Modificaciones al Estudio de Impacto Ambiental
y Social del Lote 88, Camisea y Area de Influencia
Método de Disposición Temporal del Agua de Producción de la
Planta de Gas de Malvinas
Abril, 2004
Pluspetrol Perú Corporation S.A.
TABLA DE CONTENIDO
1. Introducción
2. Antecedentes
2.1. Estudio de Impacto Ambiental (EIA)
2.2. Absolución de Observaciones al EIA
2.3. Esquema de Producción del Lote 88
3. Marco Legal
4. Sistema de Tratamiento del Agua de Producción
4.1. Procesamiento del Gas
4.2. Descripción del Tratamiento del Agua de Producción
4.3. Criterios de Diseño de la Planta de Tratamiento
4.4. Equipos de la Planta de Tratamiento
5. Método de Disposición Sugerido
5.1. Caracterización del Agua de Producción
5.2. Estándares Asumidos para el Proyecto
5.3. Caracterización del Cuerpo Receptor
6. Conclusiones
Figuras
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INFORME TECNICO
METODO DE DISPOSICION TEMPORAL DEL AGUA DE PRODUCCION DE
LA PLANTA DE GAS DE MALVINAS
1. INTRODUCCION
El agua de producción esta definida como el fluido asociado a la producción de
hidrocarburos en general; la misma que es separada y tratada antes de su disposición por
inyección o en superficie. Para el caso de reservorios de gas, uno de los constituyentes
asociados es el agua de condensación que se obtiene por la producción y procesamiento del
gas. Para efectos de uniformizar los términos conforme a la reglamentación ambiental
peruana para el sector hidrocarburos, el agua residual industrial es sinónimo de agua de
producción.
Los pozos de gas también producen agua de la propia formación, aunque por lo general, las
cantidades son considerablemente más pequeñas que en los pozos de petróleo. Se puede
esperar que los volúmenes se encuentren entre los 0,5 y 5 barriles de agua por millón de pies
cúbicos de gas producido. Esto se ha confirmado con los resultados de las pruebas de
producción realizadas en los pozos de la plataforma San Martín 1, habiéndose obtenido una
relación de producción de un barril de agua por cada millón de pies cúbicos de gas
producido.
En vista que la alternativa de reinyección del agua de producción de la Planta de Gas de
Malvinas, no será posible desde el inicio de la operación de la Planta, se ha creído por
conveniente disponer temporalmente el agua de producción en superficie, por las siguientes
consideraciones:

La realización de los estudios hidrogeológicos (en curso) y la determinación de la mejor
ubicación de los pozos de disposición (disposal well) cerca de la Planta, debe ser una
solución global para el manejo del agua de producción generada por el desarrollo del
proyecto. Esto representa una condición para una efectiva reinyección del agua en el
subsuelo como método de disposición ambientalmente aceptable.

La futura ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Gas de Malvinas
a mediano plazo, debido al desarrollo del yacimiento Cashiriari y otros proyectos,
justifica la necesidad de contar con un estudio de factibilidad para la reinyección del
agua de producción, previendo mayores volúmenes de efluentes líquidos de la Planta.
Con la finalidad de una buena comprensión del presente informe, éste se ha estructurado de
la siguiente forma:

Marco Legal.- Muestra los dispositivos que podrían sustentar el pedido de Pluspetrol
Perú Corporation S.A. (Pluspetrol) para solicitar la aprobación del cambio de método de
disposición del agua de producción.
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
Antecedentes.- Comprende los compromisos asumidos por Pluspetrol formulados en el
Estudio de Impacto Ambiental (EIA) aprobado, con respecto al tema de la disposición
del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas, así como la absolución de
observaciones al mismo estudio. Se presentan también el esquema de explotación de gas
y líquidos de gas natural que se tiene previsto para el Lote 88.

Sistema de Tratamiento del Agua de Producción.- Presenta una descripción del
procesamiento del gas y del sistema de tratamiento del agua de producción instalado en
la Planta de Gas de Malvinas, destacando los criterios de diseño y equipos instalados.

Método de Disposición Sugerido.- Presenta la caracterización preliminar del agua de
producción tratada que se vertería en superficie, los estándares de calidad asumidos por
el proyecto, y una caracterización del cuerpo receptor (río Urubamba) formulada como
línea base en el EIA.
2. ANTECEDENTES
2.1. Estudio de Impacto Ambiental (EIA)
El EIA del Proyecto de Desarrollo del Yacimiento de Gas de Camisea – Lote 88, presentado
por Pluspetrol en Agosto de 2001, contemplaba lo siguiente con respecto a la descripción del
proyecto y el Plan de Manejo Ambiental (PMA) para la disposición de efluentes industriales
de la Planta de Procesamiento de Gas de Malvinas:

La categorización de los efluentes líquidos se describió de la siguiente manera (ver
Sección 4.8.2 – Bases para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o
Tratamiento de Efluentes Líquidos):
1. Drenaje de Agua Industrial



Drenaje presurizado de los procesos.
Drenaje no presurizado de los procesos.
Drenaje no presurizado no proveniente de procesos.
2. Drenaje de Agua de Lluvia



Agua de lluvia de facilidades asociadas.
Agua de lluvia de áreas que no son del proceso.
Agua de lluvia limpia liberada manualmente de áreas de depósito.
3. Efluentes Cloacales
4. Efluentes de Laboratorio

