueden variar según el yacimiento pero en general posee la siguiente composición:
Com onente Metano (CH4) Etano (C2H6) Propano (C3H8) Butano (C4H10) Pentano (C5H12) Hexano (C6H14) Nitrógeno (N2) Gas carbónico
Com osición 95,08 2,14 0,29 0,11 0,04 0,01 1,94 0,39
Estado Gas Gas gas licuable gas licuable Líquido Líquido Gas Gas
Además, posee impurezas como helio, oxigeno y vapor de agua. Las propiedades del gas natural según la composición del cuadro anterior son: Densidad relativa: 0,65 Poder calorífico: 9,032 kcal/m³
Mundialmente, en 2003, el gas natural ocupaba el tercer lugar entre las fuentes de energía primaria con un 24% del total. Los primeros lugares eran ocupados por el petróleo y el carbón con 37% y 26,5%, respectivamente.
2.2 Gas Natural Licuado
2.1.1 ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)?
El gas natural seco (estrictamente se llama así al gas que sólo posee metano) es extraído de los yacimientos de hidrocarburos y se transporta a los centros de consumo a través de gasoductos. El GNL es gas natural que es sometido a un proceso de licuefacción durante el cual se lo lleva a una temperatura aproximada de -160 0C1. El GNL es inodoro, incoloro, no tóxico, su densidad relativa (respecto al agua) es 0,45 y sólo s Al licuar el gas natural y obtener GNL, se logra reducir su volumen en 600 veces, con el objeto de poder transportar una cantidad importante de gas en buques llamados metaneros. Por lo general, el transporte se realiza desde países que cuentan con importantes reservas de excedentes a países que carecen de yacimientos o bien que precisan fuentes de energía adicionales para cubrir su demanda interna.
PROCESOS – ETAPAS
Ilustración # 1
El siguiente esquema da una idea de cuáles son los costos de capital de los procesos que forman parte de la cadena de gas natural licuado, incluyendo la producción.
Ilustración # 2
Excluyendo la producción del gas, los procesos dentro de la cadena de GNL son:
a. Licuefacción b. Transporte c. Regasificación d. Transporte y distribución
2.2 Licuefacción
Consiste en módulos de procesamiento llamados trenes. El tamaño de un tren depende de los compresores y su capacidad anual se expresa en millones de
toneladas métricas (1T = 1336 m 3 aprox. de gas). Su capacidad ronda los 4MMT que equivale a procesar más de 14 millones de m 3 por día. Aunque los principios de licuefacción no cambien mucho suelen variar los métodos usados para el ciclo de refrigeración. Uno de los más usados es el que emplea propano pre-enfriado por su bajo costo específico, eficiencia y flexibilidad. El calor extraído es llevado por el propano y mezcla de refrigerantes a un ambiente de agua o aire. Hasta hace un tiempo se utilizaban turbinas de vapor para mover los compresores de refrigeración. El vapor que mueve las turbinas es posteriormente condensado, típicamente usando agua fría / fresca, que es, a su vez, la que permite extraer el calor del gas natural. El problema era la gran demanda de agua que precisaban. En muchos diseños posteriores las turbinas de vapor fueron reemplazadas por turbinas de gas para el movimiento de los compresores. También se empezó a usar aire como refrigerante. La nueva generación de plantas se va a ver beneficiada por la reducción en los costos debido a mejoramientos en el intercambio de calor. Dado que la licuefacción del gas natural implica trabajar a temperaturas en el entorno de -160 ºC, es necesario eliminar cualquier componente susceptible de congelarse (agua, gases ácidos e hidrocarburos pesados) durante el proceso de enfriamiento y obstruir el circuito de éste o producir daños (corrosión, picaduras, etc.) así como compuestos que puedan resultar nocivos para la instalación, como es el caso del mercurio. También es necesario eliminar la presencia de compuestos que excedan el límite permitido por las especificaciones del gas comercial obtenido en el punto de recepción una vez vaporizado en GNL. Los procesos con tales fines son los siguientes:
2.2.1 Deshidratación Se hace un proceso de deshidratación y filtrado para llevar el gas a valores inferiores a 1 ppm (partículas por millón). El proceso de glicol ha sido mejorado con el advenimiento de agentes azeotrópicos que permiten remover rastros de
reduciendo las emisiones indeseadas de hidrocarburos aromáticos a la atmósfera. Es decir, la deshidratación previene la formación de gases hidratados reduciendo la corrosión en las líneas de transmisión. Los métodos más usados son: 1) Enfriamiento directo: el agua saturada contenida en el gas natural
disminuye con el incremento de presión o la disminución de temperatura. 2) Absorción de agua en glicoles: se hace pasar el gas por un filtro de glicol,
normalmente TEG, el cual se combina con el agua. La corriente de glicol debe ser recargada constantemente ya que algo de TEG podría reaccionar y formar moléculas no deseadas. 3) Adsorción de agua por sólidos
2.2.2 Tratamiento
El proceso de tratamiento es usado para la remoción de gases ácidos, CO2, H2S y otros componentes de azufre. El proceso incluye:
-Solventes Útiles para tratar los gases ácidos. El CO2 se extrae al hacer pasar el gas por medio de corriente inversa de solución de mono-etanol-amina.
-Absorbentes Como ser filtros moleculares. Son usados para remover los rastros de componentes de azufre. En el futuro el énfasis estará en reducir las reacciones como puede ser la formación de COS.
-Separación por destilación El CO2 puede separarse usando el método de Ryan-Holmes, en el que se usa vapor de NGL (natural gas liquid) para suprimir el frío del CO2. Es útil para recuperar grandes cantidades de CO2.
-Procesos Redox Se busca la oxidación de H2S para producir sulfuro elemental. Óxidos de metales como óxido de zinc han sido usados varios años en la industria petroquímica para desulfurización a temperaturas elevadas (300 0C). Avances han extendido su aplicación a temperaturas ambiente, más comunes en el procesamiento del gas natural.
2.2.3 Recuperación De Azufre
Un solvente remueve H2S, COS y otros componentes de azufre (y parte de CO2). El sulfuro elemental es recuperado del gas solvente de regeneración a partir de una combinación de los procesos Claus y Scot.