El tratamiento de los diferentes efluentes líquidos generados en la planta sería (ver
Sección 4.8.2 – Bases para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o
Tratamiento de Efluentes Líquidos):
4
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1. Drenaje de Agua Industrial
Los drenajes de agua industrial ingresarán al sistema de tratamiento de efluentes
líquidos industriales.
El agua de formación (es decir, el agua eliminada de la producción entrante) será
separada en las instalaciones de entrada de la planta y enviada al sistema de
tratamiento de agua antes de su eliminación.
2. Drenaje del Agua de Lluvia
Se recogerá en canales abiertos y fluirá al río Urubamba sin necesidad de tratamiento
previo.
3. Efluentes Cloacales
Se prevé la construcción de una planta de tratamiento de residuos cloacales. Para este
proyecto, se prevé la descarga directa de efluentes cloacales ya tratados sobre el
terreno o a una fosa de infiltración; de ser necesario se realizará un estudio de
factibilidad para determinar la posibilidad de disponer los efluentes cloacales
tratados por reinyección.
4. Efluentes del Laboratorio
Se neutralizarán por medio de la dosificación de ácidos o bases, según corresponda y
luego los líquidos neutralizados serán enviados al sistema de tratamiento de
efluentes líquidos industriales para su procesamiento y reinyección final en la
formación.

El sistema de tratamiento de efluentes líquidos industriales consistiría en (ver Sección
4.8.2 – Bases para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o
Tratamiento de Efluentes Líquidos):
1. Tratamiento primario
El tratamiento primario estará destinado a eliminar todas las gotas de hidrocarburos
y/o aceites cuyo tamaño fuera superior a los 35 micrones. El efluente del tratamiento
primario normalmente contendrá cantidades considerables de aceite emulsionado y
sólidos en suspensión. Se prevé la instalación de Interceptores de Placa Corrugada
(CPI) o Hidrociclones.
2. Tratamiento secundario
El tratamiento secundario se dirige hacia la eliminación del aceite emulsionado y los
sólidos en suspensión en los efluentes residuales. Se prevé la instalación de Celda de
Flotación Inducida de Gas (IGF).

La disposición final de los efluentes líquidos industriales será (ver Sección 4.8.2 – Bases
para el Diseño del Sistema de Almacenamiento Temporario y/o Tratamiento de
Efluentes Líquidos):
Dado que la eliminación final de todos los líquidos tratados será la reinyección en los
yacimientos, esta corriente deberá cumplir con las normas establecidas para evitar
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problemas posteriores como el bloqueo y/o daño de la formación, aumentos en la
presión de reinyección, etc.

Las medidas genéricas formuladas en el PMA para la Planta de Gas son (ver Sección 7.2
–Medidas Genéricas de Prevención y Mitigación – Planta de Gas para Efluentes
Líquidos):

Realizar un monitoreo periódico de los efluentes líquidos tratados que sean
dispuestos en cuerpos de agua superficial de forma tal de verificar con los
parámetros de vuelco establecidos.

Aquellos efluentes tratados que se reinyecten junto al agua de producción deberán
ser monitoreados periódicamente a los efectos de verificar que sus características no
afectarán las condiciones de reinyección.

Durante la etapa de construcción se verificará que la disposición de los efluentes
líquidos se realice efectivamente en los pozos de infiltración y no sean descargados a
cursos de agua, drenajes, etc.

Los pozos de infiltración a instalarse durante la fase constructiva se ubicarán lo más
alejado posible de los cursos de agua y a una profundidad tal que no afecten las
napas subterráneas.
2.2. Absolución de Observaciones al EIA
La Autoridad Competente formuló las siguientes observaciones al EIA presentado, respecto
a la descripción del proyecto y el Plan de Manejo Ambiental (PMA) para la disposición de
efluentes industriales de la Planta de Procesamiento de Gas de Malvinas:

Primer Grupo de Observaciones al EIA (Informe Nº1-2001-EM-DGAA de 01.10.2001)
Observación 19º (inciso 3).- Especificar cuál será el tratamiento y disposición final del
agua de producción (Sobre la Planta de Gas en Malvinas).
Respuesta.- No se producirá agua de formación. Las únicas aguas a evacuar en el
proceso de tratamiento son aguas de condensación, en el orden de 120 a 150 BPD. Su
disposición se realizará mediante reinyección a pozo sumidero, una vez acondicionada
de acuerdo a los estándares seleccionados para este proyecto.