Los procesos hasta aquí mencionados (a.1, a.2 y a.3) tienen como objetivo eliminar los componentes no deseados y aquellos susceptibles de congelarse. La licuefacción se completa con otros dos pasos:
2.2.4 Circuito De Refrigeración
El propósito de los ciclos de refrigeración es eliminar el calor sensible y latente del gas natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado líquido a presión atmosférica. Uno de los procesos usados es el "C3/MR" de APCI (refrigeración por mezcla de fluidos refrigerantes y preenfriamiento con propano), el cual cuenta con una notable fiabilidad y experiencia gracias a las plantas construidas hasta la fecha.
Ilustración # 3
Este proceso emplea dos circuitos de refrigeración. El primero emplea como fluido refrigerante propano y el segundo una mezcla de etano, propano, metano y nitrógeno obtenidos tras el fraccionamiento de los C2+. La composición de la mezcla de refrigerantes está en función de la composición del gas natural de entrada a la planta. El gas natural, después de pasar por los sistemas de pretratamiento, es enfriado en el evaporador de propano. La presión del propano se ajusta de forma que se obtiene la menor temperatura posible en la corriente de gas natural sin que se formen condensaciones en la misma. Posteriormente, el gas entra en el intercambiador criogénico principal, el cual refrigera el gas natural mediante un circuito cerrado de una mezcla de refrigerantes.
La corriente de refrigerantes es enfriada a la salida del compresor por agua de mar y posteriormente por propano en los evaporadores de alta, media y baja temperatura. Después de licuar el gas natural, éste es subenfriado antes de ser almacenado. El gas natural licuado es parcialmente subenfriado de forma que se produzca la menor cantidad de vapor en el llenado de los tanques, seguido de una expansión a una presión ligeramente superior a la atmosférica. El flash gas generado durante la expansión, junto al gas procedente de la vaporización en los tanques, se utiliza como combustible para la alimentación de las turbinas de gas de la planta. Si el gas natural contiene un alto contenido en nitrógeno, éste debe ser eliminado. Esta operación generalmente se realiza en la expansión final. A continuación se presenta un esquema de una parte del proceso, donde se ubica el intercambiador criogénico principal: en él se produce la transferencia de calor desde el gas pretratado y la mezcla de refrigerantes. Luego, el gas, ya licuado, se dirige al tanque de almacenamiento.
2.2.5 Almacenamiento Del Gas Natural Licuado Los depósitos de GNL poseen tanque interior metálico (acero al 9% de Ni) y tanque exterior de hormigón pretensado. Este es capaz de contener una eventual fuga de GNL desde el tanque interior. Entre los dos tanques existe un material aislante, con el fin de minimizar la entrada de calor desde el ambiente. La losa de hormigón del fondo del depósito exterior está atravesada por una serie de tubos que contienen resistencias de calefacción, cuyo objeto es mantener el terreno a temperatura superior a la de congelación
La tapa del depósito interior la constituye un techo suspendido de la cúpula del exterior por medio de tirantes. Este techo suspendido permite la comunicación entre los vapores presentes sobre la superficie del líquido y el gas contenido bajo la cúpula. El techo suspendido está aislado, por el lado cúpula, con una manta de fibra de vidrio.
Ilustración # 5
Todas las conexiones de entrada y salida de líquido y gas del tanque, así como las conexiones auxiliares para nitrógeno y tomas de instrumentación, se hacen a través de la cúpula, con lo que se tiene una medida de seguridad pasiva consistente en evitar posibles fugas de GNL.
2.2.6 Pantalán De Carga
Las líneas de carga, desde los tanques hasta los brazos, se dividen en tramos por medio de válvulas de mariposa motorizadas y mandadas por el sistema de enclavamientos de seguridad, de forma que en caso detección de fugas de GNL se aísla automáticamente el tramo, limitando el volumen de aquella. Estas
de calentamiento-enfriamiento. Los tramos de tubería situados en la plataforma entre cada brazo y la línea común, se drenan de GNL y se inertizan con nitrógeno después de cada operación de carga. Para recoger el líquido drenado, en el nivel más bajo del atraque se ubicará un depósito de recogida de drenajes. La compensación en el tanque de GNL del volumen libre dejado por el líquido que se bombea al buque, se hace por medio de la línea de retorno de vapores, que se conecta al barco por el correspondiente brazo de carga, criogénico, de diseño análogo al de los de líquido.
2.2.8 Transporte
Características Básicas De Los Buques Metaneros
Son buques de casco doble que usan materiales especiales para aislamiento ya que deben mantener el gas a temperaturas de –1600C a presión atmosférica. En función del aislamiento de los tanques se clasifican en: -
Diseño esférico autosostenido (MOSS): tiene depósitos independientes del barco. Representa el 52% de la flota mundial.
-
Diseño de membrana: pared delgada estanca, utilizan la estructura del barco. 43% de la flota.
Los buques utilizan gas natural como propulsión, consumiendo de 0,15% a 0,30% del volumen transportado por día. La mayoría de las capacidades de los barcos varían entre 19 mil y 145 mil m 3, estando los más comunes entre 125 y 140 mil m3 (58 y 65 mil toneladas). En la actualidad y hacia el futuro se prevé la utilización de buques cada vez más grandes de tal manera de reducir la influencia del costo de tr ansporte. En la actualidad, los valores máximos en lo que se refiere a características de los barcos son:
✓
Esloras = 300m
✓
Calados = 12m
✓
Manga = 43 m
✓
Velocidad = 21 nudos
Puede mencionarse que en 2003 había registrados en el mundo 151
buques 4
metaneros con las siguientes capacidades:
Capacidad < 50000 50000 a > 120000
Cantidad de 16 15 120
En un carguero moderno el sistema de almacenamiento consiste en dos barreras, líquidas y capas de aislamientos alternados entre sí. De esta manera, si ocurriese un daño en la primera barrera, la segunda evitaría una pérdida. Los espacios de aislación son permanentemente monitoreados para detectar cualquier caso de pérdida. Una pequeña cantidad de GNL se deja evaporar durante el viaje con dos motivos: 1) mantener la temperatura del GNL y 2) usarlo como fuente de combustible para los motores el buque.
2.2.8 Regasificación Consiste en devolverle al gas natural el calor que le había sido removido durante el proceso de licuefacción. Esquema de procesos en una terminal importadora de GNL
Ilustración # 6
2.2.8 Infraestructura Portuaria
El embarcadero debe ser diseñado para atraque y descarga de buques metaneros. Los mismos son acomodados con botes remolcadores. Se debe poder descargar tanqueros con capacidades desde 70 hasta 145 mil m 3, siendo estos últimos los que tendrán mayor incidencia en el comercio futuro.
2.2.9 Recepción Y Almacenamiento De Gnl
A lo largo del embarcadero se colocan los brazos de descarga que comunican los depósitos del buque con los tanques de almacenamiento. Luego de ser bombeado hasta estos últimos, operación que puede tardar alrededor de 12 horas, se almacena a una temperatura de 160 0C bajo cero en tanques que miden cerca de 44 metros de altura y 73 metros de diámetro.
Estos tanques tienen doble pared: la primera es de acero al níquel para prevenir pérdidas de temperatura, mientras que la segunda es de concreto.
2. 2.10 Vaporización
Cada tanque de almacenamiento posee tuberías que lo conectan con los vaporizadores. Estos últimos utilizan en la mayoría de los casos agua de mar, cuya temperatura es de 150C, como fluido intercambiador. Existen también algunos buques que cuentan con una estación regasificadora a bordo que permite entregar directamente el gas a tierra por gasoductos. La desventaja es que se necesitan mayores espacios de almacenamiento en tierra ya que recordemos que el gas natural ocupa 600 veces m ás volumen que su homónimo licuado. Además, hay que tener en cuenta que no todos los buques cuen tan con esta posibilidad y que el tiempo necesario para hacer la descarga se ve incrementado. Las dimensiones del buque también son mayores para un determinado volumen de gas. La ventaja es que no se precisa una planta regasificadora e n tierra, ahorrándose ésta inversión.
CAPITULO III 3. INSTALACIONES MARITIMAS El canal de navegación permitirá el acceso de los buques cisterna de GNL a la zona de atraque. El canal tendrá una profundidad de 16 metros como mínimo, 250 metros de ancho y 3,5 kilómetros de largo. En los lugares donde los barcos metaneros hagan giros fuera de la protección del rompeolas, el canal tendrá una profundidad de 18 metros.
Para permitir la carga del gas licuado a los buques, las instalaciones marítimas incluyen un puente de caballetes de 1,3 km de extensión con un muelle de carga de GNL y un canal de navegación dragado para el ingreso y la salida de los buques. El atracadero de buques tanque de GNL está compuesto por una plataforma de carga de 30 m x 30 m, las boyas de amarre y de atraque. El embarque de GNL utiliza cuatro brazos de carga de 16 pulgadas de la tubería y una placa giratoria, además de tres brazos para la carga de GNL y uno para el retorno del vapor.
Ilustración # 7
4. EL GASEODUCTO
La primera etapa de construcción ha empezado en 2005 con los trabajos de movimiento de tierra, hasta final de 2006, cuando Perú GNL firmó los contratos para la construcción del Terminal Marítimo, de la planta y la ingeniería del gasoducto. Según el cronograma elaborado por la misma Perú GNL el inicio de las operaciones comerciales está previsto para el primer semestre de 2010. El objetivo principal del ducto consiste en transportar el gas natural proveniente de los Lotes 56 y 88, ubicados en el reservorio de Camisea, en la costa sur del Perú. El plan de
construcción consiste en avanzar de forma simultánea en dos frentes, el primero desde Ayacucho hacia el oeste, y el segundo desde la planta de Pampa Melchorita hacia el este, hasta que ambos se encuentren cerca del límite de las regiones de Ayacucho
y
Huancavelica.
El gasoducto de 34 pulgadas de diámetro atraviesa unos 100 kilómetros de desierto costero llano y 308 kilómetros de grandes montañas en la Cordillera de los Andes, alcanzando su mayor altitud a 4.901 metros sobre el nivel del mar y se conecta al gasoducto de Camisea existente, para extenderse desde la comunidad de Chiquintirca
hasta
llegar
a
la
planta
de
GNL.
De un punto de vista geográfico, el oleoducto pasa veintidós distritos: nueve en Ayacucho (Paras, Socos, Vinchos, Tambillo, Acocro, Chiara, Acos Vinchos, San Miguel y Anco), cuatro en Huancavelica (Ayaví, Tambo, Huaytará y Pilpichaca), ocho en Ica (Huancano, Humay, Independencia, Alto Larán, Chincha Alta, Pueblo Nuevo y Grocio Prado – en la provincia de Chincha) y uno en Lima.
Ilustración # 8
5. LA PLANTA
En la planta de la Melchorita el gas natural será sometido a un proceso de purificación y enfriamiento a -163º C con una capacidad de 4.45 millones de toneladas por año de un suministro diario de 625 millones de pies cúbicos y usará un proceso de r efrigeración que pre enfría el gas natural en un circuito de refrigeración con propano y, posteriormente, en un circuito de una mezcla de refrigerantes. El GNL será almacenado en dos grandes tanques a presión atmosférica antes de ser embarcado. Cada uno de los dos tanques de almacenamiento de GNL de contención simple tiene una capacidad de 130.000 m3. Los tanques tendrán un área de contención secundaria común, de acuerdo con lo requerido por el estándar NFPA 59A (National Fire Protection Association), actualmente vigente en el país. El propano y el etileno utilizados para la preparación de los refrigerantes serán almacenados por separado en tanques de almacenamiento horizontales tipo bala. Habrá dos tanques bala presurizados para el almacenamiento de propano, con una capacidad de almacenamiento de 602 m³ cada uno, y dos tanques bala presurizados para el Almacenamiento de etileno, aislados con camisa exterior de vacío,
con
una
capacidad
de
Almacenamiento
de
200
m³
cada
uno.
Adicionalmente, este proyecto involucra la explotación de una cantera, ubicada aproximadamente a 25 kilómetros al este de la planta. Esta cantera proveerá la cantidad de roca necesaria para la construcción de un rompeolas, el cual permitirá que las operaciones en el mar sean más seguras. El material será transportado en camiones a lo largo de un camino de acceso para lo cual se ha construido un paso a desnivel que atraviesa la carretera Panamericana SurLos especiales rompeolas les permitirán a las embarcaciones atracar de manera segura y posibilitar que las instalaciones marítimas sean accesibles durante todo el año para el despacho continuo de GNL.