Segundo Grupo de Observaciones al EIA (Informe Nº2-2001-EM-DGAA de 30.11.2001)
No se formularon observaciones con respecto a la disposición de efluentes industriales.
2.3. Esquema de Producción del Lote 88
Pluspetrol tiene previsto iniciar el desarrollo del gas en el país con la puesta en producción
del yacimiento San Martín, posteriormente y a partir del año 2008 se incorporará la
producción del yacimiento Cashiriari. El esquema de explotación de los yacimientos San
Martín y Cashiriari será por ciclaje de gas seco, por tratarse de reservorios de gas sujetos a
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condensación, con lo cual se resolvería el problema de la limitación inicial de demanda de
gas y sobre todo, se maximiza la recuperación de líquidos de gas natural (LGN) y se evitaría
una rápida disminución de la presión de los reservorios.
Teniendo en cuenta la capacidad inicial de procesamiento de la Planta de Gas de Malvinas,
el potencial de producción e inyección estimado para cada pozo, la riqueza del contenido de
líquidos en los yacimientos y la demanda de gas estimada por el estudio de mercado; la
producción inicial estaría en el orden de los 440 MMPCD y 35000 BPD de LGN, poniendo en
producción 5 pozos y reinyectando gas seco en otros 3 pozos en el yacimiento San Martín.
Posteriormente, luego de ponerse a producción el yacimiento Cashiriari, se alcanzaría una
producción de 880 MMPCD, por lo que se tiene previsto la ampliación de la capacidad de
procesamiento de la Planta de Gas de Malvinas.
3. MARCO LEGAL
El Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (D.S. Nº
046-93-EM), establece en su Título VIII, referente al tratamiento y disposición del agua de
producción en la fase de explotación lo siguiente:
Art. 39º “La disposición final del agua de producción se efectuará por reinyección
preferentemente, o en superficie. El método a utilizar será aprobado con el EIA
para la fase de explotación en los proyectos nuevos y por aprobación del PAMA
para las operaciones existentes”.
Art. 40º “En el caso que un método de disposición del agua de producción aprobado de
acuerdo al artículo precedente, no pueda llevarse a la práctica, el responsable de las
actividades podrá solicitar a la Autoridad Competente la aprobación de u método
alternativo, justificando técnicamente que el método es ambientalmente aceptable
de acuerdo a los límites establecidos en la legislación ambiental vigente para las
actividades de hidrocarburos”.
El Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (D.S. Nº
055-93-EM), establece en su Título VII - Capítulo III, referente al tratamiento y disposición
del agua de producción lo siguiente:
Art. 254º “El Contratista usará pozas de diseño API, sistema de tratamiento intermedio
avanzado o sistemas similares para separar el petróleo del agua producidos y
dispondrá el agua de producción de manera que no contamine el agua dulce de
superficie o del subsuelo; preferentemente lo hará por reinyección o en superficie,
empleando el sistema aprobado en el EIA y normado en los Arts. 36º al 42º del
Reglamento para la Protección Ambiental de las Actividades de Hidrocarburos…”
La Resolución Directoral Nº 030-96-EM/DGAA, establece los niveles máximos permisibles
para efluentes líquidos producto de las actividades de exploración, explotación, transporte,
refinación, procesamiento, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos líquidos y
de sus productos derivados. Esto con la finalidad de contribuir efectivamente a la protección
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ambiental y que Pluspetrol los tiene incorporados dentro de sus estándares comprometidos
para el Lote 88.
La Guía Ambiental para la Disposición y Tratamiento del Agua Producida no representa un
documento legal que obliga a su cumplimiento, sin embargo, se elaboró con la finalidad de
orientar a la empresas de la industria y las autoridades del gobierno, así como al público en
general, a desarrollar planes ambientales que se adecuen con los requerimientos de las leyes.
Los lineamientos son generales y reflejan las prácticas industriales petroleras que se han
desarrollado en muchos países, no obstante, los diseños y procedimientos delineados no
serán apropiados para todos los proyectos o en todas las circunstancias. Pluspetrol ha tenido
en cuenta éstos lineamientos para la elaboración del plan de manejo ambiental del agua de
producción.
4. SISTEMA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE PRODUCCIÓN
4.1. Procesamiento del Gas
El gas extraído de los pozos a las condiciones ambientales de presión y temperatura es un
fluido multifásico compuesto por hidrocarburos livianos (gas), hidrocarburos pesados
(condensado), agua, nitrógeno, dióxido de carbono entre otros. Este fluido es transportado
por un sistema de tuberías hasta la Planta de Gas donde es recepcionado por dos equipos
slug catcher, cuya finalidad es contener los bolsones de líquidos que son arrastrados y
separar primariamente el gas y el líquido.
El gas es derivado a dos trenes criogénicos donde es deshidratado y se recupera al máximo
los componentes condensables de este bajo ciertas condiciones de presión y temperatura.
Una parte del gas residual (metano y etano) es comprimido y entregado para su transporte
hasta la ciudad de Lima, y el remanente es reinyectado a los reservorios.
Por otro lado, el líquido es llevado al sistema de estabilización de condensado donde se
separa el hidrocarburo líquido del agua y el hidrocarburo gaseoso, bajo ciertas condiciones
de presión y temperatura. Este condensado estabilizado es almacenado y luego bombeado
hasta la Planta de Fraccionamiento de LGN que se encuentra en Pisco.
El sistema de drenajes no presurizados de la Planta, junto al agua de condensación que se
separa en el sistema de estabilización de condensado y el agua de lluvia contaminada por
posible arrastre de hidrocarburos, son tratados en una Planta de tratamiento de agua de
producción, la cual se detallará más adelante.
4.2. Descripción del Tratamiento del Agua de Producción
El agua de producción proviene principalmente de la separación física de los líquidos
procesados en la unidad de estabilización de condensado; tanto del separador trifásico como
de un filtro cohalecedor, previamente desgasificada con lo que se consigue la remoción de
los hidrocarburos gaseosos absorbidos en esta. Así mismo, el agua proveniente de todos los
drenajes no presurizados de la Planta y el agua de lluvia contaminada por hidrocarburos,
colectada por un sistema de cámaras hasta una poza, convergen a una Planta de tratamiento
para su acondicionamiento antes de su disposición final.
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El sistema de tratamiento del agua de producción básicamente consiste de una primera
separación física del hidrocarburo líquido contenido en ella, es decir, que en el tanque
“pulmón” donde se acumula, el hidrocarburo es separado del agua por una diferencia de
densidades. Posteriormente, se le añadirá al agua que sale de este tanque “pulmón” un
agente químico desemulsificante, con la finalidad de romper la emulsión formada entre el
agua y el hidrocarburo líquido residual y luego en un tanque desnatador remover el
hidrocarburo residual proveniente de la emulsión rota.
A la salida de este tanque desnatador se le añade al agua otro agente químico (floculante),
con la finalidad de remover los sólidos en suspensión contenidos en esta. El agua floculada
es derivada a una celda de flotación donde por un sistema de insuflado de aire se consigue
flotar el conglomerado de sólidos en suspensión (flóculos) y posteriormente retenerlo en
unas camas de secado, el agua filtrada en estas camas será retornada a la celda de flotación
de donde finalmente será vertida al río, ya que su contenido de hidrocarburos y sólidos en
suspensión será reducido hasta cumplir con las normas que rigen el vertido al ambiente de
aguas de producción.
A la salida de la celda de flotación, si el agua tratada se encontrara fuera de especificación, lo
cual será confirmado mediante un análisis de laboratorio, será retornada al sistema de
tratamiento para su reprocesamiento. El hidrocarburo separado en este sistema de
tratamiento es recuperado y retornado a la Planta para su reprocesamiento (ver Figura 1).
4.3. Criterios de Diseño de la Planta de Tratamiento
El esquema de producción establecido para el Lote 88 ha servido en el diseño inicial de la
Planta de Gas de Malvinas para una producción de 11,3 MMm3/día de gas (400 MMPCD) y
165 m3/hora de LGN (25.000 BPD). La posibilidad de ampliación ha sido contemplada con
el fin de que produzca 22,6 MMm3/día de gas (800 MMPCD) y 330 m3/hora de LGN
(50.000 BPD), cuando se incorpore la producción del yacimiento Cashiriari a mediano
plazo.
Consecuentemente, el diseño de la Planta de tratamiento de agua de producción ha tenido
en cuenta esta consideración y los resultados de las pruebas de producción de los pozos en
el yacimiento San Martín. Es por eso que el caudal de diseño para el tratamiento en esta
unidad es de 77 gpm (2.640 BPD), proyectándose una producción de agua de 1 BPD por
cada 1 MMPCD de gas producido, es decir, entre 400 y 500 BPD de agua de producción a la
capacidad máxima de operación de la Planta.
Los objetivos de esta unidad son dos principalmente; reducir el contenido de hidrocarburos
hasta un valor menor que 15 ppm y remover el contenido de sólidos suspendidos hasta
valores menores que 50 ppm. Esto sobre la premisa de que el agua de producción obtenida
del procesamiento de gas en Malvinas, mayoritariamente como agua de condensación, no
debería tener niveles de concentración significativos en otros parámetros indicadores
aprobados para el monitoreo de efluentes líquidos, de tal manera que podría ser dispuesta
en superficie finalmente hacia un cuerpo receptor (río Urubamba).
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4.4. Equipos de la Planta de Tratamiento
El sistema de tratamiento de agua de producción fue dividido en tres subsistemas los cuales
comprenden a su vez conjuntos de equipos como se detalla a continuación:

Acumulación y Separación Primaria












Separación Secundaria













Desgasificador
Tanque “Pulmón”
Bombas Centrífugas
Patín (skid) de Inyección de Desemulsificante
Tanque Reservorio
Columna de Calibración
Bombas Neumáticas
Poza de Retención
Bombas Neumáticas
Tanque Sumidero de Agua de Lluvia
Bombas Neumáticas
Tanque Desnatador
Patín (skid) de Inyección de Floculante
Tanque Reservorio
Columna de Calibración
Bombas Neumáticas
Unidad de Flotación
Motores de paletas de remoción
Bombas Neumáticas
Celda de Flotación
Camas de Secado
Tanque Sumidero de Agua
Bombas Neumáticas
Recuperación de Hidrocarburo


Tanque de Almacén
Bombas Centrífugas
Una breve descripción de los sistemas con que cuenta la Planta de tratamiento de agua de
producción se muestra a continuación:
Desgasificador
El agua proveniente del separador trifásico de la unidad de estabilización pasa a través de
una válvula de control de nivel, donde el líquido es despresurizado hasta un valor
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aproximadamente de 30 psig. Debido a esta reducción de presión, se libera gas del líquido;
esa mezcla es enviada hacia el desgasificador donde el gas y el líquido se separan,
previamente converge la línea de agua del filtro cohalecedor. El gas pasa a través de una
válvula autorreguladora que mantiene la presión de trabajo del desgasificador en 25 psig.
Este es un recipiente horizontal de una longitud de 4.9 pies y un diámetro externo de 24
pulgadas diseñado para una presión de 150 psig y una temperatura de 150 ºF. El equipo
cuenta con un control de nivel, que acciona la válvula de envío a tratamiento del agua de
producción.
Tanque “Pulmón”
Después de pasar por la válvula de control de nivel, se envía el líquido al tanque “pulmón”.
Este tanque también recibe aportes del sistema de drenajes no presurizados y de líquido
proveniente de la pileta de retención. El objetivo de este tanque es compensar las variaciones
normales de flujo permitiendo así una operación estable. El tanque está equipado con un
brazo flotante que permite la extracción del hidrocarburo desde la parte superior del tanque,
que se separó por una diferencia de densidades. Este es enviado hacia el tanque de almacén.
El tanque “pulmón” es un tanque API que opera a una presión ligeramente superior a la
atmosférica (2 pulgadas de columna de agua). Esta presión es mantenida a través de una
línea de gas de cobertura (nitrógeno) provista de una válvula autorreguladora calibrada en
ese valor. Para el alivio de presión existe una válvula autorreguladora sobre la línea de
descarga calibrada a una presión 3 pulgadas de columna de agua. Para el caso de falla de
alguna de estas válvulas se instaló una válvula de presión y vacío, calibrada a 4 pulgadas de
columna de agua para sobrepresión y –1 pulgada de columna de agua para vacío. El tanque
tiene un volumen de 625 barriles, su altura es de 15 pies y su diámetro externo de 18 pies.
También cuenta con conexiones de toma de muestras a distintos niveles, y con una conexión
para el drenaje.
El agua separada del tanque se bombea hacia el tanque desnatador de hidrocarburos a
través de las bombas centrífugas. Estas bombean un caudal de 77 gpm, la potencia del motor
es de 5 HP. Sólo una de estas bombas opera normalmente. Previo a este bombeo se inyecta
desemulsificante a través de las bombas neumáticas para favorecer la rotura de la emulsión.
Tanque Desnatador
El tanque desnatador es un tanque API que tiene una capacidad neta de 400 barriles y sus
dimensiones son 15 pies de altura y 15 pies de diámetro externo. Opera a una presión
ligeramente superior a la atmosférica (2 pulgadas de columna de agua). Esta presión es
mantenida a través de una línea de gas de cobertura (nitrógeno) provista de una válvula
autorreguladora calibrada en ese valor. Para el alivio de presión existe una válvula
autorreguladora sobre la línea de descarga calibrada a una presión 3 pulgadas de columna
de agua. Para el caso de falla de alguna de estas válvulas se instaló una válvula de presión y
vacío, calibrada a 4 pulgadas de columna de agua para sobrepresión, y –1 pulgada de
columna de agua para vacío.
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El objetivo de este tanque es separar el hidrocarburo del agua, una vez rota la emulsión al
añadir el desemulsificante mediante las bombas neumáticas, a través de un sistema continuo
de desnatación; el agua contaminada asciende a través de la columna central con orificios. El
agua fluye a través de estos orificios de forma radial entre dos platos con dientes que
favorecen la separación del hidrocarburo que queda en la parte superior del tanque, y del
agua que queda en la parte inferior del tanque. El tanque opera completamente lleno y a
caudal constante. Para tener un margen de seguridad, el tanque desnatador fue diseñado
para 154 gpm de circulación de fluido.
El tanque también cuenta con un indicador de nivel, un transmisor de nivel de interfase, que
permite conocer el nivel de la interfase en la sala de control e indica el bajo nivel a través de
una alarma, y con facilidades de drenaje y tomamuestras. El hidrocarburo se extrae por
rebalse y se envía hacia el tanque de almacén. El agua se envía hacia la unidad de flotación a
través de la válvula de control de nivel.