El diseño considera la ubicación del rompeolas en una profundidad de agua de aproximadamente 14 metros, tendrá 800 metros de largo y estará alineado en paralelo a la línea costera. Asimismo, el diseño ha considerado una elevación tope de 8,5 metros sobre el nivel bajo del rompiente de la ola y el modelo de diseño ha considerado la ocurrencia de una gran ola cada 100 años que rebose sin llegar a causar daños.
Ilustración # 9
Los tanques tendrán un área de contención secundaria común, de acuerdo con lo requerido por el estándar NFPA 59A (National Fire Protection Association), actualmente vigente en el país. El propano y el etileno utilizados para la preparación de los refrigerantes serán almacenados por separado en tanques de almacenamiento horizontales tipo bala. Habrá dos tanques bala presurizados para el almacenamiento de propano, con una capacidad de almacenamiento de 602 m³ cada uno, y dos tanques bala presurizados para el almacenamiento de etileno, aislados con camisa exterior de vacío, con una capacidad de almacenamiento de 200 m³ cada uno. Adicionalmente, este proyecto involucra la explotación de una cantera, ubicada aproximadamente a 25 kilómetros al este de la planta. Esta cantera proveerá la cantidad de roca necesaria para la
construcción de un rompeolas, el cual permitirá que las oper aciones en el mar sean más seguras. El material será transportado en camiones a lo largo de un camino de acceso para lo cual se ha construido un paso a desnivel que atraviesa la carretera Panamericana Sur. Los especiales rompeolas les permitirán a las embarcaciones atracar de manera segura y posibilitar que las instalaciones marítimas sean accesibles durante todo el año para el despacho continuo de GNL. El diseño considera la ubicación del rompeolas en una profundidad de agua de aproximadamente 14 metros, tendrá 800 metros de largo y estará alineado en paralelo a la línea costera. Asimismo, el diseño ha considerado una elevación tope de 8,5 metros sobre el nivel bajo del rompiente de la ola y el modelo de diseño ha considerado la ocurrencia de una gran ola cada 100 años que rebose sin llegar a causar daños.
Ilustración # 10
6. EL IMPACTO AMBIENTAL La planta será autosuficiente en cuanto a servicios de agua y electricidad gracias a los turbogeneradores accionados con gas natural. Se instalará una planta de tratamiento de agua, la cual podrá procesar agua de mar o de pozos ubicados en la misma planta. Todos los desechos líquidos o sólidos generados serán tra tados adecuadamente antes su disposición final. Adicionalmente, el nuevo complejo industrial contará con sistemas contra incendios y sistemas de antorchas y venteo para brindar la protección necesaria en caso que se produzca algún problema o emergencia durante las operaciones.
Ilustración # 11
Se realizaron diversos estudios con la finalidad de evaluar y describir las condiciones existentes de línea base del medio ambiente en el á rea local del proyecto. La evaluación de las condiciones existentes en el área de la planta proyectada se centró principalmente
en las condiciones de línea base atmosféricas, de niveles de ruido, suelo, agua y de sedimentos marinos, seleccionando los parámetros que están típicamente relacionados con las operaciones industriales y de conformidad con los estándares peruanos e internacionales.
a. Calidad del Aire Se realizó un estudio de la calidad del aire para establecer las condiciones de línea base en el sitio seleccionado para el proyecto; para ello se establecieron cuatro (4) estaciones de monitoreo las cuales fueron muestreadas durante un periodo d e 24 horas consecutivas. Los estudios incluyeron el muestreo de material particulado de menos de 10 micras (MP10), compuestos orgánicos volátiles no metanos (VOC), dióxido de nitrógeno (NO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), monóxido de carbono (CO) y dióxido de azufre (SO2). Las cuatro estaciones de monitoreo se seleccionaron con base a la dirección predominante del viento; de manera tal que dos de las estaciones de monitoreo fueron ubicadas a favor del viento y dos contra el viento respecto de la ubicación de las instalaciones propuestas. La concentración máxima de referencia de la calidad de aire ambiental de MP 10 en un promedio de 24 horas registradas en el área del Proyecto estuvieron dentro del rango comprendido entre 33 mg/m3 y 71 mg/m3. La concentración de referencia de 71 mg/m3 cumple con el estándar peruano de 150 mg/m3; sin embargo, sobrepasa al de 70 mg/m3 que es la concentración recomendada establecida en la guía del Banco Mund ial. Estas estaciones de monitoreo estuvieron ubicadas en áreas relativamente planas cerca a las colinas, lo cual proporcionó poca protección contra el material particulado transportado por el viento proveniente de la costa. La concentración máxima de referencia de la calidad del aire ambiental con respecto a CO en un promedio de 24 horas registrada en el área del Proyecto fue de 390 mg/m3. La estación fue ubicada en un área elevada y probablemente presentó influencia de las emisiones de los vehículos que transitaban en la carretera Panamericana Sur ubicada al este del área del Proyecto.
Ilustración # 12
Las concentraciones de referencia de CO registradas están por debajo de los estándares peruanos de la calidad de aire ambiental para un periodo de 24 horas (30 000 mg/m3). Las concentraciones máximas de línea base de la calidad de aire ambiental con respecto a NO2 para un periodo de 24 horas registradas en el área del Proyecto estuvieron todas por debajo de 4 mg/m3. El estándar peruano de la calidad de aire ambiental para un periodo de 24 horas es de 200 mg/m3 y el de la guía del Banco Mundial es de 150mg/m3. Las concentraciones de línea base de SO2 registradas estuvieron todas por debajo del límite de detección del laboratorio (5 mg/m3). El estándar peruano de la calidad de aire ambiental con respecto al SO2 es de 365 mg/m3 y el de la guía del Banco Mundial es de 125mg/m3. La concentración de la calidad de aire ambiental para un periodo de 24 horas registradas para NMHC y H2S estuvo por debajo del límite de detección de laboratorio. El modelamiento de la calidad de aire propuesto para la planta predice que los impactos máximos de la calidad de aire en el Proyecto estarán por debajo de las guías de calidad de aire ambiental establecidos
por el Banco Mundial. Los impactos máximos también fueron comparados con los estándares de calidad de aire ambiental del Perú y de los EEUU.