Tanque de Almacén
Este es un tanque horizontal de 50 pulgadas de diámetro externo y 8 pies de longitud
diseñado para una presión de 15 psig a 140 ºF. Opera a una presión ligeramente superior a la
atmosférica (2 pulgadas de columna de agua). Esta presión es mantenida a través de una
línea de gas de cobertura (nitrógeno) provista de una válvula autorreguladora calibrada en
ese valor. Para el alivio de presión existe una válvula autorreguladora sobre la línea de
descarga calibrada a una presión 3 pulgadas de columna de agua. Para el caso de falla de
alguna de estas válvulas se instaló una válvula de presión y vacío, calibrada a 4 pulgadas de
columna de agua para sobrepresión, y –1 pulgada de columna de agua para vacío.
El líquido acumulado (hidrocarburo recuperado) se bombea hacia el sistema de drenajes
cerrados a través de las bombas de transferencia. Estas son bombas centrífugas que bombean
un caudal de 44 gpm y descargan a una presión de 40 psig. Sólo una de éstas opera
normalmente.
Unidad de Flotación
El agua del tanque desnatador es enviada a la unidad de flotación donde se produce la
remoción de los sólidos en suspensión en forma de un conglomerado denso llamado
flóculos. Por eso, previo al ingreso a esta unidad, se inyecta un agente floculante a partir de
las bombas neumáticas. En esta unidad el contenido de sólidos suspendidos se reduce hasta
un valor de unos 50 ppm.
Esta unidad funciona también a flujo constante de 77 gpm y está formada por numerosas
células dispuestas en serie con deflectores de redistribución que impiden la canalización del
flujo. En estas cámaras se dispersa aire en el líquido. Las burbujas de aire se elevan junto con
las partículas de sólidos en suspensión hacia la superficie libre que se aglutinan gracias a la
presencia del agente floculante. Estos flóculos son removidos mediante paletas y colectados
en una cámara para luego ser enviados hacia las camas de secado periódicamente.
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La etapa final de esta unidad, consiste en una cámara de agua tratada en la cual el nivel de la
unidad entera es controlado y mantiene un nivel constante, permitiendo que el excedente
sea enviado hacia su disposición final (río Urubamba).
Camas de Secado
Estas camas están construidas en concreto y cuentan con distintas capas de arena y grava de
distinto tamaño. El agua que drena a través de esos estratos es enviada hacia el sumidero de
agua. Debido al clima lluvioso del área, las camas están protegidas por un cobertizo.
Normalmente sólo una de las camas está en operación mientras los materiales acumulados
en la otra pileta son secados. Finalmente, se extraen manualmente los materiales
acumulados para su disposición final.
Tanque Sumidero de Agua
Es una cámara al ras del suelo, construida en concreto. Asociadas a ésta existen dos bombas
que permiten extraer el agua acumulada y recircularla hacia la entrada de la unidad de
flotación. Estas son bombas neumáticas que bombean un caudal de 35 gpm a 25 psig. Sólo
una opera normalmente.
Poza de Retención
Es una estructura de concreto con un volumen de 630 barriles cuyo objetivo es retener los
drenajes pluviales contaminados, así como el agua producida tratada fuera de
especificación. Sus dimensiones son 16 pies de longitud, 39 pies de ancho y 10.2 pies de
profundidad con un nivel operativo máximo de 2.6 pies.
Para poder enviar el agua retenida hacia el sumidero de agua de lluvia, se cuenta con las
bombas neumáticas de doble diafragma. Estas bombas bombean un caudal de 60 gpm
descargando a una presión de 30 psig. Sólo una de estas opera normalmente.
Tanque Sumidero de Agua de Lluvias
Antes de ser enviada al río Urubamba, se envía el agua proveniente de la pileta de retención
al sumidero de agua de lluvias, ya que la pileta de retención se encuentra por debajo del
nivel del río. Las dimensiones de este sumidero son 16 pies de longitud, 39.3 pies de ancho y
13.8 pies de profundidad. El agua acumulada se bombea hacia una canaleta que desemboca
en el río a través de las bombas sumergidas. Estas son bombas eléctricas que bombean un
caudal de 35.2 gpm descargando a una presión de 14.2 psig. Una de estas bombas es de
reserva.
A continuación se muestra el diagrama de flujo de la planta de tratamiento de agua de
producción instalado en la Planta de Gas de Malvinas:
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Diagrama de Flujo
Sistema de Tratamiento de Agua de Producción en la Planta de Gas de Malvinas
Sistema de Colección de Agua
Agua de Estabilización
de Condensado
Agua de Drenajes no
Presurizados
Agua de Lluvia
Contaminada
A
Desgasificador
Tanque Pulmón
Desemulsificante
Tanque Pulmón
de Hidrocarburo
A
reprocesamiento
Tanque Desnatador
Floculante
Celda de flotación
Agua
filtrada
Parámetros
De
Calidad
No
Camas de secado
Si
Flóculos retenidos
Agua tratada para
el vertido final
NOTA:
El agua eliminada de la producción entrante será separada en las instalaciones de
entrada de la Planta y enviada al sistema de tratamiento de agua antes de su
eliminación.
5. METODO DE DISPOSICION SUGERIDO
14
r
e
p
r
o
c
e
s
a
m
i
e
n
t
o
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5.1. Caracterización del Agua de Producción
El agua de producción esta definida como el fluido asociado a la producción de
hidrocarburos en general; la misma que es separada y tratada antes de su disposición por
inyección o en superficie. Para el caso de reservorios de gas, uno de los constituyentes
asociados es el agua de condensación que se obtiene por la producción y procesamiento del
gas. Para efectos de uniformizar los términos conforme a la reglamentación ambiental
peruana para el sector hidrocarburos, el agua residual industrial es sinónimo de agua de
producción.
Los pozos de gas también producen agua de la propia formación, aunque por lo general, las
cantidades son considerablemente más pequeñas que en los pozos de petróleo. Se puede
esperar que los volúmenes se encuentren entre los 0,5 y 5 barriles de agua por millón de pies
cúbicos de gas producido. Esto se ha confirmado con los resultados de las pruebas de
producción realizadas en los pozos de la plataforma San Martín 1, habiéndose obtenido una
relación de producción de un barril de agua por cada millón de pies cúbicos de gas
producido.
El agua de formación, en el eventual caso que se produzca por irrupción del frente de agua
de los reservorios hacia los pozos productores de gas es también considerada como agua de
producción. La presencia significativa de agua de formación se estima que podría
presentarse después de varios años de iniciada la vida productiva de los pozos, de acuerdo a
los resultados del modelo de simulación elaborado, el cual predice una producción
constante de agua del orden de los 1000 BPD durante esta primera etapa de desarrollo de los
yacimientos.
Sin embargo, este pronóstico de producción conservador fue una primera aproximación que
se ajustará, cuando se complete la información de los pozos de la plataforma San Martín 1
(pruebas de producción y resultados de análisis de núcleos). Si bien no se tiene todavía una
historia de producción de los pozos, la información de las pruebas realizadas en los mismos
refleja menores volúmenes de producción de agua que los pronosticados con el modelo de
simulación inicial.
Así se obtuvieron aproximadamente 500 BPD de agua con una salinidad promedio de 4800
ppm de cloruros, en el total de las pruebas de producción efectuadas en los 5 pozos de la
plataforma San Martín 1. Se estima que la mayor parte del volumen de agua obtenido
corresponde al agua de condensación contaminada con restos de fluido de perforación y
completación, presentes en el momento de la prueba de cada uno de los pozos.
La caracterización del agua de producción se confirmará con análisis a realizar durante la
puesta en marcha de la Planta, para lo cual se ha previsto un programa de monitoreo del
efluente con la finalidad de verter en superficie un efluente líquido que cumpla con los
estándares aprobados en el EIA; mientras se desarrollan los estudios hidrogeológicos para
determinar la formación receptora del agua de producción, a través de la reinyección en
pozos de disposición.
Por lo tanto, se espera que el agua de producción obtenida del procesamiento de gas en
Malvinas, como agua de condensación separada y tratada, no debería tener niveles de
15
Pluspetrol Perú Corporation S.A.
concentración significativos en los parámetros indicadores aprobados para el monitoreo de
efluentes líquidos, de tal manera que podría ser dispuesta en superficie hacia un cuerpo
receptor (río Urubamba).
5.2. Estándares Asumidos para el Proyecto
Los estándares asumidos por el proyecto recogen la exigencia de la normatividad ambiental
para el sector hidrocarburos, así como de lineamientos internacionales, en caso no existan
límites en la reglamentación peruana, de tal manera que asegurarían el mantenimiento de la
calidad del cuerpo receptor que recibirá la descarga del agua de producción de la Planta de
Gas de Malvinas.
Cuerpo Receptor
La calidad del cuerpo receptor en las áreas de influencia de operación de Pluspetrol está
determinada por los lineamientos de la Ley General de Aguas (LGA), D.L. 17752 dentro de
la Clase VI - Agua de zonas de Preservación de Fauna Acuática y Pesca Recreativa o
Comercial. Para aquellos parámetros no definidos en la LGA y que son indicadores de
contaminación tal como sólidos disueltos totales, cloruros, sulfatos, bario, fósforo total y
nitrógeno amoniacal se han adoptado como referencia estándares ambientales
internacionales (Canadá y Países Bajos) (ver Tabla Nº 1),
Tabla Nº 1
Estándares de Calidad de Cuerpo Receptor (Agua Superficial)
Parámetro
pH (UpH)
Oxígeno disuelto (mg/L)
Demanda Bioquímica de Oxígeno
(mg/L)
Sólidos Suspendidos Totales
(mg/L)
Sólidos disueltos totales (mg/L)
Aceite y grasas (mg/L)
Cloruros (mg/L)
Sulfatos (mg/L)
Sulfuros (mg/L)
Fenoles (mg/L)
Fósforo total (mg/L)
Nitrógeno amoniacal (mg/L)
Bario (mg/L)
Cadmio (mg/L)
Cromo (mg/L)
Plomo (mg/L)
Mercurio (mg/L)
Coliformes totales (NMP/100 mL)
Coliformes fecales – E. Coli
(NMP/100 mL)
Estándar
Referencia
6,5 – 9,0
4
10
Canadá
LGA-Perú (clase VI)
LGA-Perú (clase VI)
100
LGA-Perú (clase VI)
3500
Ausencia
250
1000
0,002
0,1
0,15
0,02
1
0,004
0,05
0,03
0,0002
20000
4000
CEQG
LGA-Perú (clase VI)
D.S.030-96 EM/DGAA
CEQG
LGA-Perú (clase VI)
LGA-Perú (clase VI)
EQSN
EQSN
CEQG
LGA-Perú (clase VI)
LGA-Perú (clase VI)
LGA-Perú (clase VI)
LGA-Perú (clase VI)
LGA-Perú (clase VI)
LGA-Perú (clase VI)
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Pluspetrol Perú Corporation S.A.