b. Calidad del Suelo Para caracterizar la contaminación potencia l del suelo causada po r anteriores usos del suelo en el área de estudio, se efectuó un muestreo en dos lugares representativos y las muestras obtenidas fueron analizadas para los parámetros de metales pesados e hidrocarburos totales de petróleo (TPH). La selección de los lugares de muestreo se basaron en la topografía, patrones de drenaje y la ubicación propuesta de las instalaciones futuras (p.e., tanques de almacenamiento y equipos de proceso), lugares en donde existe el potencial de impactar las condiciones del suelo durante las operaciones del Proyecto. Los resultados analíticos indican que las concentraciones de TPH, cadmio, mercurio y níquel en el suelo estuvieron por deb ajo del límite de detección del método analítico empleado. El cobre, cromo, plomo y zinc tienen concentraciones detectables y por debajo de los niveles de remediación del sitio (Niveles Objetivo de Limpieza del Sitio (SCTL) establecidos por CMEE). Las concentraciones de arsénico detectadas en las muestras de suelo analizadas estuvieron dentro del rango del nivel industrial de SCTL establecido por CCME que corresponde a 12 mg/kg. Las concentraciones de metales detectadas en las muestras de suelo analizadas son representativas de las concentraciones naturales de referencia encontradas en el área general.
c. Calidad del Agua de Mar Con la finalidad de evaluar las condiciones de la calidad de agua en el sitio propuesto para las instalaciones marinas, se recolectaron muestras en 13 estaciones de muestreo el 14 de julio de 2002, en otoño y el 6 de octubre de 2002 en primavera. Los sólidos suspendidos totales durante los eventos de muestreo de otoño y primavera estuvieron por debajo del límite de detección analítico de 5 mg/l. Los sólidos disueltos totales durante los muestreos de otoño y primavera estuvieron dentro del rango de
32,800 mg/l y 40, 600 mg/l, los cuales son considerados valores típicos. Los niveles de línea base para conductividad, pH y las concentraciones de bicarbonatos, cloruros, fluoruros y N-nitratos también se registraron durante los muestreos de otoño y primavera. Las concentraciones de detergentes, fenoles, aceites y grasas y TPH en todas las muestras analizadas se encuentran por debajo de los límites analíticos de detección. Los resultados de los metales analizados durante ambos eventos de muestreo indicaron que todos están por debajo del límite de detección analítico o cumplen con los requerimientos de la Ley General de Aguas para Uso VI (Protección de la Vida Acuátic a) donde existen estándares numéricos o estándares internacionales, excepto en los casos de cianuro, níquel y cobre donde los límites de detección del laboratorio fueron más altos que los Criterios de Conce ntración Continua (CCC) establecidos por la agencia EPA. Los CCC corresponden a la concentración más alta a la que los organismos pueden estar expuestos indefinidamente sin causar un efecto inaceptable para varios parámetros orgán icos e inorgánicos. Los valores de cobre registrados en las muestras de otoño y primavera del 2002 excedieron los valores establecidos en la guía de calidad de agua de British Columbia (Canadá); en forma similar, los valores de zinc registrados en otoño y en primavera excedieron este estándar.
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7. Ambiente Social, Económico y Cultural El Proyecto está ubicado en la provincia de Cañete, departamento de Lima. Sin embargo, como el Proyecto se encuentra cerca a los límites provinciales y departamentales, el área de influencia del Proyecto fue extendida hacia el sur para incluir a la provincia de Chincha, departamento de Ica. El área de influencia directa e indirecta relacionada con el proyecto se define de la siguiente manera: Un área de influencia directa fue definida como el área comprendida por el distrito de San Vicente de Cañete, provincia de Cañete (departamento de Lima) y el distrito de Grocio Prado, Sunampe, Tambo de Mora, Pueblo Nuevo y Chincha Alta en la provincia de Chincha (departamento de Ica). Un área de influencia indirecta fue definida como las provincias restantes de Cañete y Chincha, que forman parte de los departamentos de Lima e Ica, respectivamente (ver Figura 3). El distrito de San Vicente de Cañete, la jurisdicción donde el Proyecto será construido, tiene una población total estimada de 38.057 habitantes de acuerdo con el censo de 1993 que constituyen el 22% de la población de
la provincia de Cañete. Cerca del 68% de la población está concentrada en el área urbana y el 32 % está distribuida en el área rural. La provincia de Chincha comprende 5 distritos considerados como parte del área de influencia directa del Proyecto con una población combinada de 127,571 habitantes de acuerdo al censo de 1993. El distrito que cuenta con la mayor población es Chincha Alta con 57,354 habitantes o el 32% del total de la población de la provincia. La principal actividad económica del valle de Chincha se basa en la agricultura sostenible para la producción de alimentos básicos y en pesca en el litoral. Algunas industrias agrícolas están presentes en el área tales como la siembra de espárragos para exportación y la producción de vino y pisco. Durante el reconocimiento arqueológico realizado en el área comprendida entre los kilómetros 167 a 171 de la Panamericana Sur (secciones identificadas durante la investigación como Sección C, Sector 4 y 5 y Sección D, Sectores 1, 2 y 3) no se encontraron ni en las excavaciones ni en la superficie vestigios arqueológicos. Un informe con los resultados de esta evaluación arqueológica realizada fue presentado al Instituto Nacional de Cultura en octubre de 2002 en cumplimiento del Reglamento de Investigaciones Arqueológicas (Resolución Suprema No. 004-2000-ED) y con el procedimiento establecido para la obtención del Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA). En enero 8, 2003 luego de la evaluación del trabajo arqueológico realizado durante el EIA el Instituto Nacional de Cultura expidió el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos CIRA, para el Proyecto de Pampa Melchorita (CIRA No. 001-2003).
8. Plan de Consultas y de Divulgación Se ha planificado y ha efectuado un proceso de consultas públicas durante el desarrollo de la Evaluación de Impacto Ambiental para el Proyecto de Exportación de GNL (ver Figura 4). El proceso de EIA permite la creación de un canal de comunicación entre el Proyecto y el público interesado proveniente de las áreas de influencia local y regional del proyecto. Tanto las autoridades nacionales y regionales incluyendo el Ministerio de
Energía y Minas a través de la DGAA, las ONGs y la población que vive en el área de influencia del Proyecto, han participado en el desarrollo de este proceso. El proceso de consulta empezó en Mayo de 2002 y continuó hasta Abril del 2003. El Plan de Consulta fue organizado de tal manera que las reuniones de consultas fueron efectuadas al mismo tiempo que las etapas correspondientes de la prepar ación del EIA. Las consultas fueron efectuadas en dos rondas separadas de reuniones: la primera ronda, coincidió con los estudios de línea base (caracterización socio-económica y ambiental del área de influencia del proyecto) y la segunda ronda coincidió con la Evaluación Ambiental y la preparación del Plan de Manejo Ambiental. Se llevó a cabo ocho reuniones como parte de la primera ronda de consultas; las reuniones consistieron en informar a las partes interesadas sobre el proyecto y sus características, la entidad responsable para el desarrollo del proyecto, y sobre los estudios de EIA y de Ingeniería que se estaban realizando. Después de presentar dicha información, fueron recogidas las percepciones, preocupaciones y expectativas de los participantes en cada una de las reuniones y fueron empleadas en la preparación del EIA. Con respecto a la segunda ronda de consultas, se llevó a cabo cuatro reuniones que con sistieron en informar a los mismos grupos de interés del proyecto y sus características en mayor detalle que en la primera ronda. En la segunda ronda se tomó en cuenta los siguientes aspectos: (1) los resultados de los estudios de ingeniería, (2) los resultados de la evaluación ambiental, (3) las medidas de manejo ambiental pronosticadas que son necesarias para los aspectos positivos y negativos potenciales originados por la implementación del proyecto, y (4) los asuntos y preocupaciones surgidos durante la primera ronda de consultas.
9. Componentes del Proyecto El Proyecto comprende la construcción y operación de una planta de exportación de GNL con una capacidad nominal de 4.4 millones de toneladas métricas por año (MMTA). La planta procesará el gas natural de los yacimientos de gas en la región de Camisea, ubicada a 500 Km. al este de Lima. Se planea que la ingeniería de detalle y la construcción del Proyecto se inicien en el 2004 y la primera producción de GNL se inicie en el 2007. La instalación incluirá un puente de caballetes para el cargue del GNL
a los buque-tanques para su transporte marítimo a los clientes potenciales. En la Figura 1 se señala la ubicación del proyecto y áreas adyacentes. El Proyecto se representa gráficamente en el Diagrama de Flujo del Proceso General (Figura 2) y consta de los siguientes componentes: - La planta de licuefacción y almacenamiento de GNL; - Las instalaciones marinas; - Administración, vivienda, infraestructura y servicios. El GNL se produce cuando el gas natural es enfriado a aproximadamente menos 163 grados Celsius (°C) a presión atmosférica. Debido a que existen limitaciones económicas con respecto a la distancia que puede ser transportado el gas natural a través de gasoductos ubicados tanto en tierra como en el mar, el proceso de licuefacción del gas natural para producir GNL, se convierte en la forma más segura y económica para el transporte y almacenamiento del gas natural. El GNL ocupa un volumen de aproximadamente 1/600 del volumen equivalente del gas natural, lo cual facilita el almacenamiento y transporte del suministro a granel de GNL empleando embarcaciones marinas especializadas. El GNL pesa menos que el agua, es inodoro, incoloro, no es corrosivo ni tóxico. Los vapores de GNL sólo son inflamables bajo ciertas condiciones específicas que requieren una concentración de gas metano de entre 5.3% y 15% en el aire y una fuente de ignición. Otra de las características de GNL es que no es explosivo. La planta de GNL propuesta empleará el proceso de Air Products and Chemicals, Inc (APCI) que utiliza un proceso de licuefacción con refrigerante mixto y pre-enfriado con propano. La planta contiene las siguientes unidades de proceso: · Receptor de Gas de Alimentación, Separación de Líquidos, Medición de Gas y Reducción de Presión; la Unidad Receptora del Gas de Alimentación estará diseñada para separar y almacenar cualquier líquido que pueda haberse quedado en el gasoducto de suministro luego de las pruebas hidrostáticas iniciales o que pueda haberse formado debido a operaciones irregulares en el bloque de producción (Instalaciones de Producción del Bloque Camisea en Malvinas) o de mantenimiento en el gasoducto (operaciones de limpieza con raspadores). El gas de alimentación fluirá a través de un Tanque Reductor de Presión de Entrada para retirar cualquier líquido que se haya recolectado en el gasoducto. · Retiro de Gas Ácido (Dióxido de Carbono); La Unidad de Retiro de Gas
Ácido (URGA) procesará el gas natural proveniente de la Unidad Receptora del Gas de Alimentación para retirar el dióxido de carbono, que es el gas ácido contaminante presente en el gas de alimentación. El dióxido de carbono es considerado un contaminante debido a que este se congelaría en el proceso criogénico de convertir metano gaseoso a metano líquido y bloquearía el flujo del proceso. La tecnología para retirar el dióxido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrógeno (H2S) (llamado en conjunto como gas ácido) del gas natural utiliza Dietanolamina de Metilo activada, que es una amina terciaria. La Dietanolamina de Metilo activada consiste en una solución acuosa de Dietanolamina de Metilo más un activador químico. · Unidades de Deshidratación del Gas y de Adsorción de Carbón; La Unidad de Deshidratación seca el gas saturado con agua para cumplir con los requerimientos de las especificaciones del proceso criogénico. La Unidad de Deshidratación utiliza una configuración de filtro molecular de tres capas; dos capas operan en el modo de absorción mientras que la tercera capa se está regenerando. Cada capa de filtro molecular es regenerada cada 24 horas. La unidad de deshidratación seca el gas tratado con agua saturada a menos de 1 ppm(v) de agua para evitar tanto el congelamiento como la obstrucción en la unidad de licuefacción criogénica producida por los hidratos de gas. Se proporciona un adsorbedor de carbón activado como medida de seguridad para garantizar una operación confiable en la planta de GNL. Un adsorbedor de carbón activado retirará cualquier metal pesado presente en el gas de alimentación y evitará los problemas de corrosión en componentes de aluminio d e los equipos del proceso de licuefacción. Esto se logrará mediante la adsorción a través de una capa de carbón activado. · Refrigeración y Licuefacción; El proceso de refrigerante de multicomponentes pre-enfriado de propano de Air Products and Chemicals, Inc. (APCI), utiliza dos tipos de ciclos de refrigeración para pre-enfriar y licuar el gas de alimentación. El gas de alimentación primero es pre-enfriado utilizando el propano como refrigerante a cuatro niveles distintos de presión descendiente con sus temperaturas