LGA:
CEQG:
EQSN:
Ley General de Aguas, Decreto Ley 17752, Articulo 81°, 1979.
Canadian Water Quality Guidelines for the Protection of Agriculture Water Uses, 2001.
Environmental Quality Standards for Surface Water. Ministry of Housing Physical
Planning and Environment Directorate-General for Environemntal Protection, 1991.
Netherlands.
Efluentes Líquidos
En el caso de la actividad de hidrocarburos, se cuenta con normativa que ha establecido los
límites máximos permisibles para los efluentes líquidos producto de las actividades de
explotación y comercialización de hidrocarburos líquidos y sus productos derivados (R.D.
N°030-96-EM/DGAA). Sin embargo, existen numerosos parámetros incluidos en la Ley
General de Aguas (D.L. 17752) que no son regulados por la normativa específica del sector y
para los cuales se adoptan los estándares del Banco Mundial (ver Tabla Nº 2).
Tabla Nº 2
Estándares de Calidad de Efluentes Líquidos
Parámetro
pH (UpH)
Demanda Bioquímica de Oxígeno
(mg/L)
Sólidos Suspendidos Totales (mg/L)
Aceites y grasas (mg/L)
Nitrógeno amoniacal (mg/L)
Fenoles (mg/L)
Sulfuro (mg/L)
Bario (mg/L)
Cadmio (mg/L)
Cromo total (mg/L)
Plomo (mg/L)
Mercurio (mg/L)
Coliformes totales (NMP/100 ml)
Estándar
Referencia
6–9
50
Banco Mundial
Banco Mundial
50
30(1)
20(2)
10
0,5
1,0
5,0(1)
3,0(2)
0,1
0.5
0,4(1)
0,2 (2)
0,01
400
Banco Mundial
MEM-DGAA
Banco Mundial
Banco Mundial
Banco Mundial
MEM-DGAA
Banco Mundial
Banco Mundial
MEM-DGAA
Banco Mundial
Banco Mundial
(1): Valor en cualquier momento para descargas en agua continental.
(2): Valor promedio anual para descargas en agua continental.
Banco Mundial:
Limits for process Wastewater, Domestic Sewage and Contaminated Storm water
MEM-DGAA:
for discharge to surface waters. Pollution Prevention and Abatement Handbook.
R.D. N°030-96-EM/DGAA Niveles máximos permisibles de emisión de efluentes
líquidos para las actividades de hidrocarburos.
17
Pluspetrol Perú Corporation S.A.
5.3.
Caracterización del Cuerpo Receptor
Se presenta la evaluación de los resultados de línea base del estudio del río Urubamba que
forma parte del EIA del Lote 88 – Camisea, el cual fue realizado por la empresa consultora
Environmental Resources Management (ERM) en el año 2001 y aprobado en abril del año
2002. Sobre ésta línea base se recomendaron los parámetros indicadores para monitoreo en
aguas superficiales y en efluentes líquidos para vertido.
Hidrobiología
Se consideran como parámetros abióticos en este caso, a aquellas condiciones físico químicas
relevantes en el establecimiento y estructura de las comunidades acuáticas. En general,
parámetros como la temperatura, oxígeno disuelto, dióxido de carbono, fosfatos y nitratos,
registran valores normales propios de aguas naturales neutras. Asimismo, los valores de
conductividad y dureza total guardan la misma relación para aguas blandas indicando un
bajo contenido de sales. El color del agua es negruzco, sobre todo en creciente, debido a la
gran cantidad de sedimentos que arrastra en suspensión, siendo más limpia en vaciante.
Hidrología
En referencia al régimen hidrológico del río Urubamba de acuerdo al hidrograma de los
niveles diarios tomadas en la localidad de Nuevo Mundo puede decirse, que las crecientes
se inician en el mes de octubre, aumentando gradualmente el nivel de las aguas hasta el mes
de abril, a partir del cual, el nivel comienza a decrecer (vaciante) hasta alcanzar su máxima
vaciante en los meses de julio, agosto y setiembre (ver Figura 2).
Los caudales anuales medios, máximos y mínimos, del río Vilcanota (que corresponde a la
parte más alta del Urubamba), registrados en las estaciones limnimétricas de Lucumachayoc
(1958/93) y Písac (1965/86), muestran un caudal medio anual de 114,1 m3/s y 73,4 m3/s,
respectivamente.
Por otro lado, el estudio técnico de navegabilidad en el río Urubamba realizado el año 2002,
registró caudales máximo y mínimo de 1056,9 m3/s y 339,7 m3/s, respectivamente. Se estima
que los valores del caudal en la época de avenidas o crecidas pueden superar normalmente
los 2.000 m3/s.
Otros Indicadores
Se realizó el análisis de metales pesados por medio de la técnica de plasma de acoplamiento
inductivo. Este procedimiento permitió detectar los metales presentes en disolución
llegando a los niveles trazas de detección exigidos por los organismos de salud. Bajo esta
técnica las muestras analizadas no evidenciaron concentraciones de metales pesados que
indicaran algún tipo de riesgo ambiental.
En las muestras analizadas en el río Urubamba, no se registraron valores superiores al límite
de detección del método seleccionado para hidrocarburos totales de petróleo (TPH). Sin
embargo, en lo que respecta al contenido de coliformes (totales y fecales), algunas de las
muestras analizadas evidenciaron un alto contenido por lo que limitaría el uso del recurso
para consumo humano.
18
Pluspetrol Perú Corporation S.A.
En resumen, de acuerdo a la caracterización del cuerpo receptor formulado en el EIA es de
esperar que el río Urubamba tenga la suficiente capacidad para admitir los volúmenes de
descarga del agua de producción proyectados de la Planta de Gas.
6. CONCLUSIONES
Sobre la base de lo mencionado en las diferentes secciones se formulan las siguientes
conclusiones:

La alternativa de reinyección del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas
(compromiso del EIA), no será posible desde el inicio de la operación de la planta, por lo
que se ha creído por conveniente disponer el agua de producción en superficie, por las
siguientes consideraciones:

La realización de los estudios hidrogeológicos y la determinación de la mejor
ubicación de los pozos de disposición (disposal well) cerca de la planta, debe ser una
solución global para el manejo del agua de producción generada por el desarrollo del
proyecto. Esto representa una condición para una efectiva reinyección del agua en el
subsuelo como método de disposición ambientalmente aceptable.

La futura ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Gas de
Malvinas a mediano plazo, debido al desarrollo del yacimiento Cashiriari y otros
proyectos, justifica la necesidad de contar con un estudio de factibilidad para la
reinyección del agua de producción, previendo mayores volúmenes de efluentes
líquidos de la Planta.

El Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, faculta a
Pluspetrol el solicitar a la Autoridad Competente, la aprobación de un método
alternativo de disposición diferente al aprobado en el EIA.

El diseño de la Planta de tratamiento de agua de producción ha tenido en cuenta el
esquema de producción del Lote 88 y los resultados de las pruebas de producción de los
pozos en el yacimiento San Martín, habiéndose proyectado el tratamiento de 400 a 500
BPD de agua, a la capacidad máxima de operación de la Planta.

Se espera que el agua de producción separada y tratada, obtenida del procesamiento de
gas en Malvinas, como agua de condensación, no debería tener niveles de concentración
significativos en los parámetros indicadores aprobados para el monitoreo de efluentes
líquidos, de tal manera que podría ser dispuesta en superficie hacia un cuerpo receptor
(río Urubamba).

La caracterización del agua de producción se confirmará con análisis realizados durante
la puesta en marcha de la Planta, para lo cual se ha previsto un programa de monitoreo
especial del efluente con la finalidad de verter en superficie un efluente líquido que
cumpla con los estándares aprobados en el EIA.
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Pluspetrol Perú Corporation S.A.

Los estándares formulados en el EIA, como límites de concentración de parámetros
indicadores en aguas superficiales y efluentes líquidos, recogen una exigencia de la
normatividad ambiental para el sector hidrocarburos, así como de lineamientos
internacionales, que asegurarían un mantenimiento de la calidad del cuerpo receptor que
recibirá la descarga del agua de producción de la Planta de Gas de Malvinas.

De acuerdo a la caracterización del cuerpo receptor formulado en el EIA es de esperar
que el río Urubamba tenga la suficiente capacidad para admitir los volúmenes de
descarga del agua de producción proyectados de la Planta de Gas.

Pluspetrol no desconoce el compromiso de la reinyección del agua de producción, sin
embargo, esto se efectuará una vez que se hayan elaborado los estudios
correspondientes, previendo el desarrollo de los yacimientos de San Martín y Cashiriari
y de otros proyectos.
FIGURAS
Figura 1 - Plano de la Planta de Tratamiento de Agua de Producción
Figura 2 - Hidrograma del Río Urubamba en la Estación Nuevo Mundo
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Modificatoria Sistema Temporal de Tratamiento de Agua

Balance de materia

Balance de materia

CaudalesComposicionesUnidades másicasQuímicaDisolución

QUIMICA INDUSTRIAL

QUIMICA INDUSTRIAL

Productos químicosProcedimiento de fabricaciónIndustria químicaMaterias primasContaminaciónPetróleoMedio ambienteTransformación

Gases y vapores

Gases y vapores

Física del estado sólidoPerdida de energíaLaboratorioPresiónProceso a volumen constante

MEDIO AMBIENTE

MEDIO AMBIENTE

FísicosbiológicosEcologíaContaminaciónAguaContaminatesDesechos orgánicosSeres vivosQuímicos

Factores ambientales en la ubicación de nuevas plantas y unidades de producción

Factores ambientales en la ubicación de nuevas plantas y unidades de producción

Impacto ambientalMedio socioeconómicoMedio biológico

Problemas del agua

Problemas del agua

ContaminantesDegradaciónAguas residualesRecurso naturalConsumo