correspondientes. Después de ser enfriado por el propano de refrigeración, el gas de alimentación entra al intercambiador de calor criogénico principal. En el intercambiador de calor criogénico principal, el gas de alimentación es enfriado aún más y es totalmente condensado por el refrigerante mixto. Una válvula de control reduce la presión del GNL sub-enfriado que sale del intercambiador criogénico principal y después es enviado al tanque de almacenamiento. El GNL que entra a los tanques de almacenamiento tiene una presión de 1.08 baras y una temperatura de – 163.1 °C. · Almacenamiento de GNL; los dos (2) tanques de almacenamiento propuestos para la planta tienen un diseño de contención simple y cada tanque tiene una capacidad de 110,000 m3. De conformidad con NFPA 59A, los tanque s tendrán un área de contención secundaria común. · Almacenamiento de Refrigerantes; el propano y el etileno serán almacenados cada uno en tanques de almacenamiento horizontales tipo bala. Los dos tanques de propano tendrán un volumen de 602 m³ cada uno. Los dos tanques de etileno tendrán 4 m de diámetro y 20 m de largo con una capacidad total de 200 m³ cada uno. Las principales unidades de proceso en el área del Proyecto estarán ubicadas a una altura de 135 m sobre el nivel del mar (msnm) y los tanques de almacenamiento de GNL estarán ubicados a una altura de 127 msnm. En el diseño de la planta de GNL se incluirá también las instalaciones marinas de cargue de GNL. Estas instalaciones comprenden: · El Puente de Caballetes; un puente de caballetes de aproximadamente 1.3 km de largo que estará alineado perpendicular a la costa, extendiéndose desde la orilla hasta la plataforma de cargue. El puente consistirá en una superestructura de acero soportada por pilotes en tubería de acero y un estribo de concreto moldeado en el sitio. · El Rompeolas; el sitio tiene cierta protección natural contra las olas provenientes de la Península de Paracas ubicada al sur del Proyecto, pero está expuesto a largos periodos de oleaje p rovenientes del Pacífico, principalmente del suroeste. El rompeolas propuesto está ubicado en aproximadamente la curva de 14 m de profundidad, tiene 800 m de largo y está alineado paralelo a la costa y a los contornos del fondo del mar. Una elevación de cresta de 8.5 m sobre el nivel bajo de la rompiente de ola permite que la ola de diseño que p uede ocurrir cada 100 años ocasione
apenas un ligero daño al desbordarse. · Canal de Navegación de Acceso para los BuqueTanques de GNL; Se dragará un canal de acceso a los buque-tanques de GNL aproximadamente uno a dos metros, con un ancho de 250 m y 800 m de longitud para proporcionar la profundidad de agua requerida en el atracadero de 15 m en el nivel bajo de la rompiente de ola.
Desalinizadora, se requerirá utilizar agua procedente de la parte baja del río Cañete (cercana a la desembocadura). Los residuos líquidos y sólidos serán tratados de acuerdo a su naturaleza y previamente antes de su disposición final. Adicionalmente, se han diseñado sistemas de seguridad tales como el sistema contra incendio y antorchas de venteo, los cuales serán empleados solamente en casos de emergencia. Área Seleccionada Se han efectuado amplios estudios en la costa del Perú para identificar el lugar adecuado para la instalación del Proyecto. Diecisiete (17) sitios fueron identificados entre las ciudades de Pisco y Lima durante el año 2001; efectuándose visitas a las áreas consideradas como candidatas donde se pudo recolectar información adicional. Como resultado de esta investigación, se seleccionaron inicialmente dos lugares para efectuar investigaciones más detalladas: Pampa Clarita (154 km a l sur de Lima) y Punta Corriente (122 km al sur de Lima). Los requerimientos del proyecto identificados durante la etapa de Diseño e Ingeniería, señalaron que el área del Proyecto debería ser mayor a 150 hectáreas, este condicionante eliminó a Punta Corrien te debido a su limitado espacio de terreno y adicionalmente esta es un área fuertemente desarrollada. Pampa Clarita ubicada 154 km al sur de Lima fue considerado como otro de los sitios preferidos debido a la mayor disponibilidad de espacio y por requerirse un menor costo en la preparación del terreno, razones por las cuales se procedió a realizar una investigación con mayor detalle en este sitio. Se realizaron estudios de ingeniería tanto en la superficie terrestre como en la marina, estudios ambientales de línea base, estudios arqueológicos, geotécnicos y socio-económicos en el área de Pampa Clarita. En base a los resultados de los estudios realizados, el área de Pampa Clarita fue descartada, debido al hallazgo de arcillas expansivas, las cuales podrían generar
condiciones inestables críticas para la cimentación de los tanques de almacenamiento de GNL, además de impactos arqueológicos y socio-cultura les que estarían asociados a la construcción de la planta propuesta en este sitio. Pampa Melchorita fue considerada posteriormente como el tercer sitio más probable para la ubicación del Proyecto, aun cuando este no fue seleccionado inicialmente debido a su altitud de 135 msnm, adicionalmente se requeriría de la construcción de una carretera de considerable longitud para tener acceso a la costa. Asimismo, se pensaba que la altitud del sitio reduciría la cantidad de GNL que podría ser embarcado, debido a la fuga de vapor de gas que se generaría adicionalmente por el intercambio de energía al transferir el GNL desde los tanques de almacenamiento a 135 msnm hasta las instalaciones marinas para el cargue de los buques al nivel del mar. Sin embargo, luego de efectuar una evaluación de ingeniería más detallada, se logró obtener una configuración más segura y más económica para este sitio. Esta configuración utiliza un drenaje por gravedad hasta un sumidero remoto de contención secundaria ubicado a una altura de 70 m. Esto permite emplear dos tanques de doble pared contenedor simple de 110,000 m³ en lugar de un solo tanque originalmente diseñado para 185,000 m³ de contenedor completo, compensando así las desventajas de estar ubicado a una cierta elevación. Con esta configuración, Pampa Melchorita se convirtió en el área escogida para el Proyecto de Exportación de GNL, cuyo EIA se describe en el presente informe. El Proyecto estará ubicado sobre un área costera de 521 hectáreas en Pampa Melchorita, entre los km 167 y 170 al sur de Lima en el lado oeste de la carretera Panamericana Sur. El área está compuesta por parcelas de terreno, ubicadas en el distrito de San Vicente de Cañete, los cuales serán adquiridos por Hunt Oil Company of Perú en representación de PERU LNG S.R.L, mediante compra directa a la “Superintendencia de Bienes Nacionales” (SBN). Será solicitada una concesión del área acuática mediante el
procedimiento respectivo con la autoridad competente. 2.4 Beneficios Económicos Para el periodo 2004 a 2026, el impacto del proyecto sobre la economía peruana, considerando la inversión, el valor de la producción y otras inversiones relacionadas será de US $ 4,900 MM (Valor presente neto descontado al 12%). De la cifra anteriormente señalada, el proyecto de exportación de GNL requerirá una inversión de capital de US $
969 MM para la instalación de la planta de GNL y se realizará una inversión de US $ 865 MM para el desarrollo de los Campos Productores de Gas de Camisea y para la expansión del gasoducto; estas inversiones de capital representarán un total de aproximadamente US $ 1,834 MM en el Perú. El componente local de esta inversión será de US $ 736 MM. De acuerdo a los estimados de la Cámara Peruana de la Construcción (CAPECO), la actividad de construcción generará al menos 5 trabajos indirectos por cada puesto de trabajo directo. Por tanto, los trabajos inducidos que se originarán debido a la construcción de la planta se estiman de la siguiente manera: 600 trabajadores para el primer año, 6,620 para el segundo año, 13,350 para el tercer año y 3,350 para parte del cuarto año. El estudio de Macroconsult de Junio de 2003 “Impacto Económico del Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuado de Camisea” estimó que en el periodo de operación de 2007 a
2026 se generarán 3.000 puestos de trabajo directos e indirectos en el área local de influencia del proyecto. La producción de GNL para la exportación permitirá que el Perú se convierta en un exportador neto de energía.
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10. Evaluación Ambiental Durante la evaluación ambiental se efectuó una evaluación de los componentes del proyecto y las actividades requeridas para el desarrollo del Proyecto al comparar las actividades propuestas y sus impactos a las condiciones ambientales de línea base establecida durante el proceso de EIA. Los especialistas ambientales llevaron a cabo una identificación cualitativa y cuantitativa así como también una evaluación de los impactos ambientales empleando matrices de causa-efecto modificadas de Leopo ld. La evaluación ambiental ha sido desarrollada mediante un proceso interactivo entre PERU LNG S.R.L., el equipo de consultoría ambiental encargado de preparar el EIA (Golder Associates) y la empresa consultora encargada del Diseño de Ingeniería - Front End Engineering Design (Kellogg Brown & Root y otros). Asimismo, fueron incorporados a esta evaluación ambiental los aportes del público participante de las consultas llevadas a cabo durante el desarrollo del EIA. La Tabla 1 presenta una evaluación cualitativa y cuantitativa de los impactos potenciales del proyecto. Los impactos son expresados empleando una escala con códigos de colores que indican el tipo de impacto. Los impactos son presentados para las 12 actividades de construcción y operación principales dependiendo del tipo; extensión geográfica; longitud; magnitud; probabilidad de ocurrencia; frecuencia y reversibilidad.
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CONCLUSIONES
Grandes beneficios para el Perú al llevar a valor (monetizar) reservas excedentes
Inversiones
Nuevos puestos de trabajo
Aumento en las exportaciones
Gran incentivo para la exploración de hidrocarburos
Significativos ingresos adicionales al Estado y Región
A partir de los datos estadísticos reflejados en el presente informe se observa que el consumo de gas natural ha tenido un crecimiento importante en las últimas décadas principalmente por su aplicación en generación eléctrica. Muchos países se han volcado al consumo de este combustible con el fin de diversificar su matriz energética y no ser tan dependiente del petróleo como EEUU o del carbón (China). Hace varios años la única alternativa posible o, al menos utilizada a gran escala, para
el transporte del gas eran los gasoductos, lo que dificultaba la comercialización entre distintos continentes o países debido a complicaciones de construcción, problemas ambientales y costos muy elevados debido a las distancias. Esto hizo que tomara trascendencia el comercio de gas natural licuado que implica el transporte a través de buques diseñados para tal fin. Actualmente representa alrededor del 27% del gas comercializado entre países y a partir del 2000 el comercio internacional de GNL ha crecido a un ritmo superior al del gas por gasoductos. Según pronósticos elaborados por organismos como la IEA, se espera que para el 2030 se llegue al 50%. Para ello hará falta la construcción de muchas centrales de licuefacción y regasificación. Esto se está llevando a cabo y también están las proyecciones a largo plazo. Muchos países se han volcado a la construcción de terminales regasificadoras pero hay que tener en cuenta que los costos son considerables más allá de que han disminuido bastante. Esto hace que, a pesar del crecimiento en el mercado de corto plazo, los contratos a mediano plazo seguirán siendo la base del crecimiento por los riesgos que están implícitos para las empresas exportadoras. Otras acciones que se han manifestado para disminuir la incidencia de este factor son las integraciones verticales y horizontales entre empresas dedicadas a este negocio.
BIBLIOGRAFIA http://www.bnamericas.com/project-profile/es/pampa-melchorita-lng-plantpampa-melchorita http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/consumidores_gnv/alcance_laboresproyecto_licuefaccion_gas_natural.html http://es.slideshare.net/jodecruz/aspectos-ambientales-de-la-planta-delicuefaccin-de-gas-natural-en-melchorita-peru-lng
